gobierno de puerto rico junta reglamentadora de …n-y-orden...propuesto y el modelaje de...

GOBIERNODEPUERTORICOJUNTAREGLAMENTADORADESERVICIOPÚBLICO

NEGOCIADODEENERGÍADEPUERTORICO

RESOLUCIÓNYORDENFINALSOBREELPLANINTEGRADODERECURSOSDELA

AUTORIDADDEENERGÍAELÉCTRICADEPUERTORICO

INRE:REVISIÓNDELPLANINTEGRADODERECURSOSDELAAUTORIDADDEENERGÍAELÉCTRICADEPUERTORICO

CASONÚM.:CEPR-AP-2018-0001

SUBJECT:ResoluciónyOrdenFinalsobreelPlanIntegradodeRecursosdelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico.

ii

CONTENIDO

I.INTRODUCCIÓN.................................................................................................................1

A.ResumendelasdecisionesdelNegociadodeEnergía........................................................3

1.DeterminacionesrelacionadasalPlanPreferidodeRecursospropuestoporlaAutoridad............................................................................................................................3

2.DeterminacionesrelativasalcumplimientodelaAutoridadconlasnormasdelNegociadoparaelPIR................................................................................................5

3.AprobacióndeunPIRmodificadoconplandeacciónmodificado................17

4.PreparaciónparaelpróximociclodePIR................................................................24

B.Objetivosyrequisitoslegales...................................................................................................24

1.Ley82-2010,conocidacomoLeydePolíticaPúblicadeDiversificaciónEnergéticaporMediodelaEnergíaRenovableSostenibleyAlternaenPuertoRico("Ley82")....................................................................................................25

2.Ley83-2010,conocidacomolaLeydeIncentivosdeEnergíaVerdedePuertoRico("Ley83")....................................................................................................25

3.Ley57-2014,conocidacomolaLeydeTransformaciónyALIVIOEnergéticodePuertoRico("Ley57")...............................................................................................26

4.Ley120-2018,conocidacomolaLeyparaTransformarelSistemaEléctricodePuertoRico("Ley120")............................................................................................28

5.Ley17-2019,conocidacomolaLeydePolíticaPúblicaEnergéticadePuertoRico("Ley17")...................................................................................................................29

6.ResumendecómoelPlandeAcciónModificadoabordalosobjetivosyrequisitoslegislativos.....................................................................................................30

C.ReglamentosdelNegociadodeEnergíarelevantesparaestosprocedimientos.....32

1.PlanesIntegradosdeRecursos......................................................................................32

2.Reglamentossobremicroredes....................................................................................33

3.Reglamentossobreeficienciaenergéticayrespuestaalademanda............34

4.Reglamentossobremecanismosdeincentivosaldesempeño........................35

D.MetasyObjetivosdelPIR...........................................................................................................36

E.AntecedentesycontextodeloscambiosdesdeelPIR2015...........................................38

1.Antecedentesreglamentarios-ReglasfinalesdelPIR,Reglamento9021.38

2.Cambiotecnológicoyeconómico(costosderecursos)......................................38

3.CambiosdemográficosqueafectanalPIR(estimadodecarga).....................39

4.ImpactosexógenossobreelPIR...................................................................................39

iii

5.Efectosfísicosyeléctricosdeloshuracanesyterremotossobrelaresiliencia.............................................................................................................................40

F.ResumendelprocesodelNegociadodeEnergía.................................................................41

II.SOLICITUDDELAAUTORIDAD.....................................................................................43

A.DescripcióngeneraldelenfoquedelaAutoridad..............................................................43

B.Escenarios,estrategias,sensibilidadesynomenclatura.................................................44

1.Escenarios...............................................................................................................................44

2.Estrategias..............................................................................................................................47

3.Miniredes................................................................................................................................47

4.Sensibilidades.......................................................................................................................48

5.Nomenclatura.......................................................................................................................49

C.Modelaje 49

D.Análisis suplementario en respuestas a Solicitudde Información ("ROI" por sussiglaseninglés)..................................................................................................................................51

1.ÓrdenesdelNegociadodeEnergíaconrespectoalaconversióndecombustibledeAES.........................................................................................................51

2.ROIdelNegociadodeEnergíaPREB-PREPA6alaAutoridad.........................52



5.ROIdeAES-PRAES-PR-PREPA1alaAutoridad...................................................53

6.ROIdelNegociadodeEnergíaPREB-PREPA10alaAutoridad......................53

III.ANÁLISISYHALLAZGOSPORÁREATEMÁTICA............................................................54

A.Estimadodecarga.........................................................................................................................54

1.LaradicacióndelaAutoridad........................................................................................55

2.Interventores........................................................................................................................59

3.AmicusCuriae........................................................................................................................62

4.Discusión.................................................................................................................................62

B.Eficienciaenergéticayrespuestaalademanda.................................................................66


2.Interventores........................................................................................................................74

3.AmicusCuriae........................................................................................................................80

4.Discusión.................................................................................................................................81

iv

C.Opcionesderecursosexistentes:Descripciónydocumentación.................................85

1.RequisitosdelPIR...............................................................................................................85


3.Interventores........................................................................................................................96

4.Discusión.................................................................................................................................98

D.Evaluacióndelasnecesidadesderecursos.......................................................................101

1.LaradicacióndelaAutoridad......................................................................................102

2.Interventores......................................................................................................................106

3.Discusión...............................................................................................................................107

E.Nuevasopcionesderecursos:RecursosdesuministrodeGDyaescaladeempresadeserviciospúblicos(utilityscale)...........................................................................................120

1.LapresentacióndelaAutoridad.................................................................................120

2.Interventores......................................................................................................................135

3.RefutacióneinformesdelaAutoridad....................................................................152

4.Discusión...............................................................................................................................158

F.Supuestosypronósticos...........................................................................................................171


2.Interventores......................................................................................................................176

3.RadicaciónderefutaciónporlaAutoridad............................................................181

4.AmicusCuriae.....................................................................................................................181

5.Discusión...............................................................................................................................181

G.Documentaciónyanálisisdeldesarrollodelplanderecursos..................................192


2.Interventores......................................................................................................................214

3.AmicusCuriae.....................................................................................................................217

4.Discusiónyhallazgos.......................................................................................................217

H.Advertenciasylimitaciones...................................................................................................242


I.Sistemadetransmisiónydistribución.................................................................................245


2.Interventores......................................................................................................................258

3.AmicusCuriae.....................................................................................................................262

v

4.Discusión...............................................................................................................................263

IV.PLANDEACCIÓN...............................................................................................281

A.RadicacióndelaAutoridad.....................................................................................................281

1.RecursosdeSuministro..................................................................................................282

2.TransmisiónyDistribución..........................................................................................286

3.Recursosdelladodelademanda...............................................................................289

B.Interventores...............................................................................................................................289

1.AESPuertoRico(“AES-PR”).........................................................................................289

2.Arctas......................................................................................................................................290

3.FondoAmbientaldeDefensa(EDF,porsussiglaseningles)........................292

4.EmpireGas...........................................................................................................................295

5.OficinaIndependientedeProteccióndelConsumidor(“OIPC”)...................295

6.OrganizacionesLocalesAmbientales(“LEOs”)....................................................297

7.InterventoresSinFinesdeLucro(“NFP”,porsussiglasenespañol).........301

8.ProgresióndeEnergía.....................................................................................................304

9.AsociacióndeAlmacenamientoSolarydeEnergía–PuertoRico(“SESA-PR”porsussiglaseningles)...............................................................................................304

10.Sunrun.................................................................................................................................304

11.Wartsila...............................................................................................................................306

12.AmicusCuriae....................................................................................................................306

C.RefutacióndelaAutoridadyAlegatos................................................................................307

D.Discusión.......................................................................................................................................310

V.PREPARACIÓNPARAELNUEVOCICLOPIR.................................................340

A.ElementosdeAcciónEspecíficos..........................................................................................341

VI.DETERMINACIONESDEHECHOSYCONCLUSIONESDEDERECHO.....346

VII.CONCLUSIÓN......................................................................................................354

CRONOLOGÍAEHISTORIADELPROCEDIMIENTO..............A-1

RESUMENDELOSCOMENTARIOSPÚBLICOS.......................B-1

vi

RESULTADOMODELAJEESCENARIOSDERECURSOS........C-1

ABREVIATURAS.............................................................................D-1

1

I. INTRODUCCIÓN1. El15demarzode2018,elNegociadodeEnergíadelaJuntaReglamentadora

deServicioPúblicodePuertoRico("NegociadodeEnergía"o“NEPR”)emitióuna Resolución y Orden para iniciar este procedimiento y autorizar a laAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico ("Autoridad") apresentarunPlanIntegradodeRecursos(“PIR”)actualizadoantesdelarevisiónobligatoriaestablecida en la Ley 57-2014, con el fin de determinar los impactos de losHuracanesIrmayMaríaquedevastaronalaIsla.1EstapresentacióndelPIReselsegundoprocedimientodelPIRdelaAutoridadylesiguealPIRpreviamenteaprobado(el"PIR2015"),elcualincluíahallazgosydirectricessignificativosconrespectoalaadquisición,retiroydesarrolloderecursosadicionalesporpartedelaAutoridad.2El13defebrerode2019,laAutoridadpresentósuPIRjunto con documentos de trabajo de apoyo y otra documentación. El 14 demarzode2019,elNegociadodeEnergíaemitióunaResoluciónyOrdenenlaquedeterminóquelaradicacióndelPIRestabaincompleta.3Despuésdeunaseriederetrasosyprórrogas,el7dejuniode2019,laAutoridadpresentóelPIRqueesobjetodeesteprocedimiento("PIRPropuesto").4El3de juliode2019,elNegociadodeEnergíaemitióunaOrdencon la cual seestablecióelcalendario de los procedimientos conforme al Reglamento 9021.5 En estaResolución y Orden Final, el Negociado de EnergíaAPRUEBA ENPARTEYRECHAZAENPARTEelPIRPropuestoqueserádiscutidoenmásdetallesenestaResoluciónyOrden.ElNegociadodeEnergíaMODIFICAADEMÁSelPlande Acción en el PIR Propuesto presentado por la Autoridad yORDENA laadopcióneimplementacióndelPlandeAcciónModificadocomoseestableceenestaResoluciónyOrdenFinal.

1ResoluciónyOrden,InRe:RevisióndelPlandeRecursoIntegradodelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,15demarzode2018.EnsuResoluciónyOrden,elNegociadodeEnergíainicióelprocesoderevisióndelPIRyestablecióelcalendarioprocesalinicial.

2ResoluciónyOrdenFinal,InRe:PlandeRecursoIntegradodelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRicoCasoNúm.CEPR-AP-2015-0002,23deseptiembrede2016.

3ResoluciónyOrden,PresentacióndelPlandeRecursosIntegradosdelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRicoCompletada,TratamientoConfidencialdePorcionesdelPlandeRecursosIntegradosySolicituddeDispensas,14demarzode2019.

4PlanIntegradodeRecursosdePuertoRico2018-2019,BorradorparalaRevisióndelNegociadodeEnergíadePuertoRico,preparadaporlaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,7dejuniode2019.

5DeterminaciónsobrePresentacióndelPIRdelaAutoridadCompletadayCalendarioProcesal,ResoluciónyOrden(3dejuliode2019).ElNegociadodeEnergíarecalcólaimportanciadecontinuarconelprocesodelPIRyordenóalaAutoridadquetambiénradicarainformaciónadicional,página2.

2

2. LaParte I resume las decisiones del Negociado de Energía en cuanto a lascaracterísticas del PIR de la Autoridad y su cumplimiento con nuestrasregulaciones. Describe los fundamentos de la planificación integrada derecursos,entreellos:lavisióndelaLegislatura;losobjetivosylosrequisitosdelaplanificaciónintegradaderecursos;losrequisitosdelNegociadodeEnergía;legislación y reglamentos relevantes recientes del Negociado de Energía; yeventosquehanimpactadoalPIR.Luego,describeelprocesoylaparticipaciónen este procedimiento por parte de los interventores, amicus curiae y elpúblico,quienesrealizaronunacontribuciónsignificanteenesteproceso.

3. LaParteIIproveeunresumenyunaexplicacióndelenfoquedelaAutoridadparalosplanesdedesarrolloderecursos,incluyendoelenfoquedeMiniredespropuestoyelmodelajedeescenarios,estrategiasysensibilidades.EstaPartetambiénestableceunavisióngeneralyuncontextoparalostemasquesetratanenlassiguientesPartes.

4. EnlaParteIII,seexaminanendetallelossiguientestemas:PARTEIII(A)-lacarga estimada PARTE III (B) - eficiencia energética (EE) y respuesta a lademanda(RD);PARTEIII(C)–opcionesderecursosexistentesjuntoconsudescripciónydocumentación;PARTEIII(D)–análisisdelasnecesidadesderecursos;PARTEIII(E)–opcionesdenuevosrecursosenloquerespectaalaoferta,incluyendolaGeneraciónDistribuida(GD)yarecursosdesuministrodeenergíaaunniveldeempresadeserviciospúblicos(utilityscale);PARTEIII(F)-supuestosypronósticos;PARTEIII(G)-documentaciónyanálisissobreeldesarrollodelplanderecursos;Sección(H)-salvedadesylimitacionesdelPIR;yPARTEIII(I)–análisisdelsistemadetransmisiónydistribución(T&D)incluyendolorelacionadoconMiniredesymicroredes.Paracadaunadeestassecciones,comenzamosconunadescripcióndelPIRradicadoporlaAutoridad,seguidaporlaposicióndelosinterventores.Estoesseguidoporloshallazgosdel Negociado de Energía y una discusión en la que se expone la base denuestrasconclusiones.

5. LaParte IV aborda loselementosdelPlandeAcciónaprobadoyproveeunresumenyunaexplicaciónsobrelasmodificacionesdelNegociadodeEnergíaaloscomponentesdelPlandeAcciónpresentadosporlaAutoridad.

6. LaParteVanalizalaspreparacionesnecesariasparaelpróximociclodePIR.

7. LaParteVI contiene nuestras determinaciones de hecho y conclusiones dederecho.

8. Enadición,estaResoluciónyOrdenFinalcontienetresApéndices:ApéndiceA–Cronologíay laHistoriadelProcedimiento,ApéndiceB –Resumende los

3

Comentarios Públicos y Apéndice C - Resumen de Escenarios para elDesarrollodeRecursos,yApéndiceD-Abreviaciones.

A. ResumendelasdecisionesdelNegociadodeEnergía9. ElNegociadodeEnergíaofrecedeterminacionesendoscategoríasprincipales:

las características del Plan Preferido de Recursos Propuesto y el nivel decumplimientodelaAutoridadconlasregulacionesdelNegociadodeEnergía.El Negociado de Energía tambiénAPRUEBA un PIRmodificado y guía a laAutoridad para que tome las medidas internas que la encaminan a lapreparacióndefuturosPIR.

1. DeterminacionesrelacionadasalPlanPreferidodeRecursospropuestoporlaAutoridad

10. ElNegociadodeEnergíaharesumidosusHallazgosyOrdenesenestaParteI.LosdetallesdecadaHallazgoyOrdensepuedenencontrardentrodelasPartesdeestaResoluciónyOrdenqueabordanespecíficamente cadaunodeestosasuntos.

11. El Negociado de Energía RECHAZA el Plan de Modernización del SistemaEnergético(ESM)delaAutoridadcomoelPlandeRecursosPreferidosporque,como se propone, no demuestra el beneficio económico en relación con losplanes competitivos que la Autoridad ha incluido en su PIR Propuesto. ElNegociadodeEnergía ENCUENTRAquelaAutoridadnosebasóenelValorPresenteNetodelosRequisitosdeIngresos(VPNRI)comocriterioprincipalalelegirunPlandeRecursosPreferidoscomoserequiereenelReglamento9021.

12. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAque loscincoelementoscentralesdelEscenariodelESMdelaAutoridaddebenserretenidoscomopartedeunPlanPreferido Modificado y un Plan de Acción Modificado, porque contienenelementoscomunesa todos losplanesysonacciones"sinarrepentimiento”.[“no regrets” action plans]. Estas acciones son: conversión oportuna de lainfraestructuradelaplantadevapormásantiguaacondensadoressincrónicos,conlaprovisióndesoportereactivodinámicoycaracterísticasdeestabilidadeinerciaparaelsistemadelaAutoridad,despuésdelainstalacióndemayorescantidades de energía solar fotovoltaica (FV); despliegue de EE, hasta lacantidadmáximaquesepuedeobtenercomoseveen losescenariosde“EEtotal”;adquisiciónmáximadeenergíasolarfotovoltaicaenlíneacontodoslosescenarios; almacenamientode energía de batería comoun elementode unPlandeRecursosPreferidosModificado;yendurecimientodelsistemadeT&D.

13. El Negociado de Energía RECHAZA la inclusión de la Autoridad deaproximadamente 400 MW de nuevos combustibles fósiles de recursos derespuesta rápida [peaking resources], como parte del Plan de Recursos

4

Preferidos,porquenosehademostradoqueseannecesarios.Sinembargo,elNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelasustitucióndeunapequeñaporciónde los recursos de las turbinas de gas (”GT” por sus siglas en inglés) másantiguosconrecursosderespuestarápida,utilizandoprocesosdeadquisicióncompetitivosabiertosatodaslastecnologías,esrazonableparaproporcionarcoberturadelosrecursoslocalesparacomplementarlasunidadesexistentesoperantesGTmásantiguas.

14. El Negociado de Energía ENCUENTRA que la Autoridad no ha apoyadoplenamentelainclusióndeunanuevaunidaddeciclocombinadoagas(CC)enPaloSecoparael2025comopartedeunplandemenorcosto.Noobstanteloanterior,paraprotegersedelaincertidumbresobrelosresultadosdepreciosde almacenamiento de energía solar fotovoltaica y de baterías, en el futurocercano,uotraspreocupacionespotencialesdeconfiabilidad,porprecauciónyjuntoconunasupervisiónestrictacomosedetallaenestaResoluciónyOrdenFinal,elNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaAutoridadpuedecomenzareltrabajopreliminarenunanuevaunidadimpulsadaporcombustiblesfósilesy/o almacenamiento de energía en Palo Seco, sujeto a las restriccionesestablecidasenelPlandeAcciónModificadoqueincluye,entreotrascosas,unalimitaciónparaque laAutoridadgastehasta$5millonesdedólaresparaunanálisis preliminar económico, de ubicación, de permisos y planificación. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelaAutoridadpuedegastarhastacincomillones de dólares ($5millones) para el análisis preliminar económico, deubicación, de permisos y planificación con respecto a una nueva unidadimpulsadaporcombustiblesfósilesenPaloSeco.Elanálisisincluirácualquierinfraestructuraasociada,incluida,entreotras,lainfraestructuradesuministrodecombustible.ElNegociadodeEnergíaADVIERTEalaAutoridadquedebeser altamente rentable con cualquier actividad preliminar de permisos eingenieríaqueemprenda,yqueestasactividadesNODEBENinterferirconoretrasarlaadquisicióndeenergíasolarfotovoltaica(uotraenergíarenovable)yrecursosdealmacenamientodeenergíadebateríacomoseindicaenelPlandeAcciónModificado.

15. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquesedebebuscarunmayordesplieguede recursos de baterías y energía solar fotovoltaica si los resultados de losprocesosdeadquisiciónproducencostosquereflejanlosparámetrosasociadosconelEscenarioS3S2(paratodoslosnivelesdecargaeneseescenario)ysiesos recursos están disponibles para instalación más rápida de lo que sesuponíaparaelPlandeESMdelaAutoridad.

16. El Negociado de Energía ENCUENTRA que un Plan de Recursos PreferidosModificadoparaelpropósitodelaplanificacióninicialdeadquisicionesincluyelascantidadesdealmacenamientodeenergíasolarfotovoltaicaydebaterías

5

contenidasenelEscenarioS3S2BdurantelosprimeroscincoañosdelperíododelPlandeAcción.

17. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAque,conelpropósitodedeterminarlasmetas generales de instalación de recursos de energía renovable para elsistemadelaAutoridad,elPlandeRecursosPreferidosModificadoincluyeelniveldeGDmodeladodirectamentecomouninsumoentodoslosescenariosderecursosdelaAutoridad.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueestascantidadesentotalreflejanlasmetasgeneralesdeinstalaciónparaelsistemade la Autoridad, que se cumplirán a través de una combinación deadquisicionesdirectas,descritasenestedocumentoatravésdelosprocesosdesolicitud competitiva de propuesta (SP), acuerdos de compra de energíaexistentes y a través de las provisiones al consumidor bajo las diferentesopciones a disposición de los consumidores para proporcionar su propiaenergía.

18. El Plan deRecursos PreferidosModificado se basa en el Escenario S3S2B ycontiene unmayor nivel de recursos solares fotovoltaicos y de baterías enrelaciónconelEscenariodeESMdelaAutoridad,excluyelanecesidaddeunanueva unidad CC en Palo Seco y excluye los nuevos recursos de respuestarápida incluidos en el plan de la Autoridad como una decisión fija. IncluyerecursosdeEEyDRsegúnelmodelodelosescenariosdepronósticodecargabasedelaAutoridad.

19. Estas determinaciones delNegociado de Energía se reflejarán en el Plan deAcciónModificado.

2. Determinaciones relativas al cumplimiento de la Autoridad con lasnormasdelNegociadoparaelPIR

20. ElNegociadodeEnergíaharesumidosusHallazgosyOrdenesenestaParteI.LosdetallesdecadaHallazgoyOrdensepuedenencontrardentrodelasPartesdeestaResoluciónyOrdenqueabordanespecíficamente cadaunodeestosasuntos.

a. Pronósticosdecarga

21. LaSección2.03(C)delReglamento9021requiereque“laAutoridadpresenteunpronósticodelosrequisitosfuturosdecapacidadydemandadeenergía,asícomounanálisisde lospronósticosdecargaanteriores”.LaAutoridaddebeincluirunadeterminacióndepronósticodecargaqueincluya:unpronósticodedemandamáximayenergíaparareferencia,unpronósticodecargabasebajoyalto; datos históricos de demanda pico y energía; una descripción de lametodologíadelpronósticodelacarga;unaevaluacióndelpronósticodecargaenelPIRmásreciente;yunanálisisdeprevisióndecarga.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaAutoridadhacumplidoconestosrequisitos.

6

22. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaAutoridadnoidentificócorrectay claramente las variables utilizadas en el pronóstico de carga del sectorcomercial, pero el Negociado de Energía también ha determinado que losefectos netos son relativamente pequeños. Para futuros PIR, incluido elpróximoPIR,elNegociadodeEnergíaORDENAa laAutoridadaque lleveacabounanálisismásdetalladodelpronósticodecargacomercial.

23. Al Negociado de Energía le preocupa que la Autoridad no incluyóexplícitamente cargas de vehículos eléctricos (VE) en su pronóstico, peroENCUENTRA que el impacto dentro del período del Plan de Acción serápequeño y dentro del rango de incertidumbre expresado por el rango depronósticos de carga examinados. El Negociado de Energía ORDENA a laAutoridadaquedesarrolleeincorporepronósticosdevehículoseléctricosenelpróximoPIR.

24. ElNegociadodeEnergíaACEPTAlospronósticosdecargapresentadosporlaAutoridadparalospropósitosdeestePIR.

b. Eficienciaenergéticayrespuestaalademanda

25. LaSección2.03(F)(3)delReglamento9021estableceque“[e]lPIRidentificaráe incluir gama de posibles programas nuevos de eficiencia energética yrespuesta a la demanda”. El Negociado de Energía ENCUENTRA que laAutoridadcumplióconesterequisito.

26. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAque,basadoenlaevidenciapresentadaenesteprocedimiento,seesperaquelaEEseaunrecursodemenorcostoquecualquierrecursodelaofertaevaluadoenestePIR.

27. Para el próximo PIR, el Negociado de EnergíaORDENA a la Autoridad queutilice losresultadosde losestudiosdereferenciaypotencialesdemercadoqueserealizaránduranteelpróximoañoparadesarrollarproyeccionessobrelaEE.

28. ParaelpróximoPIR,elNegociadodeEnergíaORDENAa laAutoridadaquecompareloscostosyeldesempeñodelosprogramasdeeficienciamodeladosenelPIRconprogramassimilaresydemejoresprácticasenotroslugares.

29. ParaelpróximoPIR,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadquetengaencuenta,aldesarrollarsupronósticodecargayproyeccionesdeeficiencia,lasnormasfederalesdeelectrodomésticos, loscódigosdeconstruccióny losprogramas gubernamentales pertinentes, así como la asistencia para laclimatización o los programas del Estado Libre Asociado para mejorar laeficienciaenlasinstalacionesgubernamentales.

30. ElNegociadodeEnergíaACEPTA laevidenciasobrelarentabilidaddelaRDquehapresentadolaAutoridad,paralospropósitosdeestePIR.Sinembargo,

7

el Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad que desarrolleoportunamenteloscostosprogramáticosbasadosenlarespuestadelmercadoalaregulacióndeRespuestaalaDemandadelNegociadodeEnergíadespuésde su emisión, e informados por el proceso de negociación, coordinación yprogramacióndelaAutoridadconlosclientescomercialeseindustrialessegúnlorequierelaOrdenyResolucióndelNegociadodeEnergíade22demayode2020enelcasoNEPR-AP-2020-0001.

31. ElNegociadodeEnergíaACEPTAlaproyeccióndelaAutoridadconrespectoalacantidaddeRDparalospropósitosdeestePIRyORDENAquelosrecursosdealmacenamientodistribuidoquepuedenproporcionarserviciosdeRDsecontabilicencomopartedelrecursodealmacenamientodeserviciospúblicosmodeladoenelpróximoPIR.

32. Para el próximo PIR, el Negociado de EnergíaORDENA a la Autoridad quedesarrolle una proyección de recursos de RD que refleje la informaciónobtenida a través de la implementación de las próximas regulaciones delNegociadodeEnergíasobreRespuestaalaDemanda.ElNegociadodeEnergíaADEMÁSORDENAalaAutoridadquecontabiliceexplícitamentelosrecursosde almacenamientodistribuidos como recursos deRDo comoparte de unaplantadeenergíavirtual (PEV),oambos.Comopartedeestaproyección, elNegociadodeEnergíaADEMÁSORDENAalaAutoridadaquetomeencuentaelpotencialdetarifasdecargainterrumpibleparagrandesclientescomercialeseindustriales.

c. Opcionesderecursosexistentes–descripciónydocumentación

33. El Negociado de Energía ENCUENTRA que de conformidad con la Sección2.03(D)(1)(a) del Reglamento 9021, el PIR de la Autoridad contenía tablasresumidasydescripcionesdelosrecursosexistentes.Porlotanto,elNegociadodeEnergíaDETERMINAque la descripciónde laAutoridadde los recursosexistentesCUMPLEconlasSecciones2.03(D)(1)(a)delReglamento9021.

34. DeconformidadconlaSección2.03(D)(1)(b)delReglamento9021,serequiereque el PIR propuesto por la Autoridad proporcione informacióncomplementaria con respecto a los recursosde suministros existentesde laAutoridad. El Negociado de Energía DETERMINA que la descripción de laAutoridaddelosrecursosexistentesCUMPLEconlasSecciones2.03(D)(1)(b)delReglamento9021.

35. DeconformidadconlaSección2.03(D)(1)(c)delReglamento9021,serequierequeelPIRpropuestoporlaAutoridadproporcioneinformaciónadicionalsobrelosrecursosdesuministrosexistentes.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaAutoridadnohaproporcionadotodosloselementosrequeridosbajolaSección2.03(D)(1)(c)delReglamento9021.LaAutoridadnohaproporcionadogastosanualesdecapitalnoambientalesanticipadospara lospróximosdiez

8

(10) años. La Autoridad ha identificado cómo las regulaciones ambientalesafectaronlosnuevosrecursos;sinembargo, laAutoridadnoproporcionóloscostos operativos y de capital esperados para cumplir con los requisitosreglamentariosy legalesactuales,propuestosyrazonablementeanticipados.Finalmente,laAutoridadnoharesumidoinformacióncomplementariasobrecambiosimportantesalosrecursosquehanocurridodesdelaaprobacióndelPIRmásreciente.Por lo tanto,elNegociadodeEnergíaDETERMINAque ladescripción complementaria de la Autoridad de los recursos existentesNOCUMPLE con la Sección 2.03(D)(1)(c). En el próximo PIR, el Negociado deEnergíaORDENAa laAutoridadaquecumplacontodos losrequisitosde laSección2.03(D)(1)(c).

d. Evaluacióndelasnecesidadesderecursos

36. ElReglamento90216exigequelaAutoridadevalúesuMargendeReservadePlanificación(MRP)previsto.7Comopartedeeseanálisis,elReglamento9021exigeelsuministrodeuncuadrodeequilibriodecargayrecursosparadichascondicionesexistentes,incluidoslosrequisitosderecursosqueconsiderenunMPRademásdeunpronósticodecargamáxima.8ElReglamento9021tambiénexige la identificación de una "posición neta anual" en relación con lasnecesidadesprevistas.LaSección5delPIRPropuesto,talcomofuepresentadoporlaAutoridad,noproporcionadirectamenteunatablaanualdeequilibriodecargayrecursosparalascondicionesexistentes,niproporcionauna"posiciónneta anual" en ningún conjunto de combinaciones de recursos o carga. ElNegociadodeEnergíaORDENA alaAutoridadaqueproporcioneestosdoselementosenelcuerpodesupróximapresentacióndelPIR,conlosdatosdeapoyocontenidosenlosdocumentosdetrabajo.

37. El Negociado de Energía DETERMINA que el análisis de la necesidad derecursos de la Autoridad no ha transmitido suficientemente informaciónfundamentalsobrelacantidaddecapacidadquelaAutoridadpuedanecesitarenelhorizontedeplanificación.ElNegociadoEnergíatambiénDETERMINAque la necesidad de recursos subyacentes puede cambiar en función de lasdecisionesquesetomenparaabordarlosmediosóptimosparasatisfacerlosrequisitosderesiliencia.

6VéaseReglamento9021,Sección2.03(E)(1)y2.7ElMPResamodogenerallacantidaddecapacidaddisponibleporencimadelosrequisitosdecargamáximaduranteeltiempodecargamáxima.Por logeneralseexpresacomounporcentajede lacargamáxima.UnrequisitomínimoodeumbralparaunMPRsedefinegeneralmentecomoelniveldecapacidadporencimadelacargamáximaqueserequiereparagarantizaroperacionesconfiables,basadasenunamétricadepérdidadecargaespecífica.ElMPRrealesamenudoogeneralmente,diferentedel requisitoespecíficodelMPRmínimoodeumbral. Siesmayorqueelumbralmínimo,haycapacidadexcedente;siesmenor,hayunaescasezdecapacidad.

8VéaseReglamento9021,Sección2.03(E)(2).

9

e. Nuevas opciones de recursos: GD y recursos de suministro a escala deserviciospúblicos

38. ElNegociadodeEnergíaACEPTA lasuposicióndelaAutoridad,alosefectosdelprocesodelPIRPropuesto,dequetodaslasopcionesdegeneracióntienenelmismoaccesoasequiblealcapital.

39. ElNegociado de EnergíaENCUENTRA que el uso uniforme del sumador decosto de dieciséis por ciento (16%) es ACEPTABLE para los fines deplanificacióndelPIRPropuesto.ParaelsiguientePIR,ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadanodependerdeunfactordecostodeestetipo,yensu lugar basar su análisis en los resultados de solicitudes reales y preciosdisponiblesenelmercadoparaeldesarrolloylainstalaciónenPuertoRico.

40. ElNegociadodeEnergíaACEPTAlossupuestosdelaAutoridadconrespectoalaeólicaterrestreparaelpropósitodeplanificacióndelPIR.

41. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaasegurarsedequetodaslasSDPabiertasalaenergíasolarfotovoltaicatambiénpermitanquelaenergíaeólicaterrestreymarinacompitan.

42. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadarealizarunestudioeólicomarinoadaptadoalrecursoeólicoyalaredeléctricadePuertoRicoqueevalúeel costo, el perfil de generación y otras características de las opciones deturbinas eólicas ancladas y flotantes, y presente el estudio al Negociado deEnergíadentrodelosdosañossiguientesalafechadeestaResoluciónyOrdenFinal.ElNegociadodeEnergíatambiénORDENAalaAutoridadasolicitareincorporar comentarios del Negociado de Energía sobre el alcance de esteestudioantesdeemitircualquierSDP.

43. El Negociado de Energía ENCUENTRA que los supuestos de costo yrendimientodealmacenamientodeenergíaaescaladebateríaquelaAutoridadhizoparalosfinesdelaplanificaciónenelPIRPropuestosonrazonables.

44. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueloscostosfotovoltaicosaescaladeservicios públicos de la Autoridad, tal como se presentan en el PIR para elpropósitodeplanificación,sonrazonables.

45. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadquepongaapruebaelpreciorealenelmercadoparaelalmacenamientodeenergía,tantoparainstalacionesindependientes como acoplado con energía solar fotovoltaica, a través deprocesos de adquisición competitivos, antes de determinar las inversionesespecíficasarealizaroloscontratosafirmar.ElNegociadodeEnergíaORDENAademás a la Autoridad a que utilice los resultados de los procesos decontratación competitiva para establecer y/o confirmar los costos dealmacenamiento asumidos para el modelo en todos los procedimientosposterioresdelPIR.

10

46. ElNegociadodeEnergíaORDENA a laAutoridadaqueutiliceherramientasprogramáticas,basadasenelmercadoy/obasadasentarifasapropiadasparaprobar la disponibilidad y el costo de los recursos de almacenamientodistribuidos.Enlamedidaenqueunrecursodealmacenamientodistribuidosea más rentable que el almacenamiento a escala de servicios públicos, elNegociadodeEnergíaORDENA a laAutoridad aqueutilice este recurso. ElNegociado de Energía ORDENA, además, a la Autoridad a que utilice losresultados de sus esfuerzos para adquirir recursos de almacenamientodistribuidosparaproporcionarserviciosderedparainformarsussupuestossobre el costo, la disponibilidad y el rendimiento del almacenamientodistribuidoenelpróximoprocedimientodelPIR.

47. El Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad a utilizar los precios demercadotantoparaadquirirenergíasolarfotovoltaicacomoparadesarrollarpreciosparasuusoensuspróximosanálisisdePIR.

48. El Negociado de Energía ENCUENTRA que el análisis de la Autoridad delrecurso de la GD utilizando un pronóstico fijo es razonable para los fineslimitadosparalosqueseutilizaenesteprocedimiento.

49. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaquetengaencuentaenelpróximoPIRlosimpactosdeldesplieguedelaGD.

50. ElNegociadodeEnergíaORDENAa laAutoridadaadaptar susprocesosdepronósticodecargayadquisición,enlamedidaenquelastasasdedesplieguede energía solar fotovoltaica sean más rápidas en Puerto Rico, debido a laadopcióndeunmodelodiferenteparalainstalaciónsolar.

51. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaincluir,enelpróximoPIR,unmodelodeadopcióndelaGDSolaryalmacenamientoquetengaencuentael impacto de las tarifas y programas de la Autoridad, junto con la políticapúblicadePuertoRico,yquereflejeelriesgodedesercióndelared.

52. ElNegociadodeEnergíaORDENAa laAutoridadaqueprosigarápidamentecon enfoques de VPP para capturar el valor de la red de los recursosdistribuidos a través de SDP, tarifas y/o programas de servicios públicosdirectos.

f. Suposicionesypronósticos53. ElNegociado de EnergíaENCUENTRAque el desarrollo de la Autoridad de

posiblesresultadosparalospreciosdelgasnaturalesrazonable.

54. ElNegociado de Energía ENCUENTRAque el pronóstico de combustible depetróleocrudodelPIResrazonable.

11

55. El Negociado de Energía ENCUENTRA que el precio de la línea base paraentregadegasnaturalenelPIRPropuestoparaSanJuanyCostaSurbasadoenelmodeloactualizadoproporcionadoporlaAutoridadesrazonable.

56. ElNegociadodeEnergíaNOAPRUEBAlainfraestructuradegaspropuestaporlaAutoridad,debidoaqueelNegociadodeEnergíasoloautorizóalaAutoridada comenzar los trabajos preliminares sobre nueva generación y/oalmacenamientodeenergíaenPaloSeco,sujetoalaslimitacionesestablecidasenelPlandeAcciónModificado.

g. Documentaciónyanálisisdeldesarrollodelplanderecursos57. El Negociado de Energía APRUEBA los elementos específicos "sin

arrepentimiento"[“noregrets”],de(i)energíarenovableyalmacenamiento,(ii)maximizacióndel suministrode laEE, (iii) integraciónde laGD, y (iv) elendurecimientodeaspectosdelossistemasdeT&D,comonúcleodelPlandeRecursosPreferidosModificadoparalaAutoridad.

58. El Negociado de Energía ENCUENTRA que la conversión de plantasgeneradorasdevaporretiradasacondensadoressincrónicosenapoyodelosrequisitosdevoltajequeutilizannivelescrecientesdegeneraciónbasadaeninversores (a partir del almacenamiento de energía solar fotovoltaica y debatería)es razonable,y APRUEBAel plande laAutoridaddeconvertir lasunidades en operación de condensación sincrónica, sujeto a los planesadicionalesdelaAutoridadparaelestudioadicionalydeunamaneraalineadaconloscalendariosderetirodeplantasdevaporylanecesidad.

59. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaAutoridadexcluyóindebidamenteelescenarioS3S2delaconsideracióndeunPlandeRecursosPreferidosbasadoenpreocupaciones infundadasde costos supuestosquepuedenabordarseyprobarsecomopartedelosprocesosdecontratacióncompetitivaestablecidosen el Plan de Acción. El Negociado de Energía ENCUENTRA que lapreocupacióndeunañoconrespectoalniveldeenergíasolarcomoporcentajede carga máxima es de menor importancia cuando se considera la cargaadicionaldealmacenamientodeenergíadebateríadurantelosmomentosdealtasalidasolarfotovoltaica.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAademásque estas preocupaciones no son suficientes para excluir el S3S2 de laconsideraciónypuedenabordarseenciclosposterioresdelPIR.

60. El Negociado de EnergíaORDENA a la Autoridad a desarrollar recursos dealmacenamientodeenergíasolar fotovoltaicaydebateríasanivelS3S2Bdeacuerdo con los protocolos de adquisición competitivos especificados en elPlandeAcciónModificado.

61. ElNegociadodeEnergíaORDENAqueseplanifiquenaccionesdecontratacióncompetitivasincluidasenelPlandeAccióndelaAutoridadpararesolverlas

12

incertidumbresconrespectoaloscostosrealesprobablesparalosrecursosdealmacenamientodeenergíasolarfotovoltaicaydebatería.

62. El Negociado de Energía ENCUENTRA que, desde una perspectiva demitigación del cambio climático, el escenario S3S2B es preferible a losescenariosESMoS4S2B.

63. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueelPIRpropuestoporlaAutoridadconsidera las evaluaciones de impacto ambiental, de conformidad con lasdisposicionesdelArtículo1.9(3)(H)delaLey17-2019,conocidacomolaLeyde Política Pública de Energía de Puerto Rico. No obstante, lo anterior, elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadensupróximoPIRampliarsuevaluacióndelimpactoambientaldesupropuesta,incluidoelcambioclimático.

64. El Negociado de EnergíaENCUENTRAque la Autoridad debería retirar susactivosdevapormásantiguosydepetróleoenordendedisminuirelcostoparaoperarcuandoyanoseannecesariosparalaconfiabilidaddelsistema.Elretirodeéstasdebealinearseconlaconversiónsincrónicadelcondensador.

65. El Negociado de Energía ENCUENTRA que la Autoridad debe retirar lasunidades5y6deCostaSurcuandosepuedaapoyarunfuncionamientofiabledelsistemasinsupresencia,despuésdelretirodelosrecursosdepetróleo.ElNegociadodeEnergíaAPRUEBAlosplanesderetirodelasunidadesdevapordelaAutoridaddeacuerdoconlasadvertenciasdelaAutoridadydeacuerdoconelPlandeAcciónModificado.

66. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadapresentaractualizacionestrimestraleseinformesdecumplimientoasociadosconlosplanesderetirodeestas unidades, según lo establecido en el Plan de Acción Modificado. ElNegociado de Energía ORDENA a la Autoridad a incluir en estasactualizaciones periódicas e informes de cumplimiento, toda la informaciónsobre el estado de la conversión a la condensación sincrónica cuandocorresponda.

67. El Negociado de Energía ENCUENTRA que la Autoridad determinócorrectamenteque "la eficienciadeenergía es siempreel recursodemenorcostoyunamenordemandaauncostomuchomenor,queunanuevaofertaylatransmisiónydistribuciónasociadas".

68. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueunnivelmáximodeimplementaciónde la EE debe ser una provisión básica de un Plan de Recursos Preferidosaprobado.

69. El Negociado de Energía ENCUENTRA que la Autoridad no ha apoyado sureclamodequesenecesitaunainfraestructuradegasadicionalenMayagüezyYabucoa,talcomofiguraenelescenariodelESMcomouna"decisiónfija".ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquenoesrazonableenesteciclodePIR

13

considerarlosgastosparadichainfraestructuradegasnaturallicuado(LNG)comopartedelplanderecursospreferidosdeestePIR.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRA que no es razonable en este ciclo de PIR planificar talesubicacionesdeentregadegasderespaldo.

70. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaAutoridadnosebasóenVPNIRcomocriterioprincipala lahoradeelegirelESMcomosuPlandeRecursosPreferidos, según requerido por la Sección 2.03(H)(2)(d)(i) del Reglamento9021. Por lo tanto, El Negociado de Energía RECHAZA el Plan ESM de laAutoridadcomoPlandeRecursosPreferidos.

71. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueloscincoelementosfundamentalesdel escenario del ESM de la Autoridad son razonables y deben conservarsecomopartedeunPlandeRecursosPreferidosModificadoyunPlandeAcciónModificado,porquecontienenelementoscomunesatodoslosplanesyhansidoidentificados por la Autoridad como acciones "sin remordimientos" [“noregrets”]. Los cinco elementos principales son: conversión oportuna de lainfraestructuradelaplantadevapormásantiguaacondensadoressincrónicos;desplieguedeEE,alacantidadmáximaobteniblecomoseveenescenarios"EEcompletos"; adquisición máxima de energía solar fotovoltaica en línea contodoslosescenarios;almacenamientodeenergíadebateríacomoelementodeun plan de recursos preferidos modificados, hasta niveles de S3S2; y elendurecimientodeT&D.

72. El Negociado de Energía ENCUENTRA que los resultados modelados de laAutoridad que incluyen necesidades sustanciales de nuevos recursos deenergíasolarfotovoltaicaydebateríasacortoylargoplazoparaPuertoRicoapoyanplenamentelaadquisicióncompetitivadeestosrecursosentreVVPdeescalade serviciospúblicos yde escaladistribuidamáspequeña, siempreycuandosecumplanlasespecificacionestécnicas.

73. El Negociado de Energía ENCUENTRA que la Autoridad no ha apoyado lainclusión de aproximadamente 400 MW de nuevos recursos de pico decombustiblesfósilesenunplandemenorcosto.Porlotanto,elNegociadodeEnergíaNOAPRUEBAlainclusióndelaAutoridaddeestosnuevosrecursosderespuestarápidaenunPlandeRecursosPreferidos.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelasustitucióndeunapequeñaporcióndelosrecursosdeTGmás antiguas por recursos de pico, utilizando procesos de adquisicióncompetitivos y abiertos a todas las tecnologías es razonable, con el fin deproporcionarcoberturaderecursoslocalesquecomplementelasunidadesdeTG más antiguas que operan actualmente. El Negociado de EnergíaENCUENTRA que todos los análisisdeescenariosapuntanauna conclusiónampliadequeelritmodeinstalaciónsubyacenteyelcostodelaadquisicióndeenergía solar fotovoltaica y de batería es una información de importanciacrítica,yenúltimainstancia, informaríacuálseríaelverdaderoescenariode

14

menorcosto,encombinaciónconlaconfirmacióndeloscostosasociadosconuna nueva construcción CCGT en Palo Seco. El Negociado de EnergíaENCUENTRAque,siloscostosdealmacenamientodeenergíasolarfotovoltaicaydebateríaestánaproximadamenteenlíneaconlossupuestoshechosparaelEscenario3,yloscostosdeunCCGTenPaloSecopermanecencomomodelados(o sonmás altos), entonces está claro que el escenario S3S2B es el plan demenorcostoydebeinformarlodirectamenteelPlandeRecursosPreferidosdela Autoridad. Como se ha indicado anteriormente, para proteger laincertidumbre del futuro cercano de los resultado de los precios dealmacenamiento de energía solar fotovoltaica y de batería, u otras posiblespreocupaciones de confiabilidad, por precaución y junto con una estrictasupervisióncomosedetallaenestaResoluciónyOrdenFinal,elNegociadodeEnergía determinó que la Autoridad puede comenzar a trabajarpreliminarmenteenunanuevaunidadalimentadaporcombustiblesfósilesy/oalmacenamientodeenergíaenPaloSeco,sujetoalaslimitacionesestablecidasenelPlandeAcciónModificado.

74. El Negociado de EnergíaORDENA a la Autoridad a que presente informestrimestrales,apartirdel1deenerode2021,describiendoeltrabajorealizado,losrecursosdepersonaloconsultoresutilizadosparacompletarlostrabajospreliminares de una nueva CC en Palo Seco, y el estado de los esfuerzospreliminaresgenerales.

h. Advertenciasylimitaciones75. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelainclusióndelaAutoridaddelas

advertenciasylimitaciones,talcomoexigelaSección2.03(I)delReglamento9021,esrazonable.

76. El Negociado de Energía ENCUENTRA que las advertencias y limitacionesincluidascomopartedelPIRPropuestosonrazonablesen lamedidaenqueayudanainformarlaconsideracióndelPlandeRecursosModificados.

77. El Negociado de Energía ENCUENTRA que la tarjeta de puntuación(“scorecard”)delaAutoridadcomosepresentaenestePIRPropuestonoesútilparacompararlosescenarios,yORDERNAalaAutoridad,sidecideusarunatarjetadepuntuación(“scorecard”)enelsiguientePIR,aincluirexplícitamenteponderaciones cuantitativas específicas para cualquier atributo, conexplicacionesyjustificacionesadjuntasparacualquierpesoasignado.

i. SistemadeTransmisiónyDistribución78. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAque lasmicroredes formanunaparte

críticadelassolucionesderesilienciaprevistasparaelEstadoLibreAsociado.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaqueincorporedirectamente

15

la promoción de los recursos de microredes en todos sus ejercicios detransmisión,distribuciónyplanificaciónde recursosy todas lasaccionesdedesplieguetomadasdeconformidadconelPlandeAcciónModificado.

79. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaAutoridadnohademostradoquetodalacargacríticadebeservirseúnicamenteconrecursostérmicos.NohayevidenciaproporcionadaporlaAutoridaddequelaenergíasolarfotovoltaicaylasbateríasnopudieransuministrarunaporciónsustancialdelacargacríticareal que existe en todo Puerto Rico, o que esos recursos no podríanproporcionar contribuciones reales y tangibles a la provisión de un nivelsuficientederesilienciaparalosclientesdelaAutoridad.

80. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquenohayapoyoparalarigurosidaddelrequisitoefectivodereservadecapacidadlocaldelaAutoridad,porelcualcadaunadelasochoregionesdeMiniRedesdebecumplirel75%delpronósticodela Autoridad de cargamáxima "crítica" definida, con recursos de capacidadtérmica.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAque,comosehapropuesto,esterequisito puede dar lugar a un aumento de los costos de los recursos decapacidadquenosonnecesariosparalaresiliencia.

81. El Negociado de Energía ENCUENTRA, además, que no hay apoyo para elsupuestodeplanificacióndelacapacidaddelaAutoridaddequecadaunadelasochoMiniRedesdebenmantenerindependientementeesteniveldereservadecapacidadtérmicalocal,sinningunaoportunidadoconsideraciónparalastransferencias de energía entre MiniRedes para contribuir a cumplir unaporcióndecargacríticareal.

82. El Negociado de Energía ENCUENTRA que el testimonio del interventordemuestraconvincentementeelvalorinherentedelosrecursosdistribuidosapequeñaescalaenformademicroredes,almacenamientosolarfotovoltaicoyde baterías de un solo sitio, y almacenamiento agregado de energía solarfotovoltaicaydebaterías(oVPP)paraPuertoRicocomounapartecríticadeunasoluciónglobalparaasegurarlaresiliencia.

83. El Negociado de Energía también ORDENA a la Autoridad a que incluya lacapacidadderecursosdistribuidosapequeñaescalaqueincluyenenergíasolarfotovoltaica y almacenamiento de baterías que sirve una parte de la cargacrítica para ser parte de su solución con el fin de garantizar un sistema deenergíaeléctricamásresistente.ElNegociadodeEnergíaincluyecomopartede su Plan de Acción Modificado un Procedimiento de Optimización paradeterminar las inversiones optimizadas en transmisión asociadas con unenfoque reducido, refinado y óptimo para considerar la inversión entransmisión de las Miniredes. La capacidad de los recursos distribuidos apequeñaescalaparacontribuiralasnecesidadesderesilienciadebeevaluarsecomopartedeeseprocedimiento.

16

84. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueelrápidodesplieguedepuntosderesiliencia distribuida, incluido el uso de microred, recursos solaresfotovoltaicosydebateríasunsolositio,oVPPagregados,debeformarpartedelos enfoques a corto plazo de la Autoridad para desarrollar una red másresistente.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaqueproporcioneunanálisisdelasopcionesdemenorcostoeincorporedichaimplementación,para la región inicial elegida de Miniredes para el análisis como parte delProcedimientodeOptimizacióndiscutidoenelPlandeAcciónModificado.

85. El Negociado de EnergíaENCUENTRA que el análisis del Valor de la CargaPerdida(VOLL)delaAutoridaddemuestralaimportanciadereducirlapérdidadecargadelargaduración,sinembargo,noproporcionaningunacomparacióndelarentabilidadentrediferentesenfoquesparareducirdichacargaperdida.El Negociado de Energía ENCUENTRA ADEMÁS que es necesario seguiranalizandolosmétodosdemenorcosto.

86. ElNegociadodeEnergíaACEPTAelconcepto MiniRedcomounmecanismoparaproporcionarresilienciadurantelapérdidadelasoperacionesdelsistemade transmisión o distribución debido a eventosmeteorológicos severos. Sinembargo,elNegociadodeEnergíaNOAPRUEBA eldiseño/construccióndeMiniRedes,comoproponelaAutoridad,debidoasufaltadeoptimizacióndelosgastosdelsistemadetransmisióndeMiniRedesyalosenfoquesderesilienciadistribuidos.Másespecíficamente,NOAPRUEBAlaafirmacióndelaAutoridaddequelaconstruccióngeneraldeMiniRedesesunenfoquede"menorcosto"paralograrlaresilienciacontrahuracanesmayores,porquelaAutoridadnohademostradocómosuconstruccióndeMiniRedespuedeserunenfoquemenoscostoso que los enfoques alternativos razonables que incluyen solucioneslocalizadasydistribuidasjuntoconunniveloptimizadodegastosdelsistemadeT&DsimilaresalasMiniRedes.

87. El Negociado de Energía reconoce la necesidad de mejorar el sistema detransmisióny,porlotanto,ACEPTAlosplanesdelaAutoridaddegastarhasta$2billonesdedólaresenelfortalecimientodelatransmisióndeloselementosexistentes y la infraestructura envejecida. Sin embargo, esta aceptación NOCONSTITUYEunaaprobacióndelosgastosespecíficosenumeradosenelPIRPropuesto. Se le ORDENA a la Autoridad a solicitar oportunamente laaprobación del Negociado de Energía para los gastos específicos antes derealizarcualquierplanificaciónfinaleinversiones.

88. El Negociado de Energía ENCUENTRA que la Autoridad no consideróadecuadamenteunplandetransmisiónoptimizadoyORDENAqueelPlandeAcciónModificadoincluyaeldesarrollodeunplanderecursosounaestrategiade implementaciónparaoptimizar el gasto en transmisión.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadamejoraresteaspectodesuplanificaciónenelpróximoPIR.

17

89. El Negociado de Energía ACEPTA CONDICIONALMENTE los planes de laAutoridadparainversionesensistemasdedistribuciónde$911millonesparala resiliencia y el apoyo a la GD. El Negociado de Energía ORDENA a laAutoridad a coordinar todo el gasto del sistema de distribución con susesfuerzoscontinuosenlaplanificacióndelsistemadedistribuciónintegradoymaximizar la capacidad de la red de distribución para integrar la GD,especialmente laenergíasolar fotovoltaicay lasbateríasrequeridasen todoPuertoRico,segúnloestablecidoenelPlandeAcciónModificado.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaasegurarquetodaslasactualizacionesdevoltaje y las adiciones de control de voltaje al sistema de distribución, seenfoquenexplícitamenteenmaximizarlacapacidaddelsistemaparasoportarmásGDyelcumplimientodelapolíticapúblicadePuertoRico.EstaaceptaciónNO SE INTERPRETARÁ como una aprobación general. En consecuencia, seORDENA a la Autoridad a que solicite oportunamente la aprobación delNegociadodeEnergíapara losgastosespecíficosantesderealizarcualquierplanificacióneinversionesfinales.

90. El Negociado de Energía DIRIGE a la Autoridad para que considereespecíficamente cómo se pueden modificar las inversiones del sistema dedistribuciónparalaresilienciaconelfindereflejarunenfoqueoptimizadoparala inversiónen transmisióndeMiniRedes.A tal fin,elNegociadodeEnergíaORDENA a la Autoridad a que considere directamente los impactos de laplanificacióndelsistemadedistribuciónenelProcedimientodeOptimización,discutidoenelPlandeAcciónModificado.

3. AprobacióndeunPIRmodificadoconplandeacciónmodificado

91. Elartículo2.02(K)(2)delReglamento9021describeelpropósitodelPlandeAccióncomounoqueespecifica lasaccionesdeaplicaciónrequeridaspor laAutoridaddurantelosprimeroscincoañosdelperíododeplanificación,segúnlo establecido en el Plan de Recursos Preferidos. En esta sección delReglamento 9021 también se describen los elementos de Documentación yDesarrollo del Plan de Acción, incluida la necesidad de documentar losprocesosdecontrataciónprevistosparalosrecursosdelaofertaylademanda,ydeelaborarelPlandeAcciónbasadoenunPlandeRecursosPreferidosqueutilicecomocriterioprincipalelvaloractualneto(VNP)demenorcostodelosrequisitosdeingresos.

92. Este Plan de Acción Modificado consta de directrices específicas para laAutoridad,incluidoslossiguientescomponentesclave:

• Desarrollo por PARTE de la Autoridad, con la orientación yaprobación del Negociado de Energía, de un plan detallado deadquisiciónderecursosrenovablesyalmacenamientodeenergíade

18

baterías. para lograr el cumplimiento de la norma de carterarenovable(RPS);

• Establecimientodeunnuevoprocedimientoparaexplorarlamejormaneradeoptimizarlosposiblesgastosdelsistemadedistribuciónytransmisión en apoyo del conceptoMiniRed dónde y si fuesemásvalioso y rentable para los clientes. Este procedimiento incluirá laevaluación de la resiliencia de los recursos distribuidoscomplementado a las posibles inversiones en transmisión deMiniRed;

• Determinación de los calendarios de jubilación para las unidadesgeneradoras de petróleo más antiguas (con la aprobación de laconversión de algunas unidades a la operación de condensaciónsincrónica,quedependerándelaconsecucióndehitosespecíficosdeconfiabilidad:finalizacióndelanuevacapacidaddealmacenamientode energía de batería, capacidad de pico adicional potencial yobtenciónderecursosderecuperaciónantedesastresyreduccióndelacargamáximaatravésdelaprovisióndeEE;

• Determinar la secuenciade esfuerzos requeridos ypermitidos conrespectoacómoAutoridadllevaacabopermisospreliminaresydeingeniería para la utilización de Palo Seco para la generación,almacenamiento u otros usos. Esta acción no retrasará en modoalgunolafinalizacióndelaprimeraemisióndeRFPpararecursosdealmacenamientodeenergíarenovableyenergíadebatería;

• EstablecerprogramasdeEEquecrezcandesdeprogramasinicialesdeiniciorápidohastaenfoquesagresivoseintegrales;

• HabilitacióndeDR;

• AprobacióncondicionaldeciertosaspectosnorelacionesaMiniReddelaplanificacióndeT&DdeAutoridad;

• Desaprobacióndeciertas inclusionesderecursosdegeneraciónde"decisiónfija"enelPlandeAcciónPropuestodelaAutoridad;y

• DesaprobacióndelasinclusionesrelacionadasconlainfraestructuradeLNGenelPlandeAcciónPropuestodelaAutoridad.

93. AcontinuaciónsepresentaunresumendelosprincipalesHallazgosyÓrdenesdelNegociadodeEnergíaenloquerespectaalPlandeAcciónModificado.

94. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadqueemitaunaseriedeSDPpara el suministro de energía renovable en apoyo a los objetivos de RPScontempladosenlaLey82,yparaelsuministrodealmacenamientodeenergíadebateríaenapoyoalosrequisitosdecapacidadnecesariosparacumplirconlosrequisitosdecargamáximadelaAutoridadyenapoyodelosrequisitosdeintegraciónparalageneracióndeenergíarenovable.

19

95. El Negociado de Energía está de acuerdo en que la instalación de energíarenovable y almacenamiento de baterías es una acción de “sinarrepentimientos: [“no regrets”] y ENCUENTRA que maximizar la tasa deadopciónde la tecnologíadealmacenamientodebateríasyenergías solaresfotovoltaicasestáclaramenteindicadoapartirdelosresultadosmodeladosenel PIR Propuesto. El Negociado de Energía se ENCUENTRA a favor de estaacciónde“noarrepentimiento”["noregrets"]y ORDENAqueelobjetivodemaximizarlatasadeinstalacionessolaresfotovoltaicasyalmacenamientodebateríasenPuertoRicosealcancecomopartedelPlandeAcciónModificado.

96. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueelplandelaAutoridaddeutilizarSDPsparasolicitarcapacidadesderecursosdeenergíasolarfotovoltaicaydebatería en línea con su necesidad de estos recursos es ACEPTABLE. ElNegociado de Energía también ENCUENTRA que las subastas competitivasparaobteneracuerdosdecomprayoperacióndeenergía(PPOA)paraestosrecursos debenestar abiertas a todas las formas de energía renovable,incluyendo, pero sin limitarse a la eólica, hidroeléctrica, solarfotovoltaica,VPPyalmacenamiento.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAADEMÁS que la Autoridad no debe limitar innecesariamente el nivel decontratación global a bloques de 250 MW, sino que necesita seguir unaestrategiaqueintenteobtenerlacantidadderecursosrequeridosenvirtuddelescenarioS3S2B.

97. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaquedesarrolleprocesosdesolicitudcompetitivosparalaadquisiciónderecursosrenovablesyrecursosdealmacenamiento de energía de batería en apoyo de las conclusiones “sinarrepentimiento” ["no regrets"] de estos recursos del PIR y en apoyo delcumplimientode losobjetivosde laLey17para las instalacionesdeenergíarenovable,ydelosobjetivoscuandoseaneconómicos.

98. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaque,enoantesdesesenta(60)díasapartirdelafechadenotificacióndeestaResoluciónyOrdenFinal,presente al Negociado de Energía un proyecto de plan de adquisición derecursos renovables y de almacenamiento de energía de batería (Plan deAdquisición).ElNegociadodeEnergíaORDENAADEMÁSalaAutoridadaquepresenteuninformedesituaciónsobrelaelaboracióndesuproyectodePlande Adquisiciones a más tardar treinta (30) días a partir de la fecha denotificacióndeestaResoluciónyOrdenconlainformaciónqueseestableceenel Plan de Acción en la Parte V de esta Error! Reference source notfound.ResoluciónyOrdenFinal.

99. El Negociado de Energía NOTIFICA A LA AUTORIDAD que las métricasexplícitas de incentivos de desempeño relacionadas con la puntualidad yefectividad de la contratación e interconexión de recursos de la Autoridad

20

pueden incluirse como parte de los requisitos de informes de métricascontinuasbajoelnúmerodecasoNEPR-MI-2019-0007.

100. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaquecompleteunestudiodeviabilidadde larenovacióndecadaunadesus instalacioneshidroeléctricas,incluyendo el costo esperado y el probable cambio en la producción deelectricidad,asícomoelpotencialdecontrolarlaproducciónparaproducirenlosmomentosdemayorvalorenelcontextodelaumentodelalmacenamientosolarydebaterías.ElNegociadodeEnergía ORDENA a laAutoridadaquepresentelosresultadosdeesteestudioanteelNegociadodeEnergía,juntoconun plan de acción propuesto para cada instalación informada en el estudio,dentrodeloscientoochentadías(180)díasapartirdelafechadenotificacióndeestaResoluciónyOrdenFinal.

101. ElNegociadodeEnergíaAPRUEBAlosplanesdelaAutoridadparaelretirodelosrecursosdevapordecombustibledurantelospróximoscinco(5)años,enSan Juan, incluyendo las unidades7, 8, 9 y 10; enPalo Seco, incluyendo lasunidades 3 y 4 y en Aguirre, incluyendo las unidades de vapor 1 y 2. ElNegociadodeEnergía ORDENAqueestoocurradurante lavigenciadeestePlan de Acción Modificado y ADVIERTE a la Autoridad que los retrasosindebidosenelretirodeestasunidadesdaránlugaraestrictassanciones.

102. ElNegociadodeEnergíatambiénAPRUEBAlosplanesdelaAutoridadparalosretirosdelasunidades1y2deAguirreCCdurantelospróximoscinco(5)años.

103. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaquepresenteinformesdesituaciónbianualesalNegociadodeEnergía,comenzandoel1deabrilde2021,queproporcionenunpronósticoacortoplazo(dosañosantesdelafechadepresentacióndeinformes)delbalancederecursosdecapacidadprevistoporlaAutoridad sobre una base estacional, y su capacidad para cumplir con losrequisitosdecargamáximayrequisitosdereservadeoperaciónconrecursosexistentesyanticipadosensusistemaparacadaunodelosintervalosprevistos.

104. ElNegociadodeEnergíaNOAPRUEBAlosplanesdelaAutoridadparaelretirodedieciocho(18)de lasunidadesde turbinasdegasexistentesubicadasenDaguao, Yabucoa, Jobos, Vega Baja, Palo Seco, Aguirre y Costa Sur, parareemplazarlasporunnuevoconjuntodeturbinasdegas(TG).Comosediscutióen laParte III(D)deestaResoluciónyOrdenFinal,elNegociadodeEnergíaENCUENTRAquepuedeserrazonableconsideraralgunasustituciónlimitada,pero no un reemplazo al pormayor de todas lasunidades. Por lo tanto, elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaestableceruncalendarioderetiroparalaunidaddepeordesempeñodelas18unidades,ypresentarestocomopartedelosinformesbianualesdeestadomencionadosanteriormenteparaelretirodeunidadesdevapordecombustibleylasunidadesCC.

21

105. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueelplandelaAutoridadparapermitirlareparaciónyoperaciónacortoplazodelasUnidades5y6deCostaSur,esrazonable. El Negociado de Energía ESPERA que ambas unidadeseventualmenteseretirendentrodeesteperíododelPlandeAcciónModificadoamedidaquelaenergíasolarfotovoltaicayelalmacenamientodeenergíaesténdisponibles.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaqueincluyaenelinformedesituaciónbianual,elestadodecondicióndelfuncionamientodecadaunidaddeCostaSur,ycómoeseestadoinfluyeenlosplanesderetirodelaplantadegeneracióngeneraldelaAutoridad.

106. ElNegociadodeEnergíaAPRUEBAlosplanesdelaAutoridadparacontinuarlaoperaciónyelretiroafinalesdel2027delasunidadesAES,deconformidadconlaprohibicióndegeneracióndecarbónapartirde2028,segúnlaLey17.

107. El Negociado de Energía ACEPTA las renegociaciones del PPOA conEcoEléctricayelContratodeCompraventadeGasNaturalconNaturgy.

108. ElNegociadodeEnergíaACEPTAlaconversióndelasUnidades5y6deSanJuan de la Autoridad para quemar gas natural como una decisión fija(restringida)enelPIRPropuesto.ElcontratodeNewFortressEnergyexpiraenel2025.Enconsecuencia,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaincluirlarenovaciónyampliacióndelcontratodeNewFortressEnergycomounaopción,nocomounarestricción,enelpróximoPIR.

109. ElNegociadodeEnergíaDENIEGAlaconversióndelasunidadesderespuestarápida (peakers) de 200 MW de Mayagüez para quemar gas natural. Sinembargo,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaqueconservelospeakers.Dadoquelasunidadessonunrecursodegeneraciónrecientementeantiguo(2009),nohayexpectativadequesuretiroeconómicoorelacionadoalaantigüedadpuedaocurrirduranteelperíododelPlandeAcciónModificado.9

110. ElNegociadodeEnergíaNOAPRUEBAlainclusióndeunanuevaCCenPaloSecocomocomponentedelPlandeAccióndelaAutoridad.Sinembargo,comose indicó anteriormente, para protegerse contra la incertidumbre de losresultados futuros de los precios del almacenamiento de energía solar y debatería, u otras posibles preocupaciones de confiabilidad, por precaución yjuntoconunaestrictasupervisióncomosedetallaenestaResoluciónyOrdenFinal,elNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaAutoridadpuedecomenzara trabajar preliminar en una nueva unidad de combustibles fósiles y/oalmacenamientodeenergíaenPaloSeco,sujetoalaslimitacionesestablecidasenelPlandeAcciónModificado.

9VéasePIRPropuesto,página4-1.Lafechadeoperacióncomerciales2009.

22

111. La Autoridad no ha apoyado su afirmación de que se necesita unainfraestructuradegasadicionalenMayagüezyYabucoa,talcomofiguraenelescenario del ESM, ya que se necesita una "decisión fija". Por lo tanto, elNegociadodeEnergíaORDENAa laAutoridadaquenogasterecursosen laubicación, permisos, adquisiciones, ingeniería, diseño u otros trabajospreliminares para la infraestructura de LNG o nuevas instalaciones degeneracióndecombustiblesfósilesenYabucoaoMayagüez.

112. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelasustitucióndeunapartedelosrecursosdeturbinasdegasmásantiguasdelaAutoridadporrecursosdepicoes consistente con este Plan de Acción Modificado, sujeto a una serie derestriccionesestablecidasenlaParteV.Estasincluyenunaofertacompetitivaabiertaatodaslasopcionesúnicasoagregadasdelademandaylaofertadenomásde81MW,entreotrasdirectrices.

113. ElPlandeAcciónPropuestoporlaAutoridadincluyesólounallamadageneralparaestablecerprogramasdeEEybuscarahorrosdeldosporciento(2%)poraño.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueelPlandeAcciónparaelPIRdebe contenermásdetalles y especificidadesque losproporcionadospor laAutoridad. Como parte delmandato del Negociado de Energía de perseguirsistemasdeenergíademenorcostoparaPuertoRico,yenapoyodelobjetivodeltreintaporciento(30%)deahorrodeEEparael2040,consagradoenlaLey17.Por lo tanto,elNegociadodeEnergía RECHAZA elPlandeAcciónde laAutoridadconrespectoalaEE.ElNegociadodeEnergíaORDENAqueestePlandeAcciónModificadoapoyeelobjetivodelNegociadodeEnergíadeque losprogramasdeEEcapturen todos laEE rentabledisponible.ElNegociadodeEnergía ORDENA a la Autoridad a que organice y coordine los recursosnecesariosparacumplir,yfacilitarlaaplicaciónexitosadelareglamentaciónsobreEE.

114. El Negociado de Energía MODIFICA el Plan de Acción relativo al RD. Deconformidad con los componentesmodificados del Plan de Acción sobre elalmacenamientodistribuidoylosVPPs,laAutoridadDESARROLLARÁ,conlaorientaciónyaprobacióndelNegociadodeEnergía,lossistemasinternos,asícomolosprogramasexternos,lasofertasy/osolicitudesparainvolucraralosagregadores de recursos de RD a ofrecer, enviar y ser compensado por losrecursos de RD rentables. Esto estará disponible para todas las clases declientes.

115. ElNegociadodeEnergíaACEPTA el conceptoMiniRed comounmecanismoparaproporcionarresilienciadurantelapérdidadelasoperacionesdelsistemade transmisión o distribución debido a eventosmeteorológicos severos. Sinembargo,elNegociadodeEnergíaNOAPRUEBA eldiseño/construccióndeMiniRedcomoproponelaAutoridaddebidoasufaltadeoptimizacióndelos

23

gastosdelsistemadetransmisiónMiniRedylosenfoquesderesilienciaenladistribución.

116. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquepartedelPlandeAcciónModificadoserá el establecimiento de un marco para el funcionamiento del sistemaresiliente a un costo razonable que incluya los siguientes elementos:preservaciónde laopcióndeoptimizarmejor losgastosdelsistemadeT&Dparalaresiliencia,incluyendoaspectosdelconceptoMiniReddelaAutoridad;revisiónyelaboraciónsobreladefinicióneidentificacióndediferentesclasesdeclientesconrespectoalservicioeléctricocrítico,ylosnivelesesperadosderesiliencia asociados; énfasis en el papel central que los clientes puedendesempeñar a travésde laprovisiónde suministrodeenergía y laRD; y, elsuministro demicrored y en un solo lugar (individualmente, o en conjuntocomo VPPs) para capacidad local y soluciones energéticas para proveerresilienciaycontribuirconenergíaylasnecesidadesdecapacidaddurantelosperíodosnormales,deconformidadconlapromocióndemicroredesyrecursosenergéticosdistribuidosdelaLey17.

117. ElNegociadodeEnergíaabriráunprocedimientodeOptimizacióndeMiniRed(ProcedimientodeOptimización)despuésdeemitirestaResoluciónyOrdenFinal. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRA queesteprocedimiento será elforo para explorar más a fondo los costos, beneficios y alternativas deconfiguraciones de combinaciones de cables (es decir, fortalecimiento deactivos de T&D) y recursos distribuidos locales que mejor sirven a lospuertorriqueñosenlasalvaguardiacontralosefectosdelasinterrupcionesdelsistemaeléctricoacortoylargoplazoporeventosmeteorológicosseveros.ElNegociadodeEnergíaESPERAqueesteprocedimientocomienceenelotoñode2020.

118. ElNegociadodeEnergíaESTABLECElaregióndeSanJuan/BayamóncomolaprimeraregióndeMiniRedenserconsideradaparalaoptimizacióndebidoaladensidadrelativadecargaenesaregión.Noobstanteloanterior,elNegociadode Energía está abierto a las sugerencias de las partes interesadas o de laAutoridad debidamente justificadas, en cuanto a si una región diferente deMiniReduotrazonapodríaexaminarsemejorinicialmente.

119. ElNegociadodeEnergíaACEPTAcomopartedelPlandeAcciónModificado,laporción del Plan de Acción propuesto por la Autoridad que incluía gastospriorizadosparallevarlosactivosexistentesdelsistemadetransmisiónalasnormasactualesonuevas,comoseveenlosExhibits10-11delPIRPropuesto,y totalizando $1.15 billones de dólares hasta el 2025. Sin embargo, estaaceptación NO SE INTERPRETARÁ como una aprobación de los gastosespecíficos enumerados en el PIR propuesto. Se ORDENA a la Autoridad asolicitar oportunamente la aprobación del Negociado de Energía para losgastosespecíficosantesderealizarcualquierplanificaciónfinaleinversiones.

24

120. El Negociado de EnergíaRECHAZA, en este momento, los $5.9 billones dedólaresengastosdeMiniRed,comoproponelaAutoridad.EnelProcedimientode Optimización mencionado anteriormente, el Negociado de Energíaconsiderará las necesidades de transmisión asociadas con un sistema detransmisión MiniRed optimizado y establecerá la MiniRed apropiada y losgastosdetransmisiónrelacionados.

121. ElNegociadodeenergíaORDENAaqueelPlandeAcciónModificadoincluyalainversión del sistema de distribución y un análisis que integre la GD deconformidadconlasconclusionesdelaParteIII(I)yladiscusiónenelPlande0Acción.

4. PreparaciónparaelpróximociclodePIR

122. La Autoridad debe continuar mejorando su proceso de planificación derecursos. La Resolución y Orden Final en el último procedimiento del PIRencomendó a la Autoridad a (a) realizar mejoras internas en susprocedimientosdeplanificación;(b)seleccionarunnuevoconsultordePIRdemanera competitiva, sujeto a la supervisión y aprobación del Negociado deEnergía;y(c)desarrollarprocedimientospararecopilardatosclavesobreelrendimientodesusistemaeléctrico.10ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAque la Autoridad ha realizado mejoras en su proceso de planificación derecursosyDIRIGEalaAutoridadaquecontinúehaciéndoloenelpróximoPIR,yespecíficamentequesigalasdirectricesdelNegociadodeEnergía,segúnloestablecidoen laParteVdeestaResoluciónyOrdenFinal.ElNegociadodeEnergía Error! Reference source not found.ENCUENTRA además que, laAutoridadnoestáen incumplimientocon lasdirectricesparaseleccionarunnuevoconsultordePIRyllevaracabounprocesodelicitación.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadallevaracabounprocesodelicitaciónparaelpróximoconsultorparaelPIR.Conrespectoalarecopilacióndedatossobreindicadoresclavesderendimiento,elNegociadodeEnergíaCONSIDERAquelaAutoridadhaelaboradobuenosindicadoresclavesderendimiento,peronohasidoconsistenteconlaentregadelosinformestrimestralescontodoslosdatos.LaAutoridaddebeseguirhaciéndolodeconformidadconlasdirectricesdel Negociado de Energía en el expediente que aborda expresamente estainformación.11

10ResoluciónyOrdenFinal,InRe:PlanIntegradodeRecursosparalaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,Caso.No.CEPR-AP-2015-0002,23deseptiembrede2016.

11ResoluciónyOrden,InRe:ElDesempeñodelaAutoridaddeEnergíadePuertoRico,CasoNo.NEPR-MI-2019-0007,14demayode2019.

25

B. Objetivosyrequisitoslegales123. La Legislatura de Puerto Rico ha estado activamente involucrada en el

desarrollodesolucionesymecanismosparamejorarlasituaciónenergéticaenPuerto Rico. A través de muchos proyectos legislativos que se discuten acontinuación,laLegislaturahadiseñadounmensajefuerteycohesivodirigidoareducirloscostosdeenergíaydiversificarlacarteradefuentesdeenergíaatravésdeunamayordependenciaenlasenergíasrenovablesylasopcionesdeenergíalimpiadescentralizadacomolageneracióndistribuida,lasmicroredes,laeficienciaenergéticaylarespuestaalademanda.ElNegociadodeEnergíaestáconscientedelmandatolegislativoparacumplirconestaspolíticassegúnrevisa el PIR de la Autoridad. A continuación, se destacan algunas de lasdisposicionesclavedelegislacionesqueabordancuestionespertinentesparaelPIR.

1. Ley 82-2010, conocida como Ley de Política Pública de DiversificaciónEnergéticaporMediodelaEnergíaRenovableSostenibleyAlternaenPuertoRico("Ley82")

124. La Ley 82-2010 estableció el primer estándar para la cartera de energíarenovableenPuertoRicoyexigióqueunproveedordeenergíaaldetalcubraeldocepor ciento (12%)de susnecesidadesdeenergíaa travésdeenergíarenovablepara2015, el quincepor ciento (15%)para2020 con lametadealcanzarelveinteporciento(20%)para2035.12LaLey82-2010semodificóen2019para, entreotrascosas, establecernuevosobjetivospara laCarteradeEnergíaRenovable(RPS,porsussiglaseninglés):elveinteporciento(20%)para2020,elcuarentaporciento(40%)para2025,elsesentaporciento(60%)para 2040 y el cien por ciento (100%) para 205013. La Ley 82-2010 creóCertificados de Energía Renovable que abarcaban todos los atributosambientales y sociales de un megavatio hora (MWh) de electricidad y quepodíansercomercializadosmásalládelasfronterasdePuertoRico.14

2. Ley 83-2010, conocida como la Ley de Incentivos de Energía Verde dePuertoRico("Ley83")

125. LaLey83-2010seestableciópara,entreotrascosas:lograrladiversificacióndelasfuentesdeenergía;reducirladependenciaenloscombustiblesfósiles;reduciryestabilizarloscostosdeenergía;reducirlafugadecapitalescausada

12VéaseLey82,Exposicióndemotivos.

13VéaseLey17-2019,Exposicióndemotivos.14VéaseLey82,Exposicióndemotivos.

26

por la importación de combustibles fósiles; y preservar ymejorar elmedioambiente.15LaLey83tambiéncreóunFondodeEnergíaVerdeparafinanciareldesarrollodesistemasenergéticossosteniblesqueadelantanelahorroylaeficienciaenelusodelaenergía.16Lalegislacióntambiénconteníainiciativasdeenergíaverdeybeneficioscontributivosparaalentaralosconsumidoresyalasempresasautilizarlasenergíasrenovables.17

3. Ley57-2014,conocidacomolaLeydeTransformaciónyALIVIOEnergéticodePuertoRico("Ley57")

126. La Ley 57 se aprobó para proveer gobernanza a la Autoridad mediante lacreación de un organismo regulador independiente; y para establecerrequisitos estratégicos de planificación e información para promover latransparenciaylaparticipaciónciudadana.Enla"ExposicióndeMotivos"delaLey57,laLegislaturadeclaró,enlapartepertinente,losiguiente:

... existe un amplio consenso en cuanto a la necesidad dealejarnosdeladependenciadecombustiblesfósilesydelograrla autonomía energética utilizando al máximo posible losrecursosenergéticosqueyatenemosenPuertoRico,talescomoelsolyelviento,laconservaciónylaeficiencia.

...

Los altos costos energéticos limitan nuestra capacidad deestimularlaeconomía,defortaleceralospequeñosymedianoscomerciantes, de atraer inversión privada del exterior,desarrollar actividad comercial, industrial ymanufacturera, ydepromover la calidaddevidade todos lospuertorriqueños.EstoesunobstáculoqueimpideconvertiranuestroPaísenunlugar competitivo y atractivo en todos los ámbitos. Somosrehenesdeunsistemaenergéticopocoeficiente,quedependedesmedidamente del petróleo como combustible, y que noproveelasherramientasparapromocionaranuestroPaíscomounlugardeoportunidadesenelmercadoglobalizado.Elactualcostodelkilovatiohora(kW)deaproximadamenteveintisietecentavos ($0.27) resulta ser extremadamente elevado encomparaciónconotrasjurisdiccionesquecompitenconPuerto

15VéaseLey83,§1.2.16Id.§2.1.17Id.Exposicióndemotivos.

27

Rico para atraer a los inversionistas y lacera severamente elbolsillodelconsumidorlocal.18

127. Esencialesparallevaracaboestaintenciónlegislativasonunplanyunprocesodeplanificación,dirigidosysupervisadosporelNegociadodeEnergía.Porlotanto,laLey57exigequelaAutoridadpresente,yqueelNegociadodeEnergía19apruebe,unplanintegradoderecursos,definidocomo:

...unplanqueconsideretodoslosrecursosrazonablesparasatisfacer la demanda de los servicios eléctricos durantedeterminado período de tiempo, incluyendo aquéllosrelacionados a la oferta energética, ya sean los recursosexistentes,tradicionalesy/onuevos,yaquéllosrelacionadosa la demanda energética, tales como conservación yeficiencia energética, respuesta a la demanda o “demandresponse”,y lageneración localizadaporpartedelcliente.Todoplan integradode recursosestará sujetoa las reglasestablecidas por el NEPR y deberá ser aprobado por elmismo.Todoplandeberáhacerseconampliaparticipaciónciudadanaydetodoslosgruposdeinterés.20

128. ElNegociadodeEnergíatieneunadefiniciónsimilar21:

"PlanIntegradodeRecursos"o"PIR"significaráunplanquecontemplatodos losrecursosrazonablesparasatisfacer lademanda de servicios de energía eléctrica durante unperíodo de tiempo específico, que incluye aquéllosrelacionadosconelsuministrodeenergíaeléctrica,yaseanrecursos existentes, , y tradicionales y/o nuevos aquéllosrelacionados con la demanda energética tales como laconservación y eficiencia energética o la respuesta a lademandaylageneracióndeenergíalocalizadaporpartedelcliente,mientrassereconocelaobligacióndecumplimientocon las leyes y regulaciones que limiten la selección derecursos.22

18VéaseLey57,Exposicióndemotivos.19LaComisióndeEnergíadePuertoRicofuecreadabajolaLey57y,luego,sunombrefuecambiadoaNegociadodeEnergíadePuertoRico.VéaseLey211-2018.20VéaseLey57,§1.3(ll).21ReglamentosobreelPlanintegradodeRecursosdelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,24deabrilde2018(“Reglamento9021”).

