El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) dio su visto bueno inicial a un proyecto de instalación de baterías de almacenamiento (BESS, en inglés) a escala industrial que, de materializarse, tendría el potencial de eliminar tres de cada cuatro relevos de carga que el país experimenta en la actualidad.

La instalación e interconexión de las baterías, de acuerdo con las proyecciones de LUMA Energy –que propuso la iniciativa–, podría comenzar a finales de 2024, lo que permitiría que su primera fase entrara en funcionamiento para 2025. Según lo presentado al NEPR, las baterías almacenarían hasta 360 megavatios (MW) de energía, que podrían despacharse por períodos de cuatro horas y servir de apoyo a la red en los momentos de mayor consumo, que suelen registrarse entre 6:00 y 10:00 p.m.

La primera fase del “Proyecto Acelerado de Almacenamiento Adicional” (ASAP, en inglés), que incluirá la instalación de 185 MW, se concentrará en la interconexión de baterías en ubicaciones que no requieran de mejoras a la red de transmisión para acoger la generación nueva.

“Agregar BESS a través del ASAP tendrá beneficios significativos en términos operacionales y para los clientes. En 2023, aproximadamente el 75% de los eventos de relevos de carga fueron de menos de 185 MW, que es la capacidad estimada de la primera fase”, subrayó LUMA en la moción que sometió el NEPR el 26 de abril.

En una resolución y orden del 8 de mayo, el NEPR avaló el concepto y los mecanismos que LUMA propuso para agregar capacidad de almacenamiento a la red, si bien concedió un término de 15 días para que grupos de interés y la ciudadanía envíen comentarios por escrito.

“Yo me imagino que, entre tres a seis meses, es razonable (para completar el trámite regulatorio), y va a depender un poco de las otras cosas que estén en el NEPR y la calidad de la documentación que tengamos. Precisamente por eso, estamos haciendo todo este trabajo con anterioridad, para tener todo un paquete bien armado y poder presentarlo al NEPR y que la gente vea qué es lo que se está contratando”, afirmó Mario Hurtado, principal oficial regulatorio de LUMA.

Según los estimados de LUMA, la ejecución de los proyectos de la primera fase se extendería por cerca de 12 meses.

La propuesta sometida al NEPR contempla que las baterías se instalen en los predios de los 13 generadores de electricidad privados, entre los que figuran las termoeléctricas AES Puerto Rico y EcoEléctrica, siete fincas solares, dos fincas eólicas y dos productoras de energía a base de gas de vertedero.

Como operador de la red, LUMA presentaría “ofertas estándar” a todos los productores, mediante las que estas empresas venderían la energía almacenada a un precio similar. “Las cláusulas principales de la transacción van a ser las mismas”, señaló Hurtado.

Aunque se trata de una iniciativa presentada por el consorcio que maneja la transmisión y distribución eléctrica, las fases de diseño, adquisición e instalación de las baterías serían costeadas por los generadores que decidan participar.

“En este momento, no tengo una idea de cuánto sería el costo, y eso va a variar por cada operador, porque va a depender de la fuente de suplido y el diseño que tenga. Aquí, hay varios componentes importantes: (adquirir) las baterías, el equipo para la conexión al sistema y (las obras de) interconexión al sistema, que va a ser más reducido porque estos puntos (de interconexión) ya existen”, abundó el director ejecutivo de la Asociación de Productores de Energía Renovable, Julián Herencia, quien catalogó como “muy buena” la idea de agregar recursos para mitigar las deficiencias de generación en el país.

Herencia consideró, a su vez, que el cronograma establecido por LUMA para la ejecución de los proyectos es “razonable”.

Más temprano en el año, el NEPR ya había aprobado otra iniciativa de baterías en manos de Genera PR, administrador de la flota generatriz de la Autoridad de Energía Eléctrica. En su caso, Genera PR, utilizando fondos federales, prevé instalar 430 MW de almacenamiento distribuidos entre siete de las centrales existentes, que, al sumarse al proyecto de LUMA, sumarían 790 MW.

Hurtado puntualizó que ambos proyectos son compatibles, toda vez que el Plan Integrado de Recursos contemplaba la instalación de 2,000 MW en capacidad de almacenamiento entre 2020 y 2025.

El ejecutivo de LUMA reconoció que, por tratarse de enmiendas a los contratos de compra de energía de los productores privados, los costos de ejecución se traspasarían a los clientes, si bien sostuvo que sería “prematuro” estimar ese impacto.

“Lo que sabemos es que va a ser un costo menor a otras opciones y a menor tiempo”, planteó Hurtado.

Lea este artículo en Inglés.