El regulador del sector energético aprobó $18 millones en inversión de mantenimiento pero cerró la puerta a otros proyectos que la AEE entiende necesarios para estabilizar la generación.

El Negociado de Energía (NE) resolvió permitir una inversión de $18 millones para trabajos de reparación en la unidad 7 de la planta de generación de San Juan, pero cerró la puerta definitivamente a la aprobación de trabajos de reparación adicionales que busca la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

La resolución del NE se conoció el lunes, después de que en el fin de semana la AEE renovara su petición de trabajos de reparación y gasificación de algunas plantas y asegurara que estaría adquiriendo capacidad de almacenaje de energía, baterías, para desplegar a distintas partes de la isla y ensayar la estrategia de micro redes con la que se busca comenzar a descentralizar la generación de energía para que opere por región y sea más resistente a desastres naturales.

La determinación del NE mantiene un impasse entre ese regulador y la AEE. La corporación pública insiste en utilizar fondos federales para hacer una inversión, no meramente de reparación, sino de compra de plantas de emergencia y de conversión de unidades para que puedan funcionar con gas natural. Pero el NE se mantiene dentro de los parámetros del Plan Integrado de Recursos (PIR) y de la política pública establecida en la Ley de Política Pública Energética (Ley 17 de 2019) que ordena transición del sistema de generación a 100% de energía renovable para 2050. Algunos de los proyectos que propone AEE usarían gas natural, que no se considera energía renovable, y estarían listas en un período de ocho a 10 años, lo que críticos apuntan que atrasaría le meta de la Ley 17.

El NE enfatizó en su resolución que su aprobación de ciertos trabajos de mantenimiento no implica un cambio o enmienda al PIR y que estos trabajos no cambian en nada la orden que contiene el PIR de que la unidad 7 tiene que salir de servicio a más tardar el 2025 para ser sustituida por generación con energía renovable.

"El (NE) NO analizará o considerará más de ninguna manera los demás proyectos diferidos para la Planta de San Juan", resaltó de manera unánime el regulador en mayúsculas al final de su resolución para cerrar la puerta a cualquier discusión adicional de proyectos en esa planta.

En sentido contrario, el director ejecutivo de la AEE, Josué Colón Ortiz, dijo el domingo en la noche en un programa especial de Jugando Pelota Dura que "ese plan integrado de recursos no sirve, ese plan integrado de recursos está contrario a lo que está ocurriendo". "Las leyes que no sirven se enmiendan y yo lo que digo es que esas políticas públicas nos han traído a estos tiempos. Nosotros necesitamos reparar esas unidades para que haya seguridad y estabilidad energética en Puerto Rico mientras continuamos en la transición hacia energía renovable", añadió en referencia a la Ley 17.

La NE ya le había indicado a la AEE que no tiene facultad para pedir directamente cambios o enmiendas al PIR y que, por virtud del contrato de operación del sistema de transmisión y distribución, es la empresa LUMA Energy LLC la que representa a la AEE en el proceso de pedir cambios al plan que gobierna las decisiones de inversiones en la infraestructura de la red eléctrica.

En su moción del fin de semana, que ocurre como reacción a la resolución del NE que se conoció el lunes, la AEE pide al regulador que reconsidere su postura para que permita reparaciones en las unidades 8 y 10 de San Juan, así como la unidad 1 de la planta de Cambalache también.

"Es innegable que la AEE necesita más capacidad de generación confiable ahora. No puede esperar hasta que las renovables y las baterías estén instaladas en 2025, o que una unidad nueva de ciclo combinado sea comisionada en 10 años. Lo que la AEE le pide al NE puede resumirse en una solicitud para ejecutar las responsabilidades que su ley habilitadora le impone, que es servir energía eléctrica al pueblo de Puerto Rico", dice la AEE en su moción.

En el documento, la corporación pública renueva su petición para comprar plantas de emergencia, un trabajo para el que el gobierno federal asignó $280.82 millones, pero que costaría en total $770.8 millones. Ofreció también modificar su asignación de fondos federales para separar $82 millones a ser invertidos en sistemas de almacenaje, o baterías, para "simular las mini redes por regiones".

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