22VéaseReglamento9021,§1.08(B)(20).

28

129. Bajo el Artículo 6.23 de la Ley 57-2014, el Negociado de Energía tiene elmandatodeestablecerreglamentospararegularelPlanIntegradodeRecursosquelaAutoridadestáobligadaaradicar.ElPIReslapiezacentralparallevaracabo la intención legislativa de evolucionar el sector energético para quedependamenosdecombustiblesfósilescaros,utilicemásenergíarenovabledegran escala (a nivel de empresas de servicios públicos) y más renovabledistribuida,ypromuevalaeficienciaylaconservaciónparamejorarelmedioambiente, cumplir con las leyes federales que abordan el aire limpio yadministrar el costo de la electricidad. El objetivo de un PIR y esteprocedimientoesevaluarlosrecursosdelaAutoridadconelfindedesarrollarunplanrentable(demenorcosto)parasatisfacerlasnecesidadesenergéticasdePuertoRicoenelfuturo.ElPIRde2015establecióunplanparacomenzarelretirodelasantiguasycostosascentraleseléctricasysustituirlasporplantasmás eficientes de menor costo, específicamente con recursos renovables,implementar programas rentables de eficiencia energética y respuesta a lademanda,ypromovertecnologíasdegeneracióndistribuidacomolaenergíasolarcapturadaentechos.ElpropósitodeesteprocedimientoesaprovecharlosprogresosrealizadosenelPIR2015yavanzarenladireccióndeunfuturoenergéticodemenorcostoquecumplaconlosobjetivoslegislativosdehacerqueloscostosdeenergíadePuertoRicoseanmáscompetitivosenunmercadoglobal.

4. Ley 120-2018, conocida como la Ley para Transformar el SistemaEléctricodePuertoRico("Ley120")

130. La Ley 120 creó el marco legal requerido para la venta, disposición y/otransferencia de los activos, operaciones, funciones y servicios de laAutoridad.23LaLey120fueaprobadaenreconocimientodelosmuchosdéficitsen el sistema energético operado por la Autoridad, incluyendo entre otrascosas,"...elaltocostodeloscombustiblesenunmercadoampliamentevariabley especulativo; una anticuada y deteriorada infraestructura eléctricadependientedeloscombustiblesmáscostosos,menoseficientesyalamismavez más contaminantes; ..."24 La Legislatura delineó los problemas con elsistemadeenergíaquerequierencorrección,señalando:

LaAutoridaddeEnergíaEléctrica,apesardeoperarcomounmonopoliodelGobierno,carecedelascondicionesparaofrecer un servicio eficiente y costo-razonable para losconsumidores residenciales, comerciales e industriales.Debido a las precariedades presupuestarias y financieras

23VéaseLey120,Exposicióndemotivos.24Id.

29

acumuladas durante la última década, la Autoridad y elGobierno tampoco poseen los recursos económicosnecesarios para su restructuración operacional, surecuperación financiera y los enormes cambiosinfraestructuralesrequeridos.25

131. Para atender la transformación, la Legislatura utilizó la para las AlianzasPúblico-Privadas (AAPP)26 para llevar a cabo negociaciones con el fin deasegurar la viabilidad financierade laAutoridad.Bajo la Ley120, cualquiercontratorelacionadoconunatransaccióndelaAutoridadtienequeobtenerunCertificadodeCumplimientoEnergéticodelNegociadodeEnergía.27Además,lalegislaciónotorgaalaAutoridadyalaAAPPlafacultaddevenderactivosdelaAutoridadrelacionadosconlageneracióndeenergíaeléctricaydetransferirodelegarcualquieradelasoperaciones,funcionesoserviciosdelaAutoridad.Lalegislación también señala, sin embargo, que elmarco regulatorio debe serconsistenteconlasnuevasrealidadesenPuertoRicoylaindustriaenergética;debe entonces, entre otras cosas, permitir el uso de generación distribuida,microredes y más energía renovable. La Legislatura también señala que elsistemaeléctricodebeserresistentea los fenómenosmeteorológicosya losefectosdelcambioclimáticoenlaIsla.LaLey120-2018tambiénseñala"...laimportanciadelaregulacióndelaindustriaenergéticaylanecesidaddecontarconunreguladorindependientequelleveacabosusfuncionesdemanerafirmeycontundente."28

5. Ley17-2019,conocidacomolaLeydePolíticaPúblicaEnergéticadePuertoRico("Ley17")

132. LaLey17expandiólabasecreadaenlaLey57paralaplanificaciónintegradaderecursosyrecalcaelenfoqueenlaprovisiónaceleradadeenergíarenovable,la conservación y eficiencia de la energía, la respuesta a la demanda y lageneracióndistribuida.29Alhacerlo, laLey17aumentó lacarteradeenergíarenovableaunmínimodeveinteporciento(20%)para2022,cuarentapor

25Id.26LaAlianzaPúblicoPrivadasedefinecomo:"Cualquieracuerdo entre una Entidad Gubernamental y una o máspersonas,sujetoalapolíticapúblicaestablecidaenestaLey,cuyostérminosestánprovistosenunContratodeAlianza, para ladelegación de las operaciones, Funciones, Servicios o responsabilidades de cualquier EntidadGubernamental,asícomoparaeldiseño,desarrollo,financiamiento,mantenimientouoperacióndeunaomásinstalaciones,ocualquiercombinacióndelasanteriores."VéaseLey29-2009,conocidacomoelLeydeAlianzasPúblico-Privadas,§1(b).

27VéaseLey120,§5(g).28Id.Exposicióndemotivos.29VéaseLey17,§1.2(p).

30

ciento(40%)para2025,sesentaporciento(60%)para2040yelcienporcien(100%)para205030ycreóunobjetivodeeficienciaenergéticadel30%para2040.31 La Ley 17 también hace hincapié en el papel de la generación por"prosumidores"yprevéunpapelmásdestacadoparalasmicroredes.32Además,laLey17 refuerza laautoridaddelNegociadodeEnergíapara llevara caboprocedimientosrelacionadosalPIR.33LaLey17tambiénestablecequeelPIRserá preparado por la compañía de energía eléctrica responsable de lasoperaciones del sistema eléctrico y será aprobado por el Negociado deEnergía.34 Permitir la preparación por una entidad distinta a la Autoridadreconoce loscambioscontempladosen los futurosPIRcomoresultadode laaplicación de la Ley 120. La legislación también establece más detalles encomparaciónalosincluidosenlaLey57sobreelcontenidodelPIR,35perolosrequisitos de contenido son compatibles con los requisitos del PIR que elNegociadodeEnergíaincluyóenelReglamento902136 .UnpuntocentralentodalalegislaciónesquelasmedidasadoptadasenrelaciónconlageneraciónylosasuntosrelacionadosdebenajustarsealPIRaprobado,destacandoasílaimportancia del PIR como herramienta central de planificación. Cualquiercambio o modificación del PIR debe ser aprobado por el Negociado deEnergía.37

6. Resumende cómoelPlandeAcciónModificadoaborda losobjetivosyrequisitoslegislativos

133. Enlosúltimosaños,comosemencionóanteriormente,lalegislaturadePuertoRicohaaprobadounalegislacióndiseñadaparamejorarelsistemaenergéticodePuertoRico,parahacerlomásresistente,másasequible,menosdependientedeloscombustiblesfósilesymáscapazdecumplirconlosobjetivosdeenergía

30Id.§1.6(7).31Id.§1.6(10).

32Id.§1.2(r).33Id.34Id.§1.9(1).35Id.§1.9(3);§5.18enmendando§6.23delaLey57.

36VerReglamentodel Plan IntegradodeRecursosde laAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico, 24 abril 2018("Reglamento9021").ElReglamento9021eslaculminacióndeunprocedimientoparalaelaboracióndereglasenelcualsesolicitaroncomentariosdelaspartesinteresadas.VéaseReglamentodelPlanIntegradodeRecursosdelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,CEPR-MI-2018-0005,8defebrerode2018.TéngaseencuentaqueelReglamento9021sustituyóalReglamento8594,elcualsepromulgóexpeditamenteconelfindeproveerleguíaalaAutoridadmientrassepreparabapararadicarsuprimerPIRantesdelafechalímitedel1dejuliode2015.Laexperienciaacumuladaduranteelanterior procedimiento del PIR, permitió que el Negociado de Energía, en el Reglamento 9021,mejorara, ampliara yprofundizaraenlosrequisitosestablecidosbajoelReglamento8574.

37Id.Sección1.9(2).

31

limpia, incluyendo la lucha contra el cambio climático. El Plan de AcciónModificadocumpleplenamenteconestosobjetivos.

134. Conrespectoalaresiliencia,elPlandeAcciónModificadoaceptaelconceptodeMiniRed,peronolapropuestadeMiniReddelaAutoridad,yrespaldaunanálisis y estudio adicional mediante el establecimiento de un nuevoprocedimiento para explorar la mejor manera de optimizar los gastospotencialesdelsistemadetransmisiónenapoyodelaMiniRedygarantizarlarentabilidad.ElPlandeAcciónModificado,tambiénincluye, la inversiónyelanálisisdelsistemadedistribución,incluidalaintegracióndelaGD.Además,conrespectoa laresiliencia,elPlandeAcciónModificadoincluyeelementosadicionales tales como: revisióndelnivel críticodel servicioeléctricoen lasdiferentesclasesdeclientes;énfasisenelpapelcentralquelosclientespuedendesempeñar a través del suministro de energía y la RD; y la provisión demicroredesysolucionesdeenergíaycapacidadlocalrelacionadasenunsolositio(individualmenteoenconjuntocomoVPPs),deconformidadconlaLey17,asícomolapromocióndemicroredesyrecursosenergéticosdistribuidos.

135. Conrespectoalaasequibilidad,elNegociadodeEnergíaencontróquelaEEeselrecursodemenorcostoy,porlotanto,enapoyoalobjetivodeltreintaporciento (30%) de ahorro de la EE para el 2040 establecido en la Ley 17, elNegociadodeEnergíahaordenadoqueelPlandeAcciónModificadoestablezcaprogramasdeEEpara capturar toda laEE rentabledisponible. Esto incluyeprogramasdeiniciorápidocapacesdeaumentaranivelesmásagresivosdeEE.Además,elPlandeAcciónModificadotambiénordenaadesarrollarprogramas,ofertasy/osolicitudesconrespectoalalmacenamientodistribuidoylosVPPs,parainvolucraralosagregadoresderecursosdeRDparaofrecer,enviarysercompensadosporrecursosdeRDrentables.Dadoqueestarádisponibleparatodas las clases de clientes, crea una oportunidad para que los clientesreduzcan sus facturas de energía. El Negociado de Energía también estárequiriendo licitaciones competitivas para todos los nuevos recursos yhabilitando todos los recursos para ofertar, con el propósito de obtener losmejores recursosdebajo costopara atender lasnecesidades energéticasdePuertoRicoenelfuturo.

136. ElPlandeAcciónModificadoincluyeunaseriededirectricespararetirarlosplanesde combustibles fósiles que consisten en el retirode los recursosdevapor de combustible durante los próximos cinco (5) años, en San Juan,incluidaslasUnidades7,8,9y10;enPaloSeco,incluidaslasUnidades3y4yenAguirre,incluidaslasUnidadesdevapor1y2;ylosplanesderetirodelasUnidades1y2deAguirreCCdurantelospróximoscinco(5)años.Además,elPlan de AcciónModificado rechaza el desarrollo de infraestructura de LNGpropuestoporlaAutoridadenMayagüezyYabucoa.

32

137. Con respecto a la energía limpia y el cambio climático, el Plan de AcciónModificadoponeénfasisenlaenergíasolarfotovoltaicayelalmacenamientode baterías y se requiere que la Autoridad emita una serie de SDP para laprovisióndeenergíarenovableenapoyoalasmetasdeSDPdelaLey82,yparala provisión de almacenamiento de energía de batería en apoyo de losrequisitos de capacidad necesarios para cumplir con la cargamáxima de laAutoridad. Además, en apoyo de los requisitos de integración para lageneracióndeenergíarenovable,lasadquisicionescompetitivasparaobtenerPPOAparaestosrecursosdebenestarabiertasatodaslasformasdeenergíarenovable,incluidas,entreotras,laeólica,hidráulica,VPP,solarfotovoltaicayalmacenamiento. Finalmente, la EE y la RD discutidos anteriormentecontribuirán a una reducción de las emisiones que beneficiarán al medioambienteycontribuiránafrenarelcambioclimático.

C. Reglamentos del Negociado de Energía relevantes para estosprocedimientos

1. PlanesIntegradosdeRecursos

138. LaAutoridadestáobligadaaradicaranteelNegociadodeEnergíaunPIRquecumplaconlasdisposicionesdelReglamento9021.EntrelascaracterísticasdelReglamento9021,seencuentraelestablecimientodenuevosprocedimientosquepermitanunamayorparticipacióndelpúblicoyunamayortransparenciaeneldesarrollodelPIR.Específicamente,elprocesodelPIRseseparaendosfases.LaSección3.01estableceelprocesoparalaFase1,lacualeslafasepreviaalaradicacióndelPIR.38EnlaFase1,elNegociadodeEnergíapodrárequerirunaomásconferenciastécnicasconelfinderecopilar“informaciónsobrelametodología y el contenido contemplados por la Autoridad para su nuevapropuesta del PIR."39 El propósito de la conferencia técnica se articulaclaramente en el reglamento y expone la base para la creación de unprocedimientodedosfases:

Elpropósitodeestasconferenciastécnicasesproveerunaoportunidadal[NegociadodeEnergía]paraasegurarquelapresentación del PIR de la Autoridad cumplirárazonablemente con los requisitos establecidos en esteReglamento y el análisis realizado en él será losuficientementerobustoparacumplircon losobjetivosdepolítica pública y con las expectativas del [Negociado de

38VéaseReglamento9021,§3.01.39Id.§3.01(A).

33

Energía] sobre la calidad del análisis y la informaciónprovista. Estos procedimientos también proveerán a laAutoridadunaoportunidaddesolicitarclarificacióndepartedel[NegociadodeEnergía]conrelaciónalcumplimientodelosrequisitosestablecidosenesteReglamento.40

139. LaFase2delprocedimientocomienzaunavezlaAutoridadradicasuPIR.Enelprimerpaso,elNegociadodeEnergíarevisaelPIRparaasegurarsedequelaradicación está completa (i.e., está en conformidad a los requisitos deradicación y contenido aplicables).41 El Reglamento 9021 exige que laAutoridad incluya una evaluación del entorno de planificación, un estudiocuidadosoydetalladodeunaseriedeestimadosdecargas futuras, recursosactualesdegeneración,recursosactualesdedemanda,inversionesactualesentecnologías de conservación energética, instalaciones existentes detransmisiónydistribuciónylosanálisisdeestimadosyescenariospertinentesenapoyoalplanderecursosseleccionadodelaAutoridad,entreotrascosas.LaradicacióndelPIRtambiéndebecontenerunPlandeAcciónpropuestoparalaimplementacióndelPlanPreferidodeRecursos.42

140. El objetivo de la Regulación 9021 es asegurar que el PIR sirva como unaherramienta útil en el desarrollo de un plan integral para una cartera derecursosdemenorcostoparaserviralsistemadeenergíaeléctricadePuertoRico,yparamejorarlaconfiabilidad,resiliencia,eficienciaytransparenciadelsistema. Las disposiciones establecidas en el presente documento guían elprocesodelPIRysoncoherentesconlosmandatoslegislativosdiscutidosenlaParteI(B)delpresentedocumento.Porotraparte,elReglamento9021definelos términos relacionados con la información requerida en el PIR, losprocedimientosanteelNegociadodeEnergíaylasdirectriceseincentivosentérminos demétricas de rendimiento que la Autoridad seguirá después delNegociadodeEnergíahaberevaluadoyrevisadoelPIR.Apartirdeentonces,elNegociado de Energía evaluará el PIR y el rendimiento de la Autoridad deacuerdo con las disposiciones establecidas en el Reglamento 9021 y suReglamentodemecanismosdeincentivosbasadosendesempeño.43

40Id.41Id.§3.02.42Id.§§1.03y2.03(K).43Id.§§1.03y§5.01;Reglamento9137,ReglamentodeMecanismosdeIncentivosBasadosenDesempeño,2dediciembrede2019.

34

2. Reglamentossobremicroredes

141. En respuesta al huracán María y a la necesidad de desplegar serviciosenergéticosenlaszonasruralesdondelagentesufríaunafaltaprolongadadeservicios energéticos, el Negociado de Energía promulgó rápidamente lasregulacionesdemicroredesparaguiaralosdesarrolladoresyalpúblico.44ElReglamento9028creóunprocesodecertificación45yabordóeldesarrollodemicroredesatravésdelaclasificacióndelapropiedadpersonal,cooperativasydesarrolladores externos.46 Las reglas fueron diseñadas para estimular eldesarrollo de microredes y, al mismo tiempo, proveer protecciones a losconsumidores, especialmente ante desarrolladores externos.47 LasregulacionesdemicroredesdePuertoRicofueronlasprimerasregulacionesdemicroredes jamás creadas en los Estados Unidos. Estos reglamentosadelantaron los objetivos de la Legislatura de promover las opciones derecursosdescentralizadosqueseestánconsiderandoenelPIR.

3. Reglamentossobreeficienciaenergéticayrespuestaalademanda

142. EnconformidadconlasdisposicionesdelaLey57ylaLey17,elNegociadodeEnergía ha estado tomando medidas para dar prioridad a la eficienciaenergéticayalarespuestaalademanda.Elprimerconjuntodereglamentosentorno al PIR estableció requisitos para la consideración de la eficienciaenergéticacomoparteintegrantedelPIR.48EnelprocedimientodelPIR2015,elNegociadodeEnergíaordenóalaAutoridadamodelarelcrecimientodelaeficienciaenergéticaconelfindemedirsuimpactopotencialenlademandaylos recursos de suministro necesarios. Las regulaciones actuales del PIRestablecenprotocolospararadicacionesperiódicasentornoaprogramasdeeficienciaenergética,yrenuevanelrequisitodeasegurarquelosprogramasdeeficiencia energética y respuesta a la demanda sean implementados por unAdministradorExterno.49Desde laaprobaciónde laLey17, elNegociadodeEnergía ha llevado a cabo talleres para explorar diversos aspectos de laeficienciaenergética, incluyendo losmecanismosde financiamiento.El4deseptiembre de 2019, el Negociado de Energía abrió un expediente para las

44Reglamento9028.

45VéaseReglamento9028,ReglamentoparaelDesarrollodeMicroredes,§§4.03,5.02,5.03.46Id.§2.01.47Id.§§5.04-5.11.48VéaseReglamento8594,artículoIV.49VéaseReglamento9021,§4.01.

35

regulaciones sobre Eficiencia Energética y Respuesta a la Demanda.50 ElNegociado de Energía sigue trabajando en las revisiones de estasreglamentacionesyesperavolverapublicarlosreglamentospropuestosenlospróximos meses. Mientras tanto, el Negociado de Energía le requirió a laAutoridadquemodelaraunahorrodeeficienciaenergéticadeldosporciento(2%)anualdesde2020hasta2037,conelobjetivodealcanzareltreintaporciento(30%)deeficienciaenergéticaen2040,comoloexigelaLey17,51asícomoloscasosde“noeficienciaenergética”y“bajaeficienciaenergética".

