La cuarta ronda de licitación de proyectos de energía renovable a gran escala, proceso competitivo supervisado por el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR), resultó en una sola oferta formal, correspondiente a una propuesta para baterías de almacenamiento de 50 megavatios (MW), sustancialmente por debajo de los objetivos establecidos para esta etapa.

La Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) pidió al NEPR, en una moción sometida el jueves, que apruebe el borrador de acuerdo negociado con el proponente –que no fue identificado–, siguiendo la recomendación del contratista independiente asignado por el organismo regulador para administrar los trámites de licitación.

La cuarta ronda o “tranche” debía resultar en la adquisición de recursos de generación renovable ascendentes a 500 MW, junto a proyectos de almacenamiento de energía que totalizaran, al menos, 250 MW.

“Antes de la fecha límite, solo se sometieron cuatro solicitudes de interconexión, por lo que eran las únicas elegibles para entregar una propuesta en el ‘Tranche’ 4. En última instancia, solo uno de los proponentes presentó una propuesta”, detalla el escrito de la AEE.

La moción precisa que el Comité de Selección de la AEE acogió la recomendación del contratista independiente y la sometió a consideración de la Junta de Gobierno de la corporación pública, que ratificó la determinación el pasado 13 de diciembre.

El proyecto, que ahora se encuentra ante consideración del NEPR, permitiría despachar los 50 MW de las baterías de almacenamiento por espacio de seis horas.

De las seis rondas de solicitudes de propuestas que se ordenaron en el Plan Integrado de Recursos de 2020, solo la primera ha resultado en la contratación de una capacidad significativa de generación y almacenamiento adicional. En ese “tranche”, que fue administrado por la AEE, el NEPR dio paso a cerca de 845 MW en generación renovable y 435 MW de baterías, correspondientes a 11 proyectos de fincas solares y cinco de almacenamiento, respectivamente.

Estos proyectos –cuyos contratos se firmaron en 2022– deben entrar en operación entre finales de 2025 y 2026, tras enfrentarse a obstáculos asociados al financiamiento y el retraso de LUMA Energy en la contratación de las firmas encargadas de hacer las mejoras necesarias a la red para poder integrar la generación adicional.

En el segundo tramo –cuando entró en juego Acción Group, el contratista independiente del NEPR, a recibir y evaluar inicialmente las propuestas– solo se aprobaron tres proyectos, que agregarían 60 MW de capacidad de generación y una cantidad similar de baterías. La tercera ronda, en tanto, fue cancelada en octubre, luego que el contratista informara que todas las ofertas excedían los parámetros de precios estipulados.

De aprobarse el proyecto propuesto en la cuarta ronda, la capacidad de generación adicional totalizaría 905 MW, junto a 545 MW de almacenamiento, ambas cifras lejanas de los 3,750 MW y 1,500 MW, respectivamente, que se debía contratar mediante las seis rondas de propuestas, que buscaban viabilizar que se alcanzara la meta de 40% de energía renovable para 2025, objetivo que ya es considerado inalcanzable, cuando el país ronda el 5%.

En pasadas semanas, el director ejecutivo de la Asociación de Productores de Energía Renovable, Julián Herencia, expresó su preocupación tanto por la gestión de LUMA para interconectar los proyectos contratados como las exigencias de precios establecidas por el NEPR para las licitaciones.

“Si estamos buscando mejores precios, cómo pones requisitos más estrictos y caros que en ‘tranches’ previos”, cuestionó, aludiendo, por ejemplo, a exigencias de garantías financieras y colocar sobre los desarrolladores privados el costo de las mejoras a la red.