Aunque sin adelantar las fechas, LUMA Energy delineó un orden preliminar para el retiro de varias de las unidades de la flota de generación termoeléctrica, uno de los componentes del Plan Integrado de Recursos (PIR) del sistema eléctrico –aprobado en 2020– con los que se ha incumplido ante los retrasos de años en la inclusión de nuevas fuentes de energía a la red.

Como parte de los trámites preliminares para la revisión del PIR, el consorcio enumeró las seis unidades –localizadas en las centrales de Palo Seco (Toa Baja), San Juan y Aguirre (Salinas)– cuyo decomiso se priorizaría, sujeto a que se incluyan en la versión final del documento y la propuesta sea aprobada por el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

Las salidas de las unidades, que se establecieron sobre la base de su costo de operación y su historial de averías no programadas, seguirían el siguiente orden: Palo Seco #4, San Juan #7, Aguirre #1, Aguirre #2, Palo Seco #3 y San Juan #9.

“A menos que Genera (PR, operador de la flota generatriz) provea a LUMA un calendario de retiro alterno que resulte en una confiabilidad superior, LUMA planifica retirar las unidades de combustible pesado basado en las tasas de salidas forzadas de las unidades, retirando primero aquellas con las peores tasas”, indicó la empresa al NEPR en la moción que sometió el pasado 1 de abril.

En conjunto, las seis unidades tienen una capacidad nominal para producir 1,532 megavatios (MW), lo que representa una tercera parte de la capacidad de la flota perteneciente a la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). Sin embargo, LUMA Energy precisó que la capacidad real del conjunto de plantas es de 1,160 MW.

Todas las unidades, detalla el documento, comenzaron operaciones entre 1965 y 1971, por lo que cuentan con más de 50 años de servicio, excediendo la vida útil estimada de las plantas generatrices convencionales.

El orden preliminar de retiro excluye las cuatro plantas principales del sistema –las unidades #5 y #6 de Costa Sur (Guayanilla) y #5 y #6 de San Juan– que funcionan primordialmente con gas natural, que generalmente es más barato y menos contaminante que los derivados del petróleo, como el diésel y el búnker C.

Varias de las máquinas que se incluyeron en el calendario –como las #3 y #4 de Palo Seco y la #1 de Aguirre– están, al presente, fuera de servicio ante averías no programadas, lo que en pasadas semanas ha redundado en múltiples relevos de carga por deficiencias de generación.

Las unidades #1 y #2 de Aguirre son las plantas con mayor capacidad nominal de la flota de la AEE, ascendiendo a 450 MW cada una, si bien la producción real de ambas está limitada a 300 y 350 MW, respectivamente.

Mientras, Palo Seco #4, con capacidad nominal de 216 MW, ha estado fuera de servicio desde el año pasado a causa de una falla que requerirá una reparación que se extenderá, al menos, hasta 2025, de acuerdo con Genera PR.

En la moción al NEPR, LUMA Energy propuso que los retiros de unidades se ejecuten una vez transcurra un año desde que los modelos sugieran la salida como una alternativa viable, tanto desde la perspectiva operacional como económica. “Esta espera de un año provee un tiempo razonable para resolver problemas con el arranque de nuevas unidades y se demuestre su capacidad de operar de forma confiable por múltiples meses”, señaló el consorcio.

Por su parte, Genera PR, en declaraciones escritas, expresó estar “de acuerdo con la metodología presentada por LUMA”.

“Genera recomienda que los retiros de unidades se realicen luego que se integren activos de generación confiables y despachables al sistema que provea la generación que se retira, capacidad para suplir la demanda esperada y los servicios auxiliares que las unidades retiradas aportan a nuestro sistema eléctrico”, agregó el operador de generación.

La salida de la flota de unidades fósiles de la AEE era uno de los elementos claves de la versión del PIR que se aprobó en 2020, un documento que, en la mayoría de los escenarios, contemplaba el retiro de las plantas principales –con la excepción de Costa Sur #5 y #6 y San Juan #5 y #6– en la primera mitad de esta década.

El PIR avalado por el NEPR se fundamentaba en la premisa de que, para 2025, se hubieran completado las seis rondas de licitación de proyectos de energía renovable a gran escala que habrían elevado a 40% la cartera de fuentes limpias en la red central. Los contratos de la primera ronda, sin embargo, se finiquitaron a finales del año pasado –por lo que pudieran comenzar a inyectar energía en 2025– y aún se espera por que el NEPR adjudique los proyectos correspondientes al segundo y tercer tramo.

Además de los retiros de las unidades de la AEE, el PIR deberá incorporar el cierre de la cogeneradora AES (Guayama) en 2027, así como la posible salida de EcoEléctrica (Peñuelas), cuyo contrato de venta de energía vence en 2032.

El borrador completo de la revisión del PIR, cuya elaboración corresponde a LUMA Energy, debe entregarse al NEPR a más tardar el 28 de junio, con miras a dar paso a un procedimiento adjudicativo que incluiría la intervención de ciudadanos y partes interesadas.