4. Reglamentossobremecanismosdeincentivosaldesempeño

143. El 15denoviembrede2016, elNegociadodeEnergía publicóun "AvisodeinvestigaciónparaidentificaroportunidadesparamejorareldesempeñodelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico.”52El11dediciembrede2019,conforme a la Ley 57, el Negociado de Energía emitió una Resolución paraadoptarelReglamentodemecanismosde incentivosbasadosendesempeñopara las empresas certificadas de servicios eléctricos.53 El Reglamento 9137insta las bases de los procedimientos para establecer: métricas específicas,objetivos, incentivos financieros y sanciones54 y requisitos de radicación deinformes.55ElReglamento9021tambiénabordalosmecanismosdeincentivosbasadosendesempeñoyleexigealaAutoridada:

... incluir una narrativa general de las métricas claves dedesempeño requeridas por la Comisión y tambiénidentificadas en el artículo 6B(h)(iv) de la Ley 83, sudesempeño con respecto a dichas métricas y unacomparación de sus resultados con aquellos resultadosalcanzadosporutilidadesdetamañosimilarycomparables.Además,comosedescribeenlaSección2.03(J)(1)(a)(v),elPlan de Acción de la Autoridad deberá incluir unadescripción del impacto anticipado de cada acción derecursosencualquiermétricadedesempeñoaplicable.56

50 Resolución, In Re: Regulation for Energy Efficiency and Demand Response, Caso Núm. NEPR-MI-2019-0015, 4 deseptiembrede2019.

51VéaseLey17,§1.6(11).52Resolución,InRe:ThePerformanceofthePuertoRicoElectricPowerAuthority,CasoNúm.CEPR-IN-2016-0002,16denoviembrede2016.

53VéaseReglamento9137,ReglamentodeMecanismosdeIncentivosBasadosenDesempeño,2dediciembrede2019.54Id.§3.1.55Id.§4.01.56VéaseReglamento9021,§5.01.

36

144. Estasmétricasseránherramientas importantesqueelNegociadodeEnergíautilizaráparagarantizarqueelPlandeAcciónModificadoderivadodeestePIRseimplementedemaneraoportuna.

D. MetasyObjetivosdelPIR145. UnPIReslaguíadeunacompañíaeléctricaparaproveerunservicioeléctrico

demenorcostoduranteelhorizontedeplanificación,enestecontexto,veinte(20)años.Supropósitoesdesarrollarunplanparalasopcionesmenoscostosasparaatender lademandade los clientes, teniendoencuentaotrosobjetivospolíticosimportantescomolaresiliencia,laconfiabilidadylosobjetivosdelaempresadeserviciospúblicosdeutilidades,elgobierno,lasociedadyelmedioambiente."Menorcosto"serefierealvalornetopresentedelmenorcostodelosrequisitosdeingresostomadosalvaloractualdesdeelmomentopresentehastaelfinaldelperiododeanálisis.ComopartedelprocesodelPIR,laempresade servicios públicos recoge los datos sobre sus recursos existentes,57 lademanda histórica de los clientes58 y las cargas eléctricas. Utiliza laminimización de los requisitos de ingresos como criterio prioritario, perotambiéntieneencuentafactorestalescomo:lafiabilidaddelsistema;riesgosacorto y largo plazo; impactos ambientales; necesidades e implicaciones detransmisión y distribución; implicaciones financieras en la Autoridad; y elinteréspúblico.59UnPIRhasidodescritocomo"laculminacióndeunprocesointegraldeplanificacióndeserviciospúblicosqueevalúalosméritosdeutilizardiferentestiposderecursosenergéticosparasatisfacerlademandafuturadeelectricidad estimada con el objetivo de satisfacer la demanda de maneraconfiableycostoefectiva.”60

146. ElprocesodelPIRdebesertransparenteybrindarunaoportunidadparaquelaspartesinteresadasparticipenplenamente.ElPlandeAcciónquesurgedelPIRcreaelcaminoparafuturasaccionesquelaempresadeserviciospúblicospuede tomar. Sin embargo, no está escrito en piedra, y debería ser losuficientemente flexiblecomoparasermodificadoencasodecircunstanciasimprevistas,comoelhuracánMaría.TambiéndeberíaserobjetodeenmiendasoreconsideracionesenunnuevoprocedimientorelacionadoaunPIR,segúnsejustifique.LaLey57exigeque,cadatresaños,laAutoridadradiqueunnuevo

57"Recursos"incluyegeneración,distribución,transmisión,programasdeeficienciaenergética,programasderespuestaalademandayrecursosdepartedeclientestalescomogeneracióndistribuidaymicroredes.

58 "Demanda del cliente" en este contexto significa la cantidad de electricidad consumida en unmomento dado en elterritoriodeservicioeléctricodeunaempresadeserviciospúblicos,gigavatios-horas("Gwh").

59VéaseReglamento9021,§2.03(H)(2)(d).60KentuckyCoalAssociation,Inc.v.TennesseeValleyAuthority,68F.Supp.3d703,707(2015).

37

PIR;61 igualmente lo requiere la Ley 17.62 Sin embargo, dado los impactossustancialese imprevistosde loshuracanesIrmayMaría,elPIRqueseestáexaminandoenesteprocedimiento sehapresentadoconantelaciónadicholapso.

147. LaLey17proveeunaguíaclarasobreladefinicióndelPIR,definiéndolocomounplan:

.... que considere todos los recursos razonables parasatisfacer la demanda de los servicios eléctricos durantedeterminado período de tiempo, incluyendo aquéllosrelacionados a la oferta energética, ya sean los recursosexistentes,tradicionalesy/onuevos,yaquéllosrelacionadosa la demanda energética, tales como conservación yeficiencia energética, respuesta a la demanda o “demandresponse”,ylageneracióndistribuidaporpartedelclienteindustrial,comercialoresidencial.Todoplan integradoderecursos(PIR)estarásujetoalasdisposicionesdeestaLeyya las reglas establecidas por el Negociado, que deberáaprobar el mismo. Todo plan deberá hacerse con ampliaparticipaciónciudadanaydetodoslosgruposdeinterés.63

148. La Ley 17 requiere que el PIR "describa la combinación de recursos desuministrodeenergíayconservaciónquesatisfagalasnecesidadesactualesyfuturasdelsistemaenergéticodePuertoRicoalmenorcostorazonable".64LaLey 57 también exige que el PIR sea comprehensivo con respecto a laevaluacióndelsistemaeléctrico,ydebeincluir:(a)unaseriedeestimadosdedemanda futura; (b) una evaluación de los recursos de conservación (i.e.,opcionesdegestióndelademanda);(c)unagamadetecnologíasdegeneraciónconvencionales y no convencionales disponibles en el mercado; (d) unaevaluación del sistema de transmisión y distribución; (e) una evaluacióncomparativadelosrecursosenergéticosylatransmisiónydistribución;(f)unaevaluación de los recursos destinados a diversificar y estabilizar los costosenergéticosymejorarlaconfiabilidadylaestabilidad;(g)unaevaluacióndelosrecursosexistentesdelaAutoridad,incluyendoaaquéllosenmanosprivadas;(h) una evaluación de los impactos ambientales del sistema, incluyendo elcambio climático; (i) una evaluación de la interconexión de las energíasrenovables, la generación distribuida y los productores independientes de

61VéaseLey57,§2.9(h)(i).62VéaseLey17,§1.9(2).63VéaseLey17,§1.2(p).64Id.§1.9(2).

38

energía; (j) proyecciones con respecto a la integración de la generacióndistribuidaenlaredeléctrica;(k)identificacióndelasinstalacionesdeservicioesencialesentodalaIslaylasmedidasaaplicarparahacermásresilienteelserviciodeenergíaeléctricasuministradoadichasinstalaciones,talescomoelestablecimiento de microredes, la generación distribuida y las líneas dedistribuciónsubterráneas;(l)unaevaluacióndelasaccionesnecesariasparaalcanzar los objetivos del sistema de almacenamiento de energía; y (m)cualquierotrorequisitoestablecidoporelNegociadodeEnergíaa travésdereglamentosuórdenes.65

E. AntecedentesycontextodeloscambiosdesdeelPIR2015

1. Antecedentesreglamentarios-ReglasfinalesdelPIR,Reglamento9021

149. Esta Resolución y Orden Final se basa en el Reglamento 9021 del PIR y elcumplimientoporpartedelaAutoridaddesusrequisitosydelosobjetivosymetasdelaLegislatura.Elcontenidoyelpropósitodeestasreglamentacionessehandiscutidomásarribaenlassecciones(C)(1)y(D).Esteprocedimientodel PIR es el primero bajo el Reglamento 9021, pero no ocurre encircunstanciasordinariasdadoslosestragosdelhuracánMaría,unterremotoposterior, una empresa de servicios públicos en bancarrota y continuosdesafíos económicos en Puerto Rico. Estas circunstancias requieren unaevaluacióncuidadosa,sonúnicasencomparaciónalasquesemanifiestanenunprocedimientotípicodelPIRysediscutenacontinuación.

2. Cambiotecnológicoyeconómico(costosderecursos)

150. Elcostodelatecnologíadegeneracióndeenergíarenovable(enparticulardela tecnología solar fotovoltaica, pero también aplicable a las tecnologías degeneración eólica, tanto en tierra como en alta mar) y el costo delalmacenamientodeenergíaenbateríahandisminuidosustancialmenteenelperíodocomprendidoentreelPIRdel2016yesteprocedimiento.EnelPIRdel2016,laAutoridadasumióquelaenergíasolarfotovoltaicacostaría$130/MWhsiseinstalaraen2021.66Encontraste,enestePIR,laAutoridadasumequelamismaenergíasolarfotovoltaica2021costaría$64/MWh.67Delmismomodo,elPIRde2016noconsideróelalmacenamientodeenergíaenbateríacomouna

65Id.§1.9(3).66OrdenFinalyResolución,InRe:PlandeRecursoIntegradodelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,CasoNúm.CEPR-AP-2015-0002,26deseptiembrede2016,párrafo186.

67VéasePIRPropuesto,anejo6-31,páginas6-23.

39

categoríaderecursosexplícita,68mientrasqueelPIRpropuestoincluyemásde900MW de almacenamiento de energía para 2025 en cada casomodeladocomoparte de losmodelos demenor costo.69 Estos cambios contrastan concambiosrelativamentelimitadosenlatecnologíaoenloscostosdelosrecursosdesuministromásconvencionalesalimentadosconcombustiblesfósiles.

3. CambiosdemográficosqueafectanalPIR(estimadodecarga)

151. LacargaeléctricaenPuertoRicohaestadodisminuyendoduranteañosdadalapérdidadeindustriasmanufacturerasylamudanzadelosresidentesdelaIslaa otros lugares. Esta disminución ha creado una serie de desafíos. LaLegislaturaresumiólasituacióncuandodeclaró:

...durantelospasados10años,lademandadeenergíaenlaIslahadisminuidoenun18%yenelsectorindustriallareducciónha llegadoal48%. Porotro lado, lasprincipalesunidadesdegeneración se encuentran en el área sur, mientras la mayordemandaenergéticaseencuentraenelnorte.Además,nuestrosistemadegeneraciónes28añosmásviejoqueelpromedioenla industria de energía eléctrica en los Estados Unidos, ytenemosunadependenciaenelpetróleoquelohacecadavezmáscaro,máscontaminanteymenoseficiente.70

152. El estimado de la carga de la Autoridad en el PIR Propuesto muestra unareducción continua en la demanda de energía, proyectando una tasa decrecimientoanualcompuestodel-0.23%duranteelperíododeanálisis.71EsteestimadoreflejalasproyeccionesdelaJuntadeSupervisiónyAdministraciónFinancieraparaPuertoRico(“JuntadeSupervisiónFiscal”o"JSF")deunPNBrelativamente constante72 y la continua disminución de la población73 hasta2038.

68OrdenFinalyResolución,InRe:PlandeRecursoIntegradodelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRicoCasoNúm.CEPR-AP-2015-0002,26deseptiembrede2016,párrafo196.69VéasePIRPropuesto,anejo1-7enpáginas1-14y1-15.70VéaseLey120,Exposicióndemotivos.

71VéasePIRPropuesto,anejo3-10,páginas3-10.72Id.,anejo3-7,páginas3-8.73Id.,anejo3-8,páginas3-8.

40

4. ImpactosexógenossobreelPIR

153. Dada la grave condición económica de la Autoridad con una declaración dequiebrade9billonesdedólaresylafaltatotaldeconfianzadelpúblicoensucapacidad para operar adecuadamente un sistema eléctrico eficiente, sepromulgólaLey120paraestablecerelmarcolegalparalaventa,disposicióny/otransferenciadeoperaciones,funcionesyserviciosdelaAutoridadatravésdeunaomúltiples transacciones. LaLegislaturadefinió la transacciónde laAutoridad74paralatransicióndelecosistemaeléctricooperadoporelgobiernodelaIslaaunsistemaoperadoenunaasociaciónpúblico-privadaconexpertosdelaindustriaenergética.Eseprocesoestáenmarchay,cuandosecomplete,dará lugar a un cambio importante en las responsabilidades, deberes yobligaciones al pasar de una administración pública/gubernamental a unaoperación/administraciónprivada.

154. Además,lagrandestruccióndelsistemadetransmisiónydistribuciónporelhuracánMaríaylarecienteparalizacióndelasunidadesdegeneracióndeCostaSur como resultado de una serie de terremotos que afectaron a la isla aprincipiosde2020handadolugaralanecesidaddeunaevaluaciónsustancialdel sistema eléctrico, para definir lo que se puede hacer de manera másrentablepararenovarlainfraestructuraenergéticadelaislayquéfuentesdefinanciamientoestándisponiblesatravésdelaAgenciaFederaldeGestióndeEmergencias("FEMA")yotrasentidadesparatalespropósitos.

155. ElNegociadodeEnergíaestáconscientedeestascircunstanciasydesurolenlaimplementaciónplenaytransparentedelareformaenergéticadelaIsla.ElNegociadodeEnergíaestáahoraprocediendoaasegurarquelaAutoridadestáavanzando en la dirección correcta de acuerdo con la política públicaenergéticadelGobiernodePuertoRico.Serproactivoahoraayudaráaasegurarque el sistema energético de Puerto Rico esté incorporando opciones derecursosdemenorcostoquereduciránloscostosdeenergíayayudaránalaeconomía de la Isla. Actuar ahora también garantizará que los futurosoperadores del sistema eléctrico reciban un sistema eléctrico mejorposicionadoparaoperar.Teniendoestoencuenta,elNegociadodeEnergíasehacentradoenlasfuturasnecesidadesdeplanificacióndelsistemaeléctricoensurevisiónysusdecisionesbajoesteprocedimientodelPIR.

74VéaseLey120,§2(l);vertambién§I(B)(4)arriba.

41

5. Efectos físicos y eléctricos de los huracanes y terremotos sobre laresiliencia.

156. Loshuracanesdeseptiembrede2017ylosterremotosdeenerode2020hantenidounimpactosignificativoenelsistemaeléctricodePuertoRico,locualpone en relieve la necesidad de reconstruir un sistema más resiliente. Lalegislación aprobada después de los huracanes subraya la importancia deconstruirunaredmásfuerte.75LoshuracanesatravesaronPuertoRicosacandofueradeoperaciónagranpartedelsistemadetransmisiónydistribución,locual imposibilitóelsuministrodeelectricidadgeneradaenlapartesurdelaIsla a los centros de población del norte. El terremoto derribó entonces lasunidadesdeCostaSur,lascuales,apesardeestarprogramadasparasuretiroen los próximos años, proveían, sin embargo, una cantidad significativa deelectricidad.LaLegislaturayahainsistidoenlanecesidaddedescentralizarlageneración en Puerto Rico. Esta dirección tiene una serie de beneficios: lasunidades más pequeñas se pueden ubicar más cerca de la carga y puedenayudar a que las comunidades dependan menos de las largas líneas detransmisión que cruzan la isla; un sistema de unidades distribuidas máspequeñaspuedecontribuiralareduccióndelniveldereservanecesario,yaqueelsistemadebemantenerunareservacomparablealacapacidaddesuunidadgeneradoramásgrandeylasunidadesmáspequeñaspuedenpermitirelretirode las unidades más grandes de Puerto Rico; además, estas unidadesdescentralizadas más pequeñas a menudo dependen de energía renovable,reduciendoasílacontaminaciónyreduciendoloscostos.Todosestosfactoressetienenencuentaalahoradeplanificarunsistemaeléctricomodernoquesea resiliente, eficiente, más económico y menos impactante para el medioambiente.

F. ResumendelprocesodelNegociadodeEnergía157. El Reglamento 9021 establece el proceso legal que se utilizará en el

procedimientodelPIR.76Entérminosdeproceso,ladiferenciamássignificativaentreelReglamento9021yelReglamento8594,elcualseutilizóenelPIRdel2015,fuelacreacióndeunprocesodeFase1quelepermitióalNegociadodeEnergía señalarle a la Autoridad cualquier corrección necesaria durante elcursodeldesarrollodelPIRparaquecumplieraconlasLeyesdePuertoRicoyel Reglamento del Negociado de Energía. Este proceso también creó laparticipaciónylatransparenciapúblicasycondujoaunaradicacióndelPIRque

75VéaseLey17yLey120.76VéaseReglamento9021,ArtículoIII.

42

necesitabamenosrevisionesantesdeseraceptadaencomparaciónalprocesodelPIRdel2016.Elnuevoprocesotambiéndiolugaraunmenornúmeroderetrasos.77

158. UnavezelNegociadodeEnergíaaceptólaradicacióndelPIRdelaAutoridadconrequisitosparapresentarinformaciónadicional,elNegociadodeEnergíacomenzóunarevisióndetalladadelapresentación.ElNegociadodeEnergíalepidióalaAutoridaddiezrondasdeSolicituddeInformación(ROI,porsussiglasen inglés), cada una de las cuales incluía listas de preguntas, solicitudes dedatoseinstruccionesparaquelaAutoridadllevaraacabovariosmodelosquenohabía incluido en su radicacióndel PIR. El propósito de losmodelos eraprobarlosresultadosdenecesidadyrentabilidadasumiendomayoresnivelesdeopcionesrenovablesyopcionesdelademanda,uotrasvariacionesenlossupuestosdeentradaparaexaminarlasolidezdelosresultadosdelmodelo.LaAutoridad emitió unos ROI a los interventores que también ofrecieroncomentariosytestimonios.Laparticipacióndelosinterventoresylosamicuscuriae fue sumamente valiosa, ya que su aportación ofrece perspectivas einformación adicionalpara la consideracióndelNegociadodeEnergía.78 Losinterventores tuvieron la oportunidad plena de participar en la vista yofrecieronInformesyRespuestas,todosloscualesfueronconsideradosenlasdeliberaciones del Negociado de Energía. El Negociado de Energía tambiénsolicitócomentariospúblicossobreelPIRycelebrócinco(5)vistasenvarioslugaresatravésdePuertoRico.79

159. Las decisiones y órdenes del Negociado de Energía que se examinan acontinuación se basan en unproceso completo y transparente, con la plenaparticipacióndemuchosinterventoresyelpúblicoengeneral,yluegodeunanálisiseinvestigacióncuidadosossobrelasustanciadelapresentacióndelPIR

77 Para obtenermás detalles sobre el proceso, véase el Apéndice A - Cronología e historia del procedimiento de estaResoluciónyOrdenFinal.

78ElNegociadodeEnergíaotorgóelestatusdeintervenciónadieciocho(18)interventores:EnvironmentalDefenseFund;Sunrun,Inc.;organizacionesambientalistaslocales(ComitédeDiálogoAmbiental,Inc.;ElPuenteWilliamsburg,Inc.-EnlaceLatinodeAcciónClimática;ComitéYabucoeñoPro-CalidaddeVida,Inc.;AlianzaComunitariaAmbientalistadelSureste,Inc.;SierraClubysuCapítulodePuertoRico;MayagüezanosporlaSaludyelAmbiente,Inc.;CoalicióndeOrganizacionesAnti-Incineración,Inc.;AmigosdelRíoGuaynabo,Inc.;CampamentocontralasCenizasdePeñuelas,Inc.;yCAMBIOPuertoRico);EcoEléctrica,L.P.;GrupoWindMar;OficinaIndependientedeProtecciónalConsumidor(OIPC);EmpireGasCompany,Inc.;AESPuertoRico,LP;NationalPublicFinanceGuaranteeCorp.;ProgressionEnergy;ShellNALNGLLC;WärtsiläNorthAmerica;interventoressinfinesdelucro(CentroUnidodeDetallistas(CUD);CámaradeMercadeo,IndustriayDistribucióndeAlimentos(MIDA);AsociacióndeIndustrialesdePuertoRico(AIPR);CooperativadeSegurosMúltiplesdePuertoRico(CSMPR);UnidosporUtuado(UPA);eInstitutodeCompetitividadySostenibilidadEconómicadePuertoRico(ICSE-PR));CaribeGEInternationalEnergyServices,Corp.;SolarandEnergyStorageAssociationofPuertoRico(SESA-PR);LigadeCooperativas de Puerto Rico; AMANESER 2025, Inc; y Arctas Capital Group, LP. Las radicacionesAmici Curiae fueronpresentadasporelRockyMountainInstitute(RMI);laAsociacióndeConsultoresyContratistasdeEnergíaRenovabledePuertoRico,Inc.(ACONER);yelColegiodeIngenierosyAgrimensoresdePuertoRico(CIAPR).

