Devuleven el Plan Integrado de Recursos.

El Plan de Recursos Integrados (PIR) no contiene suficiente información relacionada a la optimización de las mini-redes ni los requisitos de generación, señaló el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) al emitir una resolución que devuelve ese Plan a la Autoridad de Energía Electrica (AEE) para revisión.

Según la resolución, la única explicación que provee el PIR sobre las mini-redes está relacionada a su configuración geográfica. La única justificación que hace la AEE para implantar este sistema de transmisión es el valor de carga perdida, sin embargo, no evaluaron riesgos relacionados a distintos niveles de inversión en mini-redes que podrían alterar proyecciones de carga perdida.

Uno de los requisitos que hace el ente regulador en su resolución es mayor información a la AEE sobre esa propuesta, la cual determinaría la futura configuración del sistema de transmisión. En ese sentido, ordenaron a la corporación pública presentar el diseño, la identificación y consideraciones asociadas al proyecto.

El PIR recomienda un nuevo regimen en el sistema de transmisión y distribución mediante las mini-redes y una transición hacia el gas natural para generar energía, dos propuestas que el NEPR ordenó ampliar y detallar. A grandes rasgos, el plan propone el establecimiento de ocho mini-redes conectadas a un sistema macro, pero capaces de operar por su propia cuenta, generando y distribuyendo energía en caso que la red principal falle, tal como ocurrió en 2017 despues del huracán.

El uso del gas natural, por otra parte, se explora en dos modalidades de distribución para ese combustible: por mar mediante una embarcación especializada, o por tierra a traves de terminales que almacenen el gas natural.

Las mini-redes, por una parte, se desarrollan en el PIR como una medida para añadir resiliencia al sistema y que resulte más fácil levantar el servicio electrico de ocurrir otro desastre. El gas natural procura reducir las emisiones de carbón que actualmente emanan las generatrices que queman combustibles fósiles.

Según el plan, las mini-redes se instalarían entre San Juan, Bayamón, Ponce, Carolina, Caguas, Arecibo, Mayagüez y Cayey. En caso que tengan que operar por su propia cuenta, el PIR establece que deberían operar independientes del resto de la red por un periodo de un mes.

El gerente de la Oficina de Manejo de Proyectos (PMO, por sus siglas en ingles) de la AEE, Fernando Padilla, indicó que la instalación de estas redes tomaría tiempo y se llevaría a cabo a mediano plazo dentro del proceso de transformación de la AEE. Para desarrollar estas redes primero tendrían que capacitar la red de transmisión y distribución principal para que pueda aguantar distintas fuentes de generación.

Esas propuestas fuentes se concentrarían en la generación de energía solar con baterías en varios puntos para almacenar la energía y distribuirla de acuerdo con las necesidades de carga que tenga el sistema. Sin embargo, el PIR hace mayor enfasis en el gas natural para servir como combustible de reemplazo al petróleo y sus derivados.

Entre los escenarios que anticipa el PIB la extensión del gas natural a generatrices en el este, oeste y norte se identifican como las opciones de menos o ningún riesgo para expandir la capacidad del sistema a largo plazo. Esas medidas tambien fueron rechazadas por el NEPR por falta de suficientes detalles sobre su costo efectividad e implantación.

El director ejecutivo de la AEE, Jose Ortíz, indicó anteriormente que la corporación pública está en vías de otorgar un contrato para instalar baterías en las regiones de Bayamón, Carolina y Humacao para abaratar los costos. Sobre el uso de gas natural, indicó que continúan en proceso para elegir el suplidor de ese combustible para las unidades 5 y 6 de la Central San Juan, mientras evalúan la posibilidad de desarrollar una próxima planta generatriz de gas natural en Roosevelt Roads en Ceiba o en las facilidades de la antigua Sun Oil en Yabucoa.

Entre ambas opciones, el PIR recomienda a Yabucoa para desarrollar una nueva turbina de gas con ciclo combinado. Este tipo de planta genera energía mediante la quema de combustible -en este caso gas natural- y el calor que produce esa quema se captura para generar más energía mediante vapor.

Para Yabucoa, una generatriz de este tipo forma parte de las opciones de menos costo para la transformación del sistema. Las opciones de potencia de esa planta podrían ser de 300 megavatios o de 150 megavatios y se recomienda una instalación tan pronto sea posible, con miras al 2025.

En el oeste, Mayagüez tambien se recomienda como un lugar ideal para establecer este tipo de planta generatriz, pero condicionado al costo de renovables en esa zona, la incapacidad de desarrollos nuevos de gas natural, poco crecimiento de demanda de carga o que se limite la entrega de gas natural al norte por vía de una embarcación.

El desarrollo de esa generatriz consistiría en la conversión de turbinas de gas en la zona para que consuman gas natural. La recomendación del PIR es otra turbina de ciclo combinado capaz de generar hasta 300 megavatios para el 2028.

Otra medida que contempla el plan para alimentar las mini-redes supone ser turbinas de gas capaces de producir hasta 23 megavatios de electricidad a ser instaladas en cinco municipios. El plan recomienda sean entre 17 y 18 turbinas y entrarían en caso que las mini-redes tengan que operar por su propia cuenta, como despues de un huracán María. Estas unidades, recomienda el plan, deberían ser instaladas tan pronto posible, con miras al 2021.