El Negociado de Energía ordenó dar paso a un nuevo proceso de Solicitudes de Propuestas (RFP) para una nueva central de ciclo combinado CCGT.
Así lo estableció mediante Resolución y Orden comunicándolo a la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y a través suyo a la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (P3).
El proyecto estimado en 302 MW deberá ser de combustión dual para gas natural e hidrógeno o ser convertido para quemar hidrógeno, en cualquier lugar de Puerto Rico.
"Si bien el énfasis en la adquisición competitiva de la orden aprobada del Plan Integrado de Recursos (IRP) está en los recursos de almacenamiento de energía solar fotovoltaica y de batería, el Plan de acción modificado no excluye el uso de procesos competitivos para obtener nuevos recursos térmicos a gas u otros recursos que exijan explícitamente la adquisición competitiva para reemplazar la generación a diésel más antigua", argumentó el Negociado. La decisión de incorporar una central de ciclo combinado no tomó por sorpresa al mercado.
Si bien mediante distintas Mociones y el Plan Integrado de Recursos, se concluyó que la AEE no apoyaba la inclusión de una nueva unidad de ciclo combinado a gas en Palo Seco para 2025, desde el año pasado se barajaba la posibilidad de reubicarlo cerca de la planta de vapor de San Juan.
De allí que la AEE en el último año brindó nuevos informes sobre el estado de desarrollo de los estudios del nuevo proyecto concebido en otra localización y finalmente en el mes de agosto de 2022 se determinó dar curso a los trabajos preliminares para determinar los costos y el cronograma de disponibilidad de una nueva unidad impulsada por combustible fósil y/o almacenamiento de energía en Palo Seco.
En principio, esta nueva central de ciclo combinado se plantea para gas natural e hidrógeno o, de ser viable, ser convertida sólo a hidrógeno ya que la Resolución y Orden publicada por el Negociado de Energía contempla que para el año 2050 el hidrógeno utilizado deba ser hidrógeno verde. Aquellas decisiones no deberían ir en detrimento de las metas de transición energética que se fijó Puerto Rico. El Plan de Acción Modificado sigue manteniendo directivas para retirar las plantas de combustibles fósiles una vez que la capacidad renovable y el almacenamiento de energía necesarios para reemplazar las plantas de combustión estén en línea.
Por lo pronto, las térmicas que se deberían retirar en los próximos cinco años se encuentran en San Juan, unidades 7, 8, 9 y 10; en Palo Seco, unidades 3 y 4; y en Aguirre, unidades de vapor 1 y 2 y Aguirre CC, unidades 1 y 2. Hasta tanto, ¿cómo avanzan las renovables? Con demoras.
Tras casi veinte meses después de la fecha original en la que debió publicarse el primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía, el mecanismo aún no ha concluido ni adjudicado el total requerido previsto en 1000 MW de potencia solar; 500 MW de capacidad para el almacenamiento de 2,000 MWh de energía o equivalente.
Aunque ya la AEE anunció que calificaron un total de 844 MW solares y 200 MW de BESS en el "tranche 1 y ya avanzó con los primeros PPOA con las Compañías de Responsabilidad Limitada (LLC) que fueron oferentes, aún restan algunas aprobaciones del Negociado de Energía y Junta de Control Fiscal para que esos proyectos puedan empezar a ejecutarse.
Aquello fue aplazando aún más los siguientes tramos de RFP.
Por lo pronto, el "tranche 2" abrió para al menos 500 MW de energía solar fotovoltaica (o recurso renovable equivalente de energía) y al menos 250 MW (2,000 MWh o equivalente) de almacenamiento de energía en baterías.
Y casi en paralelo lo seguirá el "tranche 3" aún sin detalles adicionales sobre la capacidad que pretende adjudicar. Tras esa sucesión de hechos, el Negociado reforzó la necesidad de estudiar los costos de la central motivo de este artículo y dar inicio de un proceso competitivo para concretarla: "Dado el patrón de deficiencias y demoras en la finalización por parte de la AEE del Proceso de RFP del Tramo 1, y sin un sitio para la nueva planta de ciclo combinado propuesta , el Negociado de Energía DETERMINA que por precaución, existe la necesidad de determinar los costos y marco de tiempo de disponibilidad de una nueva turbina de gas de ciclo combinado, para medir las tendencias actuales del mercado para los costos de los recursos y compararlos con los costos del despliegue continuo de recursos de energía solar fotovoltaica y de batería, aunque se retrase, para alcanzar los objetivos establecidos en el IRP aprobado para cumplir los objetivos de la política pública de energía y servir a los mejores intereses de los clientes de electricidad", justificó.