Por redacción de Sin Comillas
La Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) anunció que comenzará de inmediato el proceso de implementación del Plan Integrado de Recursos (PIR), según modificado por la Comisión de Energía de (CEPR), y que acoge elementos claves de la inversión capital de la corporación pública. No obstante, realizará pedirá a la Comisión que aclare ciertas aspectos de la Orden. El plan supone la inversión de $2,400 millones.
La AEE responderá a las preocupaciones de la Comisión y solicitudes de información adicional. Considera que la decisión de la CEPR apoya sus esfuerzos de reestructuración operacional y financiera, los cuales deben seguir su curso. Además los requisitos adicionales impuestos por la Comisión no alteran los objetivos de la Autoridad.
“Nos complace que la Orden apruebe elementos claves del plan capital de $2.4 billones de la Autoridad. Continuaremos los trabajos hacia la ruta más viable para lograr las inversiones críticas necesarias en la infraestructura, de manera que podamos convertir la empresa en una utilidad moderna y auto sostenible en servicio del pueblo de Puerto Rico”, expresó Javier Quintana Méndez, director ejecutivo.
Según la Resolución Final y Orden, la CEPR aprobó el programa de mejoras al sistema de transmisión y distribución, el plan de retiro de las unidades de generación y los nuevos proyectos claves de generación y repotenciación.
Dentro de los componentes principales del plan capital de la AEE que se modificaron, se encuentra el Aguirre Offshore Gas Port (AOGP) y los proyectos de conversión a gas natural relacionados. Para el proyecto AOGP, la CEPR aprobó un tope de $15 millones para que la Corporación pueda continuar sus esfuerzos de planificación, permisos e ingeniería.
Del mismo modo, los procesos de permisos para las conversiones relacionadas proceden hasta el máximo autorizado. Además, la AEE está confiada en que puede responder a las peticiones de información de la CEPR sobre dichos proyectos.
“La decisión reconoce que el PIR de la AEE cumplió con la Ley de Alivio Energético y también con la mayoría de las reglas aplicables al mismo. Anteriormente, hemos indicado que la situación actual de la infraestructura y la falta de flexibilidad del sistema, ponen de relieve la necesidad de inversiones en el sistema eléctrico y la implementación inmediata de los elementos claves aprobados en la Orden”, añadió Quintana Méndez.
Otros puntos claves de la determinación de la CEPR se resumen de la siguiente manera:
- Aprobación para iniciar el proceso de permisos para una nueva unidad de ciclo combinado en Aguirre.
- Aprobación para iniciar el proceso de permisos y de solicitud de propuestas para el reemplazo de las turbinas de combustión (repotenciación) de las dos unidades de ciclo combinado de Aguirre.
- Aprobación para iniciar el proceso de permisos de tres unidades pequeñas de ciclo combinado en Palo Seco y la construcción de una de las tres unidades.
- La aprobación para retirar las unidades de Costa Sur 3 y 4, Palo Seco 1 y 2, y San Juan 7 y 8, proceso que debe ser completado tan pronto como sea viable.
- La aprobación de la designación de San Juan 9 y 10 como “uso limitado” en virtud de la reglamentación federal sobre los Estándares de Mercurio y Tóxicos del Aire (MATS, por sus siglas en inglés).
- Aprobación de las inversiones propuestas para el mejoramiento del sistema de transmisión y distribución.
- Ordena a la AEE a llevar a cabo una auditoría de todos los contratos de energía renovable existentes que aún no están en funcionamiento y procurar su renegociación o terminación.
- Ordena a la AEE a que inicie un proceso de solicitud de propuestas para nuevos contratos de energía renovable para incluir en el portafolio de energía renovable (RPS, por sus siglas en inglés).
La corporación pública indicó que continúa su esfuerzo para renegociar los contratos de energía renovable en conformidad con la directriz de la CEPR. “La meta es producir energía de manera eficiente, y la corporación pública acoge la recomendación expresada por la Comisión. No obstante, es importante reconocer que la situación financiera, así como la falta de flexibilidad de nuestra flota generatriz y la meta de reducir los costos a los clientes, crean ciertos retos en la integración de energía renovable a la red”.