79SecelebraronvistaspúblicasenSanJuan,Arecibo,Humacao,MayagüezyPonce.

43

propuesto por la Autoridad y una revisión de la evidencia en el expedienteconformelosreglamentosyleyesdePuertoRico.

II. SOLICITUDDELAAUTORIDADA. DescripcióngeneraldelenfoquedelaAutoridad80

160. ElPIRdelaAutoridadtienecomoobjetivoinformaroguiarlatransformacióndelacarteradesuministrodeelectricidaddePuertoRico,juntoconloscambiosasociadosenlainfraestructuradetransmisiónydistribución.

161. ElPIRreflejaloscambiosenlapolíticapúblicadePuertoRico(enparticularlasobligacionesdereducirsustancialmenteloscostosdesuministrodeenergíayplanificar el cumplimiento del estándar revisado de la cartera renovable);abordarlosimpactosdeconfiabilidad,medioambienteycostosdeunaflotadegeneraciónenvejecidayengranmedidaalimentadaporpetróleo;eincorporarlas lecciones e impactos de los huracanes Irma y María y sus secuelas. LaAutoridadafirmaqueelPIRestá"completamentealineadoaloscincopilaresclaveadoptadosporlaJuntadeGobiernodelaAutoridadensuVisiónparaelFuturodelaEnergíaenPuertoRico.”81Estoscincopilaresson:(1)enfoqueenel cliente; (2) viabilidad financiera; (3) confiabley resiliente; (4)modelodesostenibilidad;y(5)motordecrecimientoeconómico.

162. La estructura del PIR radicado por la Autoridad generalmente sigue laestructuraestablecidaenelReglamento9021delNegociadodeEnergía.82LaAutoridaddesarrollósupuestosparaparámetrosdeentradacomoelestimadodecargay loscostosdecapitalyoperacióny ladisponibilidaddediferentesopciones de nueva generación y almacenamiento de energía, así como lascaracterísticas de los generadores existentes. La Autoridad identificóescenarios y estrategias potenciales y desarrolló carteras de suministrooptimizadas en numerosos casos utilizando un modelaje de expansión de

80 ElprocesodepreparacióndelPIRdelaAutoridadfuelideradoporconsultoresdeSiemensPTI.Ensutestimonio,elDirectorEjecutivodelaAutoridad,JoséOrtiz,afirmaque"[e]lPIRfuepreparadoporconsultoresdelaAutoridaddeSiemensPowerTechnologiesInternational("Siemens"),trabajandoenestrechacolaboraciónconelpersonaldelaAutoridad,asuvez,apoyadoporasesoresdeFilsingerEnergyPartners."Duranteelprocesodedescubrimientoylasvistastécnicas,muchasrespuestasalosROIdelNegociadodeEnergíayotraspreguntasproveníandeempleadosdeSiemensoFilsingerEnergyPartners("FEP").LaAutoridadpresentóalosexpertosdeSiemensyFEPcomosustestigosenlaVistaEvidenciaria.LaAutoridad asume toda la responsabilidad de todo el contenido de su PIR, independientemente de qué entidad fueresponsabledesupuestos,métodosempleadosespecíficos,hallazgosorecomendaciones.EstaResoluciónFinalyOrdenserefiereexclusivamentealaAutoridadcomoautoryproponentedelPIRytodaslasrespuestasalosROI.81VéasePIRPropuesto,página1-1.82VéaseReglamento9021,ReglamentodelPlanIntegradodeRecursosdelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,CEPR-MI-2018-0005,8defebrerode2018.

44

capacidad. La Autoridad luego examinó los resultados de estos casos paradesarrollarunPlanPreferidodeRecursos,teniendoencuentatantoelcostopara los contribuyentes como otras métricas de evaluación. La Autoridadentonces describió un Plan de Acción que establece acciones y enfoquesespecíficosatomardurantelospróximoscincoaños.

163. Noobstanteloanterior,elPIRdelaAutoridadesinusualenvariosaspectos.Enprimerlugar,sellevaacaboenelcontextodeunacargadecreciente.Inclusoantes de incorporar los impactos de la eficiencia energética y la generacióndistribuida,lasproyeccionesdelapoblaciónendeclivedePuertoRicoyellentocrecimientoeconómicoconducenaproyeccionesdedisminucióndelacarga.Ensegundolugar,losimpactosdeloshuracanesIrmayMaríahanllevadoalaAutoridadaproponeruncambiofundamentalenlaconfiguracióngeográficadesuflotadegeneración,conlageneracióncadavezmáscercadelacarga.Estollevó a la Autoridad a incluir cambios sustanciales en la transmisión ydistribuciónensuPIR,enlugardepreocuparseúnicaoprincipalmenteporlageneración.Entercerlugar,loscambiosenlaspolíticaspúblicasenrelaciónconelsuministrodeelectricidadrenovableylaeficienciaenergéticasignificanqueeste PIR refleja un contexto político dramáticamente diferente al anterior,completadohacesólotresaños.

B. Escenarios,estrategias,sensibilidadesynomenclatura

1. Escenarios

a. Definiciones164. La Autoridad desarrolló cinco escenarios que reflejan diferentes niveles de

disponibilidad de importaciones e infraestructura de gas natural, así como,energíasolarfotovoltaicaybaterías.Losescenariostambiénreflejansupuestosespecíficossobreelcostodelasenergíasrenovablesyelalmacenamiento.LaAutoridadidentificóquelaimportacióndegasnaturallicuadoenPuertoRicoysu uso para alimentar generadores de ciclo combinado y turbinas nuevos oexistentespodríanformarpartedeunplanpreferidoderecursos.Sinembargo,laAutoridadreconocióqueexisteunaincertidumbresustancialconrespectoala capacidad de desarrollar y construir instalaciones y generadores de gasnatural importado en diferentes partes de la isla. Otra fuente sustancial deincertidumbre es el costo y la disponibilidad de la generación renovable(particularmente la energía solar fotovoltaica) y el almacenamiento en

45

baterías. Los cinco escenarios identificados por la Autoridad son lossiguientes:83

• Escenario1-Ningunanuevainfraestructuradesuministrodegasnatural (gas) combinado con el costo y la disponibilidad dereferencia(delcasobase)paralageneraciónrenovable

• Escenario 2 – Suministro de gas sólo disponible en el nortecombinadoconelcostoyladisponibilidaddereferencia(delcasobase)paralageneraciónrenovable

• Escenario3-GasdisponibleenmúltiplesterminalesnuevasdeLNGo gasnatural licuado (ubicaciones en elnorte, el este y el oeste)combinado con unamayor reducción en el costo de las energíasrenovables y una mayor disponibilidad de recursos renovables(energíasolarfotovoltaica)

• Escenario4-GasdisponibleenmúltiplesterminalesnuevasdeLNG(ubicacionesenelnorte,elesteyeloeste)combinadoconelcostoyladisponibilidaddereferencia(delcasobase)paralageneraciónrenovable

o Modernización del Sistema Energético (ESM, por sus siglas eninglés) - Variante del Escenario 4 con varias decisiones fijas,incluyendonuevasubicacionesdeLNGenelnorte,elesteyeloeste,discutidoconmásdetalleacontinuación

• Escenario5-SimilaralEscenario4,peroconelPuertoMarinodeGas en Aguirre (AOGP por sus siglas en inglés) como opción, yunidades de ciclo combinado más grandes también disponiblesparaseleccionar

165. Ladisponibilidadderecursosyloscostosencadaescenarioseresumenenlasiguientetabla:84

83PIRPropuesto,páginas1-3.

84PIRPropuesto,anejo5-2,página5-5.

46

Tabla1.Definicióndelosescenariosderecursos

166. Alrealizarelmodelajedeexpansióndecapacidad,laAutoridadidentificóque

loscasosdelEscenario4generalmentenoseleccionanrecursosubicadoseneloeste(Mayagüez)oeleste(Yabucoa).Porlotanto, loscasosdelEscenario4también cumplen con la definición del Escenario 2. Como resultado, laAutoridadseñalóqueeliminóelEscenario2.85

b. CasoESM167. Entrelosescenariosquedesarrolló,laAutoridadeligióelEscenarioEMScomo

su Plan de Recursos Preferidos en el PIR Propuesto. Este escenario tienemuchas características en común con el Escenario 4. En el caso del ESM, laAutoridad establece comodecisiones fijas variasdecisionesquedifierendelEscenario4yevalúaelimpactoresultanteenelcostodelsistema.LaAutoridadafirmaqueestasdecisionesfijasestándestinadasareflejaraquellosproyectosque fueron identificados por la Autoridad y su equipo de expertos comoaquéllosquetienenlasmejoresposibilidadesdeéxito.LaAutoridadafirmaque"elESMfuedesarrolladoconproyectosquetienenunamayorprobabilidaddelograrcompletarseacortoplazoporquetienenproponentesactivosysevenbeneficiadosporelprocesodecontrataciónde lasAlianzasPúblico-Privadas(APP)."86LasdecisionesfijasenelEscenarioESMson:

• ConservarEcoEléctricabajolostérminosdeunnuevocontrato

• "Reemplazarlas18turbinasdegasMarco5[turbinasexistentesde21 MW que suman a 378 MW] en ubicaciones optimizadas connuevasunidadesmóvilesdeturbinasdegas(TG,23MWcadauna)oequivalentes,comodecisión fijaparaconectarseen2021ycon

85PIRPropuesto,página5-4.

86DocumentodetrabajodelaAutoridad,"ConsiderationsontheESMPlan."ElprocesodecontratacióndelasAPPserefierealprocesoporelcuallaAAPPharecibidoofertassolicitadasonosolicitadasparanuevageneración.

47

LNG en contenedores como opción de combustible (418MW entotal)

• DesarrollarunaterminaldeLNGenYabucoayunaturbinadegasdeciclocombinado(CCGTporsussiglaseninglés)declaseFde302MWenjuniode2025,aserconstruidoscomodecisiónfija

• DesarrollarunaCCGTdeClaseFenPaloSecopara2025alimentadoporLNGterrestredeSanJuan

• Desarrollar una nueva terminal de LNG a base de buques enMayagüez y la conversión [del diésel] al combustible dual de lasunidadesAeroMayagüez(4x50MW)comounadecisiónfija."87

2. Estrategias

168. EnelPIRpropuesto,laAutoridadpareacadaunodelosescenariosconunaomásestrategias.Estasestrategiasreflejandiferentesrestriccionesconrespectoaquépuntodebenlosrecursosdegeneraciónestarubicadosgeográficamentepróximos a las cargas, y con respecto a la capacidadmáxima disponible degeneración:

• Estrategia 1 - Refleja un programa de energía tradicional ycentralizado con recursos de generación ubicadospredominantemente en unos pocos lugares centralizados,enfatizandolaconfiabilidadylasmétricaseconómicas.

• Estrategia2 -Reflejaunsistemadegeneraciónmásdistribuidayflexible,haciendohincapiéenlaresilienciaylaproximidaddelasfuentes de generación al cliente. Esta estrategia incorporamicroredesoMiniredesyel fortalecimientode la infraestructuraexistentedelaAutoridad.Enestaestrategia, lamayorpartedelacargasesirveapartirderecursosdesuministrolocales,loscualessepuedenaislardelaredeléctricaduranteuneventosignificativo,pero,aunasí,puedenservirunapartedelacargacercana.88

• Estrategia3-ReflejaunhíbridodelasdosprimerasestrategiasqueencarnaunacombinacióndelosbeneficiosdelaEstrategia1y laEstrategia 2. En esta estrategia, se consideran las economías deescala,locualresultaenpartedelacargapotencialmenteservida,encondicionesnormales,apartirderecursosremotos.Duranteunevento significativo, el potencial de mayores niveles de cargarotativa derramada en esta estrategia es mayor que con la

87Id.página2.

88VéasePIRPropuesto,páginas1-3a1-4.

48

Estrategia 2, pero también debería resultar en menores costosoperativos.89

3. Miniredes

169. EnelPIRPropuesto,laAutoridadproponedesarrollaryrediseñarsusistemacombinado de transmisión, distribución y generación en ocho áreasfuncionales, denominadas "Miniredes". Las Miniredes operarían duranteeventossignificativosyemergencias,noduranteeldíaadíadelaoperacióndela red eléctrica. La infraestructura funcional de las Miniredes permitiría elaislamientodelaszonasafectadasporloseventossignificativosdelrestodelaredeléctrica,evitando,enlamedidadeloposible,apagonesentodalaisla.CadaMiniredseríacapazdeofrecerdeformaindependienteporcionesdelosnivelesesperadosdeservicioeléctrico,inclusosisedesconectadelrestodelsistemaen respuesta a, o como consecuencia de, un evento significativo como unhuracán.LaAutoridadasumequeseríanecesarioque lageneracióntérmica,dentrodecadaMinired,tengalacapacidadparaarrancardespuésdeunapagón(i.e.black-start)parapodersatisfacerlascargas"críticas"yotrascargasenlosmismosalimentadoresquelascargascríticas.LaAutoridaddefinelascargascríticascomolas"másnecesariaspara...seguridadysalud"90ypretendequeestas cargas puedan recuperar el servicio inmediatamente después de uneventosignificativo.LaAutoridadasumeademáslanecesidadderestaurarelservicioacargas"prioritarias"91dentrodeunplazodeunasemanaluegodeuneventoytodoelserviciodentrodeunmesdespuésdeunevento.LaAutoridadasume que las cargas prioritarias se servirían con recursos renovables(principalmenteenergíasolarfotovoltaica)ybaterías,enlamedidaenquenosecubranconlosrecursostérmicosubicadoseneláreadelaMinired.92

170. Los requisitos de generación local de las áreas de Minired restringen lasseleccionesderecursosdentrodelascarterasmodeladasdelaAutoridadenlasEstrategias 2 y 3. LaAutoridad definió la Estrategia 2 de talmanera que elochentaporciento(80%)de lacargamáximadebepodersersatisfechaconrecursos locales (i.e., dentro de la misma Minired), mientras que, en laEstrategia3,sólocincuentaporciento(50%)debesercapazdeserservidoconlosrecursoslocales.

89Id.

90Id.páginas1-8.

91VéasePIRPropuesto,páginas1-8;Anejo1,páginas2-5.

92VéasePIRPropuesto,Anejo1,páginas2-7.

49

4. Sensibilidades

171. Además de las combinaciones escenario/estrategia la Autoridad utilizóSensibilidades para "aislar los impactos de ciertas variables importantesmientrasmanteníaconstantesotrassuposiciones."93Lasvariablesprobadasatravésdelanálisisdesensibilidadreflejandiferentestiposdeincertidumbre,principalmente en el costo y la disponibilidad de diferentes recursos. LassensibilidadesenelPIRPropuestodelaAutoridadestánnumeradasdel1al9:94

1. Reducción más significativa en el costo de la energía solar y elalmacenamiento, junto con la alta disponibilidad de almacenamiento yenergíasolar;

2. Menorpenetracióndeeficienciaenergética;3. Retiro económico de AES y EcoEléctrica independientemente de la

duracióndelcontrato;4. ElLNGbasadoenbuquesenSanJuanpudieralograrlaaprobacióndelos

permisosrequeridos.TieneunacapacidadreducidaencomparaciónconlaopcióndeLNGterrestre;

5. Altospreciosdelagasolina;6. Altocostodelaenergíasolaryelalmacenamiento;7. NosehaceconversióndeSanJuan5y6algasnatural,aplicadoalEscenario

1;

8. Costo base de generación y almacenamiento renovables, aplicado alEscenario3;y

9. EcoEléctrica se obliga a retirarse, para identificar, en el escenario 4, lareducciónrealdelospagosfijosquehacenqueestecasoseaequivalentealasituaciónenlaqueEcoEléctricaessustituidaporunnuevogeneradordeciclocombinadoenCostaSur.95

172. LaAutoridaddesarrollóestimadosdecargaAlta,cargaBaseycargaBaja.Estosestimadosnose tratancomosensibilidades.Ensu lugar,puedenaplicarseacualquiercaso.

93Véase,PIRPropuesto,páginas5-6y5-7.

94LaAutoridadanalizóypresentósensibilidadesadicionalescomopartedelRequisitodelprocesodeinformaciónquenoformaban parte de la presentación original del PIR. Estas sensibilidades adicionales se discuten en la Sección 2.4 acontinuación,eincluyen:sensibilidad10(quereflejaun"adderdecarbono",RespuestadelaAutoridadalapregunta6delNegociadodeEnergíaSextaSolicituddeInformación,27deseptiembrede2019);sensibilidad11(quereflejauncasodeinstalación"solarretrasado",Id.Pregunta4;y,sensibilidades12y13(quereflejanloscostosdeinfraestructuradeLNG"altos"y"bajos",Id.,preguntas5y6respectivamente).

95VéasePIRPropuesto,páginas5-6y5-7.

50

5. Nomenclatura

173. Un caso determinado modelado por la Autoridad se nombra basado en elescenario,laestrategiaylasensibilidadquerefleja,eneseorden.Losestimadosdecargaalta(“H”o“High”),base(“B”o“Base”)ybaja(“L”o“Low”)seetiquetanmediantelaadicióndelaletra"H","B"o"L"alfinaldelnombredelcaso.Porejemplo,elcaso"S4S2S5B"eselEscenario4,laEstrategia2ylaSensibilidad5conelestimadodecargabase,mientrasqueelcaso"S3S2H"eselEscenario3,laEstrategia2,conunestimadodecargaalta.

C. Modelaje174. LaAutoridadutilizóelmodelodeexpansióndecapacidadalargoplazo("LTCE"

porsussiglaseninglés)delsoftwareAuroraparaevaluarloscostosdecadacasoconsiderado.96ElmodeloAurorapretendeminimizarelvaloractualdelosrequisitos de ingresos para la Autoridad dentro de las restriccionesestablecidasparacadacaso,manteniendoalmismotiemponivelesconfiablesde suministro eléctrico para satisfacer la carga durante todo el período deestudio.LaAutoridadsemodelóhastafinalesde2038,representandounlapsode 20 años desde principios de 2019. LaAutoridad llevó a cabo un análisis"nodal" adicional para evaluar cómo la configuración y las capacidades delsistemade transmisiónde laAutoridadafectana lacongestión, laspérdidastécnicas, loscostosdeproducción, la restriccióndeenergíasrenovablesy laenergíanoatendida.97

175. Conelfindellevaracabosumodelaje,laAutoridaddesarrollósupuestosconrespectoanumerososfactoresdeentrada,talescomo:

• elestimadodecargaantesydespuésdelefectodelosprogramasypolíticasdeeficienciaenergética;98

• el costo de capital y la disponibilidad en Puerto Rico dealmacenamientoenergéticoyrecursostérmicosyrenovables;99

• el desempeño de diferentes tecnologías de generación en elcontextodePuertoRico;y100

96VéasePIRPropuesto,páginas2-4.


98VéasePIRPropuesto,Sección3.

99VéasePIRPropuesto,Sección6.

100Id.

