El organismo avaló la instalación de 400 megavatios de generación temporera en Aguirre, mientras expertos advierten que el proyecto podría encarecer la factura eléctrica y aumentar la dependencia del gas natural
La Junta de Control Fiscal (JCF) autorizó el martes la ejecución del contrato entre la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y Power Expectations, LLC para instalar 400 megavatios (MW) de generación temporera en la Central Aguirre, en Salinas.
El contrato, vinculado a una solicitud de propuestas para atender una emergencia por un déficit anticipado de generación de entre 700 MW y 850 MW, tendrá una duración de diez años y utilizará gas natural licuado como combustible primario.
Según la carta de la junta, el proyecto contempla que el suplidor “deberá desplegar, instalar, operar y mantener unidades temporales de generación de energía” en la Central.
La aprobación final se produjo luego de que el organismo fiscal exigiera cambios en tres áreas: ejecución del proyecto, garantías de desempeño y estructura de combustible. Entre las condiciones impuestas figuran un calendario acelerado de despliegue de 90 a 150 días, penalidades por atrasos, derechos de terminación si no se alcanza la operación comercial y requisitos de fianza de cumplimiento.
Interrogantes sobre el acuerdo
No obstante, para la consultora energética Cathy Kunkel, del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA), las dudas importantes persisten.
“Creo que el reto o el riesgo principal es que la Isla sigue en el camino sobre construir infraestructura de gas natural”, destacó Kunkel en entrevista con EL VOCERO.
La analista señaló que el contrato de Power Expectations no puede evaluarse de forma aislada, sino junto a otros procesos en curso, incluyendo la adquisición de entre 2,500 MW y 3,000 MW de nueva generación. Esa solicitud, ordenada por el Negociado de Energía, no debe limitarse a plantas de gas y deberá priorizar unidades flexibles que apoyen la integración de energía renovable y la meta de 100% generación renovable para 2050.
“Cuando se suman todos los proyectos que están en curso, no solamente (Power) Expectations, pero también la licitación para 3,000 megavatios de generación… No se ve que vamos de camino a tener mucha más infraestructura de gas natural que realmente sería necesario”, expresó Kunkel.
El informe de IEEFA, redactado por la analista, advierte que Puerto Rico enfrenta el riesgo de sobredimensionar su sistema centralizado de generación y que nuevas plantas basadas en gas importado podrían aumentar la carga económica de los consumidores. Además, plantea que, si se concretan los proyectos propuestos, la Isla podría mantener márgenes de reserva de entre 80% y 90% hasta 2044.
La autorización para la ejecución del contrato surge en momentos en que el sistema eléctrico continúa mostrando fragilidad. El lunes, Puerto Rico registró por primera vez en el año una demanda superior a los 3,000 MW, con un pico de 3,019 MW y una reserva disponible que apenas superaba los 200 MW.
La JCF, por su parte, destacó que el contrato revisado establece una tarifa operacional de $0.160 por kilovatio hora para la energía generada y entregada, excluyendo costos de combustible, reembolsos, ajustes, impuestos, penalidades y otros cargos separados.
Para Kunkel, ese dato no disipa el riesgo tarifario.
“El proyecto de Power Expectations va a tener un costo de 16 centavos por kilovatio hora sin incluir el costo del gas natural. Así que el costo del proyecto fácilmente va a estar más de 22 centavos por kilovatio hora…Va a ser uno de los proyectos más costosos de la nación”, advirtió.
La analista recomendó priorizar almacenamiento en baterías a gran escala, meoras al sistema de distribución y energía solar en techos como alternativas para atender la confiabilidad sin profundizar la dependencia en combustibles fósiles.
EL VOCERO solicitó una reacción del zar de Energía y director ejecutivo de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP), Josué Colón, pero al cierre de esta edición no había sido recibida.
FUENTE: El Vocero
