Objetan detalles de estrategía preferida

Por falta de detalles sobre varias ‘decisiones fijas’ que la Autoridad de Energía Electrica (AEE) consignó en el borrador de su Plan de Recursos Integrados (PIR) relacionadas al despliegue de unidades generatrices operadas con gas natural, como tambien las restricciones impuestas para expandir el uso de fuentes renovables a corto plazo, el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) lo devolvió a la corporación pública para añadir detalles específicos.

Como cuestión de hecho, el NEPR determinó que el borrador del Plan incumple con regulaciones aplicables, en particular la Regulación 9021 que rige cómo debe elaborarse el PIR. Principalmente, señala la resolución, la AEE no ejecutó un ‘modelo de capacidad de expansión’ -dirigido a desarrollar propuestas de menor costo que cumplan con necesidades de consumo- para el escenario de su preferencia, catalogado como el ‘Energy System Modernization Plan’ (ESM).

Bajo el ESM, la corporación pública emplea una serie de decisiones fijas, que incluye el desarrollo de generatrices de ciclo combinado operadas con gas natural en Yabucoa, Palo Seco y Mayagüez. El NEPR señala que bajo ese escenario se asumen más restricciones en el despliegue de energía solar y baterías en la medida que se limitan a instalar 440 megavatios de baterías y 720 megavatios en recursos de generación solar para el año 2022.

El Negociado señaló que el PIR no contiene suficiente información para justificar su consideración de recursos fijos en el documento, concediendo una oportunidad para que soliciten una dispensa a los requisitos de información, pero advirtiendo que no están obligados a ello.

En relación a los costos que conllevará el propuesto ESM, la resolución indica que la AEE no proveyó una discusión detallada sobre los meritos de ese plan ante los otros escenarios contemplados y no atendieron riesgos relacionados al costo de energía renovable, baterías y gas natural. De hecho, el NEPR apunta que el escenario de menor costo (escenario 3 estrategia 2), el cual plantea una expansión de gas natural y un sistema de miniredes, no cuenta con suposiciones de costos para energía solar ni baterías, para así determinar si en efecto se mantiene como el escenario de menor costo.

NEPR exige mayor enfasis en renovables en el PIR

Aunque las aspiraciones energeticas para fuentes renovables cambiarían de aprobarse el proyecto de política pública energetica en discusión en la legislatura, el Negociado insiste que el PIR debe cumplir con la meta ya establecida para mantener un 15% de generación electrica por vía de fuentes renovables antes del 2021. El Plan evaluado aún no demuestra que esa meta se lograría a tiempo, limitándose a indicar que, ‘hay límites sobre la cantidad de instalaciones anuales que pueden ser llevadas a cabo en paralelo.

‘La AEE ha limitado de más el despliegue de fotovoltaico solar en sus modelos del periodo 2019 al 2021’, reza la resolución. Por tanto, el NEPR exigió a la AEE a proveer suposiciones explícitas con justificaciones por cada limitación impuesta sobre energía solar y baterías antes del 2022.

Por otra parte, el Negociado señala que la AEE no solo incumplió con el requisito de presentar trayectorias de costo presumidas, sino que tambien los perfiles de producción y características de fuentes alternas no fueron presentadas para casos de generación solar o eólica -por viento. En vez, la AEE incluyó un modificador de costos de 16%, sin justificar por que aplica para fuentes solares y eólicas igualmente.

En el PIR, las consideraciones de energía eólica se basan en la producción de la Finca de Viento de Santa Isabel, lo que el Negociado tilda de inapropiado pues la tecnología actual varía en comparación. Señalan además que incluyeron los costos asociados con potenciales proyectos eólicos, pero no incluyeron la producción que podría generar.

La AEE tiene hasta el 14 de abril para volver a entregar el PIR con los detalles solicitados, aunque tiene una ventana hasta el 24 de abril para solicitar al NEPR una extensión.