A días de cerrar las negociaciones con la empresa Power Expectations LLC para la producción de 800 megavatios (MW), el zar de Energía, Josué Colón, reconoció este miércoles que restan elementos claves pendientes para viabilizar la operación, como el transporte del gas natural a las dos localidades donde se ubicarán las unidades temporales y los análisis técnicos y ejecución de los trabajos para garantizar la seguridad en la interconexión a la red de transmisión.

Aunque todavía se aguarda por que la Junta de Gobierno de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), el Negociado de Energía y la Junta de Supervisión Fiscal den su visto bueno al contrato con Power Expectations, Colón prevé que, una vez instaladas, las unidades de la empresa operen entre seis y ocho horas diarias. De esa forma, las máquinas –cuya energía el gobierno comprará a un precio fijo de 24 centavos por kilovatio hora– servirían para sustituir algunas de las plantas de diésel más caras en el sistema, que pueden ascender a los 30 centavos, pero tampoco operarán como unidades de generación “base”, que se mantienen encendidas permanentemente.

“No tengo el detalle, pero sé, por los informes que he visto del 3PPO (oficina externa que administró la licitación de la generación temporal), que ha sido parte de las discusiones durante el RFP (solicitud de propuestas). Los que participaron tuvieron que dar una presentación al 3PPO de que hicieron los acuerdos correspondientes para el suministro de gas natural y por dónde (se recibe). En el caso de Aguirre, el transporte va a ser por camiones. Es parte de lo que está incluido en el precio. Y, en el caso de Costa Sur, puede ser por camiones, pero si se trabaja –porque nosotros no tenemos problemas–, el combustible podría llegar por la misma tubería que interconecta las facilidades”, afirmó Colón.

De los 800 MW que Power Expectations deberá inyectar, 200 MW se producirán desde la central Costa Sur, en Guayanilla, que actualmente utiliza el gas natural que se despacha en la cogeneradora privada EcoEléctrica, en Peñuelas, y se transporta por medio de una tubería que conecta las dos instalaciones. Utilizar la tubería para la generación de Power Expectations, sin embargo, requeriría un acuerdo entre la empresa y EcoEléctrica, que maneja el terminal en Peñuelas, reconoció Colón.

Los restantes 600 MW de Power Expectations se generarán desde la central Aguirre, en Salinas, que no cuenta con infraestructura para recibir el combustible por vía marítima. Aguirre, al presente, tampoco cuenta con los equipos para regasificar el gas natural licuado que se reciba en camiones.

Al analizar preliminarmente, en marzo, los desafíos técnicos de interconectar 600 MW en Aguirre y 200 MW en Costa Sur, LUMA Energy estimó que se producirían 12 “violaciones” a los estándares de uso de la red de transmisión, que tendrían que corregirse mediante mejoras de infraestructura.

“Como parte del proceso, hubo visitas a las áreas y se evaluaron las áreas de interconexión. Finalmente, se tiene que instalar lo que se vaya a instalar y decir qué es lo que es para que se afinen, que es parte de la adjudicación del proyecto y de lo que el que prevalezca tiene que afinar con el operador, que es LUMA, y obviamente con Genera (PR)”, dijo Colón, también director ejecutivo de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas.

Según el zar de Energía –quien espera que Power Expectations comience a producir energía en dos meses–, la interconexión de las unidades será más sencilla que el proyecto de megageneradores que se ejecutó hace dos años en las centrales San Juan y Palo Seco, cuando fue necesario alquilar terrenos que no pertenecían a la AEE. En ese entonces, la interconexión de las 17 unidades de 350 MW tomó entre tres y seis meses.

En un aparte con los medios tras participar de un evento de la Cámara de Comercio de España en Puerto Rico, Colón insistió en que Power Expectations, a raíz de la evaluación de la firma externa, cuenta con la capacidad financiera para realizar las inversiones iniciales y sostener la operación por la duración del contrato de dos años, a pesar de que no se estipuló una garantía mínima de compra de energía.

“No nos comprometimos a ningún uso. No tenemos un ‘take-or-pay’ (garantía de compra), pero se les dijo que era bien probable que esas unidades operaran, por lo menos, entre seis y ocho horas todos los días, porque una de las expectativas con esa generación, si entra, es que podamos sacar unidades (para mantenimiento rutinario)”, dijo el ingeniero, quien espera que la flota alcance una capacidad cercana a los 4,500 MW, lo que brindaría un margen considerable respecto a los picos de consumo anticipados de 3,200 MW.