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12 de octubre de 2022
AEE

Urgen cambios en la generación de energía para evitar más apagones

AEE pide modificar el PIR para transformar unidades existentes a gas natural

12 de octubre de 2022 - 12:25

Al menos cinco unidades base de generación de energía sufrieron daños a consecuencia del paso del huracán Fiona por Puerto Rico, y si no se mitigan a corto plazo, es probable que para 2023 se produzcan como secuela hasta 12 apagones, informaron ayer ejecutivos de LUMA Energy.

Las unidades que están fuera de servicio tras el azote de Fiona son la #2 de Aguirre, los componentes de vapor de las unidades 5 y 6 de la Central San Juan y la Central Yabucoa, se informó en la vista técnica convocada por el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR), encabezada por su presidente, Edison Avilés.

Ayer también se informó que la unidad #1 de Aguirre y #4 de Palo Seco estaban fuera de servicio desde antes.

Raphael Gignac, director de Operaciones del Sistema de LUMA, indicó que había en agenda varios retiros planificados de unidades generatrices en octubre, noviembre y diciembre —cuando baja la demanda—, pero debido a los daños asociados al paso de Fiona se pospusieron para el próximo año.

Señaló que con el cambio de fecha se atrasará el mantenimiento que ya era “apremiante para poder traer al sistema un nivel adecuado para el próximo periodo de verano”.

“Eso significa que aumenta el riesgo (de apagones). En el periodo crítico que estamos mirando, la reserva será mínima o en algunos casos potencialmente negativa”, proyectó Gignac.

Según Bryan Walshe, director de Regulación de LUMA, Ecoeléctrica se está quedando sin gas natural debido a los problemas con el suministro y por esta razón la planta solo se activa en horas de la noche. Agregó que si para el 26 de octubre no se ha resuelto la situación en esta generadora, tendrían que sacarla de funcionamiento.

Se suponía que Aguirre 2, que puede suplir entre 300 y 450 megavatios (mV), comenzaba a operar esta semana, pero según se indicó, se pospuso para el 11 de noviembre. Está en calendario que Palo Seco 4 también regrese a funciones, en noviembre.

Walshe señaló que históricamente los mantenimientos programados han tardado el doble de lo que prevén y que las salidas forzadas de las unidades pico tienen una tasa de baja de 40%. “Eso significa que el 40% en un año, esa unidad no está disponible para la generación” de energía, indicó.

“Dado el portfolio existente de unidades, esperamos que tengan un evento cada 8.8 días por año en que los clientes perderán carga por generación… Como referencia, en Estados Unidos la pérdida de carga es de 0.1 día o un día cada 10 años”, explicó.

Cada apagón genera una pérdida potencial de $14 millones, según datos de LUMA.

Posibles soluciones

Los representantes de LUMA indicaron que hay tres categorías de soluciones: una es traer barcazas o unidades móviles de respuesta rápida, de las cuales hay 75 en el mundo y de 1 a 3 disponibles.

Los ejecutivos admitieron que han hecho “algunas llamadas” para sondear cómo está el mercado, y aseguraron que no se ha hablado aún de contratos.

La segunda categoría, se indicó, sería conseguir generadores con base en tierra, ya sea con motor que pueda usar o no combustible de fuentes renovables. Informaron que hay otras turbinas de combustión —de las que algunas están en Texas— y estarían instaladas en semanas.

No especificaron si esas turbinas pertenecen a alguna de sus empresas matrices, pero señalaron que tales generadores se pueden comprar o alquilar.

La tercera opción es construir una planta nueva de generación, que según explicaron, aseguraría tener reservas suficientes en caso de que las unidades base fallen.

Ayer no quedó claro por qué si la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) es la encargada del sistema de generación, fueron los representantes de LUMA quienes depusieron sobre ese asunto.

El Negociado de Energía comunicó a EL VOCERO que solicitará información adicional a la AEE y a Ecoeléctrica antes de tomar una determinación sobre las propuestas.

Por su parte, la AEE solicitó al Negociado de Energía que le permita enmendar de manera “discreta” el Plan de Recursos Integrados (PIR) para que se puedan convertir las unidades 7, 8, 9 y 10 de la Central San Juan, en plantas de ciclo combinado que usen gas natural.

Estas unidades solo tienen capacidad de quema de combustible dual, y según informó la AEE solo están en funcionamiento las unidades 7 y 9.

El Plan Integrado de Recursos es un mapa de ruta que incluye la planificación del sistema eléctrico a 20 años, con el objetivo de que haya recursos disponibles para cumplir con la demanda de carga de los clientes. Este plan —que es vinculante para la AEE y LUMA— se debe revisar cada tres años.

No obstante, en caso de un cambio sustancial en la demanda o en los recursos disponibles, el PIR se puede revisar antes para mitigar esos cambios.

Mediante moción, la AEE estableció que el cambio es necesario para la futura integración de fuentes de energía renovables y para mantener la confiabilidad del sistema eléctrico mientras ocurre la transición.

La AEE indicó que si construyen una nueva generatriz de ciclo combinado —en lugar de cambiar las existentes— debido al alza en la inflación costaría $723.6 millones.

La Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA), se agregó, aprobó $572.38 millones para una nueva planta, que tardaría unos 10 años en estar lista. Afirmaron que ante esta situación, transformar las unidades de la Central San Juan es más costoefectivo y tomaría menos tiempo.

Aseguran además, que la conversión de las unidades se puede someter a FEMA bajo el programa de mitigación (404) para que se cubra el 100% del costo, y así esta cantidad no pasaría a los clientes. De acuerdo con un estudio de la AEE, la transformación a gas natural tomaría entre año y medio a dos años, se indicó.

La AEE también está solicitando que se le permita sustituir las 11 unidades pico cuyo destino no se ha decidido aún. Anteriormente, el Negociado de Energía autorizó la sustitución de 7 unidades pico, con 3 mega generadores instalados en la Central Eléctrica de Palo Seco, 2 unidades de arranque negro (black star) en Costa Sur, y otras dos en Yabucoa.

En el recuento histórico, la AEE señala que el Plan Integrado de Recursos contiene múltiples supuestos que no se han cumplido, incluyendo una baja en la demanda de energía y la entrada de proyectos de gran escala de energía renovable a precios baratos en el área norte del País.

No obstante, se señaló que estos proyectos están muy atrasados y los del primer tramo podrían tener un costo más alto de lo que se asumió. Además, los proyectos están en su mayoría sugeridos para el área sur.

Tras el paso de los huracanes Irma, María y Fiona, sostiene la AEE, se hizo más evidente la necesidad de unidades generatrices en el área norte, que es donde hay mayor demanda del servicio y en caso de un desastre natural dependen de las líneas de transmisión de sur a norte para que se reponga la electricidad.

Esta es la quinta vez que la AEE solicita el cambio para las unidades de la central San Juan, y hasta la fecha el NEPR siempre había contestado que la petición no formaba parte del PIR.

FUENTE: elvocero.com

12 de octubre de 2022 - 12:25

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