Afirman está en manos del Negociado Energía el alza tarifaria por plan ajuste de deuda de la AEE.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) aprobó el desarrollo de al menos 3,500 megavatios de recursos de generación de todas las tecnologías de energía renovable y hasta un máximo de 3,900 megavatios para el año 2025, mientras que al momento hay ya sobre 110,000 clientes con conexión de energía solar bajo el programa de medición neta.

La información la ofreció el NEPR en una ponencia que presentaron ante la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía del Senado de Puerto Rico, que evalúa el estado de los proyectos de energía renovable en la Isla.

Allí informó también que se aprobó el desarrollo de al menos 7,360 megavatios de sistemas de almacenaje de energía por medio de baterías, hasta un máximo de 7,480 megavatios para el mismo año.

Sobre los clientes en medición neta indicaron que, según el lnforme de Progreso de lnterconexión de Sistemas de Generación Distribuida correspondiente al trimestre de octubre a diciembre de 2023, hay un aumento significativo en el numero de clientes con medición neta y energía renovable distribuida.

“Al presente, hay mas de 110,000 clientes con conexión de energía solar de los cuales 84,000 ha sido efectuada por LUMA. Ello representa un total de 766 megavatios en generación distribuida de los cuales 538 megavatios se interconectaron desde el inicio de operaciones de LUMA”, señalan.

Resaltan que, en promedio, fueron 4,532 activaciones mensuales de generación distribuida durante el periodo de referencia. “En el trimestre en cuestión, los nuevos clientes con medición neta aumentaron 7% en comparación con el trimestre anterior”, lee la ponencia.

Detallan que durante el periodo de octubre a diciembre de 2023, se sometieron 10,969 solicitudes, que se desglosan en 10,916 residencial; 50 comerciales y 3 industriales, por lo que el 99.5% de las solicitudes recibidas corresponden al sector residencial.

Al presente, hay 3,548 solicitudes pendientes de medición neta, de las cuales 1,857 corresponden a solicitudes nuevas y 1,691 corresponden al semestre anterior, informaron.

El NEPR recordó, por otra parte, que luego de la evaluación de rigor, mediante Resolución y Orden del 3 de agosto de 2022, determinó que se debe desarrollar una planta dual ("CCGT") que utilíce gas natural e hidrógeno o ser convertida para la producción de hidrógeno en cualquier área de Puerto Rico y se ordenó a la Autoridad que comenzara el proceso de solicitud de propuestas a través de las Alianzas Públicos Privadas ("P3"). Esta planta nueva, indican, representaría una generación de 300 megavatios de energía, proporcionando un sistema más confiable y resiliente. No se indicó en que etapa está ese proyecto.

Otro dato que presentó el presidente del NEPR, Edison Avilés Deliz, es que además del retiro de la central generatriz AES al final del año 2027, se aprobó el retiro dentro de los próximos cinco años de una porción de las unidades de respuesta rápida ("peaking units") Frame 5, así como las siguientes unidades de vapor de la Autoridad: Aguirre l y 2; San Juan 7, 8, 9 y 10; Palo Seco 3 y 4; y Costa Sur 5 y 6; y el Ciclo Combinado de Aguirre CC l y 2.

“El retiro de estas unidades está sujeto al desarrollo de recursos nuevos de generación”, indicó.

Por su lado LUMA expuso ante la misma comisión que en coordinación con el Negociado, la AEE y las proveedores de recursos, han realizado estudios de impacto de instalaciones y sistemas para 18 proyectos solares aprobados que representan 844 megavatios de energía solar.

En la audiencia participó también el director ejecutivo de la AEE, Josué Colón Ortiz, al que se le preguntó dónde se pudieran realizar los proyectos de energía renovable. Este sostuvo que la Junta de Planificación tiene toda la jurisdicción en ley para establecer que se puede o no desarrollar en los terrenos que hay en Puerto Rico.

“Si usted me pregunta a mí, yo le diría que esos proyectos deben estar en el norte, pero la realidad no es esa. Luego de analizada esa posibilidad, se debe ver la realidad del terreno. Ver si esa necesidad técnica se podría atender con los terrenos disponibles”, añadió.

En manos del Negociado de Energía posible alza tarifaria

En la audiencia se habló también de la propuesta alza tarifaria que resultaría del plan de ajuste de la deuda de la AEE y le tocó a Colón Ortiz responder a la interrogante sobre el propuesto aumento en la factura de .4 centavos, y las medidas la Autoridad y LUMA han vislumbrado al respecto.

Este dijo que su participación en ese proceso es dar información.

“Esto es un asunto con jurisdicción de la Junta de Supervisión Fiscal. La AAFAF (Autoridad de Asesoría Financiera y Agencia Fiscal) está como ente del Gobierno. Hasta hoy, en cuanto al asunto tarifario, el Negociado de Energía es quien establece lo que se determine en el plan de ajuste. Decir que son .4 centavos, a este punto, todavía es especulativo. Primero se debe aprobar el plan de ajuste y el Negociado determinará cómo eso se va a colocar en la estructura tarifaria”, declaró Colón Ortiz.

AAFAF coincide en dejar en manos del Negociado el tema

En declaraciones que ofreció por separado la Autoridad de Asesoría Financiera y Agencia Fiscal (AFAF), se subraya que “el NEPR es la entidad responsable, como todo regulador independiente, de fijar—y revisar—las tarifas de la Autoridad, para asegurar que se cubren los gastos operacionales y el servicio de deuda. Lo anterior incluye implementar el ajuste trimestral de combustible y el ajuste de energía comprada e incorporar cualquier ahorro proveniente de las operaciones de Genera de los activos de generación heredados y eficiencias operacionales de LUMA, proyectos de FEMA, entre otros”.

Argumentan que el cargo heredado, refiriéndose al aumento propuesto, “representaría aproximadamente 6% de la totalidad de la tarifa, mientras los cargos variables asociados al combustible y energía comprada representan aproximadamente el 50% de la tarifa total”.

Afirman finalmente que “el Negociado tendrá la facultad de modificar la forma y estructura del cargo heredado en una manera económicamente neutral, y lo evaluará en conjunto con los ajustes por otros conceptos, en cumplimiento con sus deberes estatutarios para garantizar tarifas justas y razonables, tal y como lo exige la ley local”.