51

• los costos de combustible para gas natural, petróleo y propano,importadosaPuertoRico.101

176. La Autoridad también desarrolló otros supuestos, tales como el grado deimplementación de la generación distribuida;102 el ritmo al que se puedenadquirir e interconectar los recursos de los sistemas de energía solarfotovoltaicay lossistemasdealmacenamientoenergéticoenbatería("BESS"por sus siglas en inglés);103 y las ubicaciones aproximadas para las nuevasinstalacionesdegeneracióntérmica.104

177. EnsupropuestadeMiniredes,laAutoridadasumeunciertonivelderesilienciacomoobjetivoe,implícitamente,asumeademásunafrecuenciadetormentassignificativas para justificar la necesidad de inversión en resiliencia. LaAutoridadtambiénasumeunconjuntodecargascríticasyprioritariasencadaMinired y asume que sólo los recursos térmicos están disponiblesinmediatamentedespuésdeuneventoyque,porlotanto,serequierenparasatisfacercargascríticas.Además,laAutoridadasumelanecesidaddereforzarlainfraestructuradetransmisiónespecíficaparaserviracargascríticasytodaslas demás cargas que comparten alimentadores con cargas críticas. LaAutoridad asume implícitamente un equilibrio entre un refuerzo de lainfraestructura de transmisión y distribución y las microredes in situ paracargas críticas y prioritarias que están más lejos de la generación térmicaexistenteopropuesta.105

D. AnálisissuplementarioenrespuestasaSolicituddeInformación("ROI"porsussiglaseninglés)

178. Además del conjunto básico de casos descritos en el PIR Propuesto, laAutoridadllevóacabonumerososanálisisdemodelosadicionalesenrespuestaa los ROI. Estos modelos forman parte del Registro Administrativo de esteprocedimiento.Porlotanto,asistenenlatomadedecisionesdelNegociadodeEnergía con respecto a la propuesta del PIR. Los modelos adicionales sedescribenacontinuación.

101VéasePIRPropuesto,Secciones7.1y7.2.

102VéasePIRPropuesto,Anejo4,Sección3.


104VéasePIRPropuesto,páginas7-6a7-18.

105VéasePIRPropuesto,AnejoI,Sección2.

52

1. Órdenes del Negociado de Energía con respecto a la conversión decombustibledeAES

179. El 26 de abril y el 23 de mayo de 2019, el Negociado de Energía emitióResoluciónyÓrdenesenlaqueexigía(yluegoaclaraba)quelaAutoridaddebemodelarypresentar los resultadosde los casosen losque la instalacióndegeneracióneléctricaconcarbóndeAESseconvierteagasnaturalalcomienzodel período demodelaje (i.e., año fiscal 2020).106 Si bien estas Resolución yÓrdenes se emitierondurante laFase I (i.e., antesdeque se radicara elPIRPropuesto), los resultados del análisis AES no estaban disponibles paraincluirseenelPIRpropuesto.LaAutoridadradicólosresultadosel23deagostode2019.

2. ROIdelNegociadodeEnergíaPREB-PREPA6alaAutoridad107

180. EnsusextoconjuntodeROIs,elNegociadodeEnergíaleexigióalaAutoridadqueproveyera losresultadosdelmodeloparacombinacionesadicionalesdecasosysensibilidadesconlaaplicacióndeLTCEsegúnfuesenecesario.Estosincluyen:

• cargasaltaybajaysensibilidadesaltaybasedelcostorenovableparaS3S2;

• unanuevasensibilidad(Sensibilidad10)conunvalordelpreciodecarbonoparaS4S2B,S3S2ByESM(cargabase)basadoenelpreciodelcarbonopor"estimadodeconsenso"reflejadoenanejo4-27delPIR;

• una nueva sensibilidad (Sensibilidad 11) que retrasa lasinstalacionesdeprincipiosdeañodelaenergíasolarfotovoltaicaenS3S2paraalinearsecon lasobservadasenS4S2hasta2025,yqueasignalaenergíasolarretrasadaalperíodocomprendidoentre2026y2030;

• unanuevasensibilidad(Sensibilidad12)paraprobarelimpactodelaltocostodelainfraestructuradegasenS4S2yESM;y

• unanuevasensibilidad(Sensibilidad13)paraprobarelimpactodelbajocostoparalainfraestructuradegasenS4S2yESM.

106ResoluciónyOrden,InRe:RevisióndelPlanIntegradodeRecursosdelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,Caso.Núm.CEPR-AP-2018-0001,26deabrilde2019,páginas5-6. 107SextoRequerimientodeInformación(ROI)delNegociadodeEnergía6deseptiembrede2019;laAutoridadrespondióenparteslosdías27deseptiembrey4,15y18deoctubrede2019.

53


181. En su séptimo conjunto de ROIs, el Negociado de Energía le exigió a laAutoridadqueofrecieralosresultadosdelmodelajeparacasosadicionalesconlaaplicacióndeLTCEsegúnfuesenecesario.Estosincluyen:

• uncasoESMconpreciosactualizadosparagasnaturalenSanJuan5y6;

• UnaversióndecadaunodeS4S2ByS3S2BsinlimitacionesenlasinstalacionesdeenergíasolarfotovoltaicayBESSapartirde2022;y

• ResultadosdeS4S1HyS4S1L(Estrategia1concargasaltaybaja).


182. EnsunovenoconjuntodeROIs,elNegociadodeEnergíaleexigióalaAutoridadqueofrecieralosresultadosdecasosadicionales,conlaaplicacióndeLTCE.Enparticular, el Negociado de Energía ofreció proyecciones de cargacorrespondientesauncasodebajaeficienciaenergética("EEBaja")yauncasodeceroeficienciaenergética("CeroEE").ElNegociadodeEnergíaleexigióalaAutoridadmodelarelequivalentealoscasosS1S2,S3S2,S3S2S8,S4S2yS5S1conestasprevisionesdecarga,conlaopcióndeofrecertambiénuncasoESM.ElNegociadodeEnergía leexigióademása laAutoridadquepresentara losresultadosdevariosmodelajesparacorregirloserroresqueelNegociadodeEnergíaidentificóenlaaplicacióndelaSensibilidad8,incluyendolospreciosde almacenamientode referencia, ademásde lospreciosde la energía solarfotovoltaicadereferencia,loscostosdeplantasdegasparademandaspico(gaspeakers)yloscostosdelosrecursoseólicos.SelerequirióalaAutoridadqueofrecieraunaevaluacióndecómocambiaríaelPlandeAcciónpropuestoenelmarcodeloscasosdecargabajoCeroEEyEEBaja.

5. ROIdeAES-PRAES-PR-PREPA1alaAutoridad110

183. EnsuprimeraSolicituddeInformación(ROI),AES-PRsolicitólosresultadosdemodelajes LTCE adicionales. Después de nuevas consultas, AES-PR y laAutoridadacordaronunconjuntodeseismodelajesLTCE.Cuatromodelajes

108RespuestadelaAutoridadalNegociadodeEnergía,ROI7,27deseptiembrey4deoctubrede2019.

109RespuestadelaAutoridadalNegociadodeEnergíaROI9,27denoviembrede2019(respuestascomplementadasel6dediciembrede2019yrevisadasnuevamenteel2demarzode2020).

110RespuestadelaAutoridadalNegociadodeEnergíaROI1,27denoviembrede2019(respuestascomplementadasel6dediciembrede2019).

54

muestrancasosenlosqueAES-PRdejadequemarcarbónafinalesde2020111y dos ilustran casos que asumen la conversión de gas después del final delcontratoactualdeAES-PRen2027.CadapardemodelajessellevóacaboconelestimadodecargabaseyelestimadodecargaconEEBajadefinidaenlaROINEPR9.


184. EnsudécimaseriedeROIs,elNegociadodeEnergíaleexigióalaAutoridadqueofrecieralosresultadosdecasosadicionales,principalmenteenrelaciónconelimpactodetérminosespecíficosparauncontratopropuestoentreEcoEléctricaylaAutoridad.Loscasosmodeladosson:(1)versionesconCeroEEyBajaEEparaS1S2,S3S2,S4S2yS5S1;(2)S4S2ByS3S2B;y(3)versionesconCeroEEyBajaEEdelcasoconenergíasolaryBESSsinlimitación,examinadoenROI7-2.

III. ANÁLISISYHALLAZGOSPORÁREATEMÁTICAA. Estimadodecarga185. Lasección2.03(C)delReglamento9021exigeque"laAutoridadpresenteun

pronósticoderequisitosfuturosdecapacidadydemanda,asícomounanálisisdepronósticosdecargasanteriores."Además,elReglamento9021establecelosrequisitosparaladocumentacióndelosestimadosdecarga113yelanálisisde los estimados de carga.114 El Reglamento 9021 también exige que laAutoridadpreparetresestimadosopronósticosdecargabaseque"...reflejanunagamarazonabledeincertidumbresfuturas."115

186. En la Parte 2 del PIR Propuesto (Entorno de planificación), la AutoridadreconoceeldifícilentornodeplanificacióndentrodePuertoRico.Estoincluyefactoresclavequeafectanlacargadelsistema,comolaproduccióneconómicay lapoblación.Antesde loshuracanesde2017, laeconomíapuertorriqueñahabíaestadoendecliveestructuralcondisminucionesanualesensuProducto

111DosdeestoscasosmodelanlaconversiónalgasnaturaldelaplantaAES-PR,mientrasquelosotrosdoscierranlaplantasinconversión.

112RespuestadelaAutoridadalNegociadodeEnergía,ROI10,22deenerode2020.

113Reglamento9021,§2.03(C)(1).

114Id.§2.03(C)(2).

115Id.

55

NacionalBruto("PNB")ydepoblacióndealmenosununoporciento.116Estastendenciassevieronexacerbadasporloshuracanesde2017,incluyendounadisminucióndelcuatroporciento(4%)delapoblacióndebidoalamigraciónylapérdidadevidasyunacontracciónimportantedelaactividadeconómica.117Se prevé que estos y otros factores, incluyendo el mandato de aspirar a laeficienciaenergéticaylasrápidasdisminucionesdeloscostosdelosrecursosenergéticosdistribuidos,denlugaraunadisminuciónsignificativadelacargadelsistemaenelhorizontedeplanificacióndelPIRPropuesto.Enesesentido,laAutoridadafirmaenelPIRPropuestoque"...eldeclivedelcrecimientodelacargapresentaunentornodeplanificacióndifícilquerequierequelaAutoridadconservelaopcionalidadparadesarrollarnuevosrecursosresilientesencasodeteneruncrecimientodelacargasuperioralprevisto."118

1. LaradicacióndelaAutoridad

187. LaParte3delPIRPropuestoofrecedatoshistóricosdecarga,ladescripcióndelametodologíadepronósticooestimacióndecargaypronósticosoestimadosdecarga.LospronósticosdecargaparaelhorizontedeplanificacióndelPIRde20añosincluyenunpronósticobase,unobajoyunoalto.

188. LaAutoridad informaenelPIRPropuestoque lageneraciónnetaenPuertoRicodisminuyóde23,720gigawatt-horas (GWh)en2007a16,789GWhen2018.119Duranteelmismoperíododetiempo,lademandamáximadisminuyóde 3,546 MW a 2,705 MW.120 El sector industrial experimentó la mayordisminucióndelasventasalcuarentaysieteporciento(47%)delaño2007alaño 2017.121 En el mismo plazo, las ventas residenciales y comerciales deelectricidaddisminuyeronenundoceporciento(12%)yundiezporciento(10%),respectivamente.122LaAutoridadatribuyeladisminucióndelasventasduranteladécadaaladisminuciónendiecisieteporciento(17%)delPNBdePuertoRicoyeldeclivedequinceporciento(15%)en lapoblacióndel2007al2017.123


117Id.118PIRPropuesto,páginas2-7.

119Id.página3-3,anejo3-3.120Id.121PIRPropuesto,página3-1.

122Id.123Id.

56

a. Metodologíadepronósticodecarga189. Elpronósticoo estimadode carga en la cual sebasó laAutoridadenelPIR

Propuestosedesarrollóutilizandomodelosestadísticosyeconométricosconseries cronológicas por clase de cliente para estimar o pronosticar ventasmensualesdeenergíaparacadaunade lastresclasesdeclientesprimarios:residencial, comercial e industrial. La Autoridad desarrolló un modelo deregresión lineal, con ventas de energía como variable dependiente y quince(15)variablesindependientes.124Lasvariablesindependientesutilizadasenlaregresión eran una variable meteorológica en forma de grados día deenfriamiento ("CDD" por sus siglas en inglés), dos variables económicas(poblaciónyPNB)yvariablesficticiasparacadames.Lavariabledepoblaciónnofueestadísticamentesignificativaenelmodeloderegresiónparaelsectorindustrial,porlocuallaAutoridadlasustituyóporelempleomanufacturero.125

190. LaAutoridadafirmaenelPIRPropuestoquelasvariablesindependientesparaelpronósticodecargacomercialno incluyena lapoblación.Sinembargo,eldocumento de trabajo de pronóstico de carga muestra que se utiliza lapoblación,peronoseutilizaelPNB.LaAutoridadnoofreceningunaexplicaciónde por qué el pronóstico de carga comercial utiliza menos variablesindependientes.

191. La Autoridad utilizó la herramienta de software estadístico MATLAB pararealizarunatécnicaordinariaderegresióndemínimoscuadrados.Elmodelode regresión tenía estadística sólida significativa, con valores-p inferiores a0.01paratodaslasvariablesindependienteseconómicasylasrelacionadasconelclima(esdecir,paratodasexceptolasvariablesficticiasmensuales).Lasr-cuadradas ajustadas de las regresiones fueron 0.82, 0.58 y 0.96 para lossectoresresidencial,comercialeindustrialrespectivamente.126Laregresióndelsectorcomercialseexaminaconmásdetalleen laSeccióndeDiscusiónmásadelante.

192. LaAutoridadutilizóloscoeficientesderivadosdelasecuacionesderegresiónparacrearelpronósticodecargabase.Estorequeríadatossobrelasvariablesindependientes utilizadas para desarrollar la ecuación de regresión. LaAutoridad utilizó datosmensuales históricos de la Administración NacionalOceánicayAtmosférica("NOAA"porsussiglaseninglés)de2000a2016para

124Id.página3-3.125Id.126 Los resultados de la metodología de pronóstico de carga se encuentran en el documento de trabajoStep2_PREPA_Econometric_ModelDev_smooth_final.xls. "R-cuadrado"esunapruebaestadísticaqueevalúacuántode lavariaciónenunavariable(dependiente)seexplicapor lavariaciónenlasvariablesdeentrada(independientes).UnR-cuadradode1.0esunalineamientoperfecto,mientrasque0.0indicaquenohayrelación.

57

desarrollar grados día de enfriamiento mensual esperados en condicionesclimáticasnormalesparasuusoenelmodelo.127LaAutoridadutilizóelPNByproyeccionesdepoblacióndelaJSFenelmodeloderegresiónparaproducirelpronósticodecargabase.128DentrodelhorizontedeplanificacióndelPIR,laJSFproyectadeclivesde1.3%anualen lapoblación.La JSFproyectaqueelPIBaumentará rápidamente al inicio en respuesta a los esfuerzos de asistenciadespuésdeloshuracanesde2017yluegoaumentarámoderadamenteenun1.6%anualhasta2027.Despuésde2027,laJSFproyectatasasdecrecimientoanualdenegativo0.3%.

193. ElpronósticobrutodeenergíaalargoplazodelPIR(i.e.,sintenerencuentaelimpactodelaeficienciaenergética,larespuestaalademandaylageneracióndistribuida) da como resultado una tasa de crecimiento anual compuesta("CAGR"porsussiglaseninglés)enventastotalesde-0.23%.129Porlotanto,elpronóstico de energía bruta a largo plazo de la Autoridad identifica unacontinuación de la tendencia histórica de una disminución en las ventas deenergía.Seprevéque lasventasdeenergíaa todos lossectoresdisminuyanexcepto para el sector industrial (con un CAGR proyectado del 1.38%). LaAutoridad prevé que las ventas de energía residencial tengan un descensomayoraldelosdemássectores,conunCAGRdel-0.61%.

194. Elpronósticodecargabrutade laAutoridadsebasaen larelaciónhistóricaobservada entre el consumo de energía y los factores como la actividadeconómica y la población. Como resultado, incluye el ritmo de aumentosnaturalesdelaeficienciaenergéticaylaproductividadenergéticaquesehanproducidoenelpasado.No incluye los impactosdeningúnestándar federalsobreenseresniningunaotrapolíticaoregulaciónquecambieelritmodelasmejorasnaturalesenlaeficienciaenergéticaenrelaciónconsuritmohistórico.DichasnuevaspolíticasysusposiblesefectosseabordanenlasecciónIII(B)deestaResoluciónFinalyOrden.

195. LaAutoridadpresentaunpronósticodelademandabrutadeenergíaparalageneración,queincluyecargasauxiliares,pérdidastécnicasynotécnicasyelpropiousodelaAutoridad.LaAutoridadasumequeelusoanualparacargasauxiliares y el uso propio de la Autoridad se mantienen constantes en elhorizonte de planificación del PIR. La Autoridad asume que la suma de laspérdidastécnicasynotécnicassemantendráenunporcentajeconstantedela

127PIRPropuesto,páginas3-6a3-7.

128Id.páginas3-7.129PIRPropuesto,página3-10,anejo3-10.Éstecontieneelpronósticodeventastotal,asícomolospronósticosespecíficosporsector.

58

demandatotaldeenergíaenelhorizontedeplanificación,eneldoceporciento(12%).Después de contabilizar estos factores, la Autoridad proyecta que lageneraciónbrutadeenergíadisminuyade18,351GWhen2019a17,608GWhen2038,locualrepresentaunCAGRde-0.22%.130

196. Para pronosticar la demanda pico de energía, la Autoridad utilizó factoresconstantesdecargaporclasedeclienteyfactoresconstantesquecoincidenporclasedecliente.LaAutoridadpronosticólademandaenelmomentopicodelsistema utilizando estos valores y el consumo de energía pronosticado porclasedecliente.SeutilizaronvariosfactoresparaajustarestosestimadosdeDemanda pico para tener en cuenta las pérdidas técnicas y no técnicas, elpropio consumo de la Autoridad y los efectos del consumo en los serviciosauxiliaresdelasplantasgeneradoras.LaAutoridadprevéquelademandapicobruta(antesdecontabilizarlaeficienciaenergética,larespuestaalademandaolageneracióndistribuida)disminuiráde2,791GWen2019a2,666GWen2038,locualrepresentaunCAGRdel-0,24%.131

b. Análisisdelospronósticosdecargasaltaybaja197. Eneldesarrollodelospronósticosdecargasaltaybaja,elPIRutilizatécnicas

demuestreoaleatorioparaexplorarunagamadeposiblestrayectoriasdecargafuturas.132Elmétodoestadísticoresultóen2,000distribucionesúnicasbasadasentresrutasaleatoriasindependientesparaCDD,PNByunavariableresidual.La Autoridad añadió además variabilidad adicional para representarincertidumbres futuras no capturadas por datos históricos.133 A base de laevaluación de la Autoridad de los resultados de las 2,000 distribucionesestocásticas,optaronporutilizarelpercentil25tocomocasobajoyelpercentil85tocomocasoalto.134

198. Elanejo3-32delPIRpresentalosescenariosbajoyaltodepronósticodeventasbrutas.135LosescenariosaltoybajodancomoresultadounCAGRde0.34%yotrode-0.57%enelhorizontedeplanificacióndelPIR,respectivamente.Enelpronósticodecargabaja, lademandapicodecaeconunCAGRdel-0.57%,la

130PIRPropuesto,páginas3-11,anejo3-11.

131Id.anejo3-24.132PIRPropuesto,páginas3-24.

133Id.134Id.páginas3-26.135Id.páginas3-29.

59

mismatasadelpronósticodeenergía,136mientrasqueenelcasodelademandaaltasubeaunCAGRdel0.31%.137

c. Vehículoseléctricos("EVs"porsussiglaseninglés)199. LaAutoridadno incluyóun impactoexplícitode los vehículos eléctricosdel

sectorde la transportación sobre la cargadeenergíao lademandapico.EnrespuestaalROIPREB-PREPA-01-18(g), laAutoridadofrecióunaevaluacióndelimpactopotencialdelosvehículoseléctricosenlademandadeenergía.LaAutoridad desarrolló pronósticos de ventas de energía para la carga devehículoseléctricosencasosmodeladosabasedelaintroduccióndevehículoseléctricosenvariosestadosdeEstadosUnidos(i.e.,California,HawáiyVirginiaOccidental)ylaintroducciónpromediodeEstadosUnidos.LaAutoridadbasóestastasasdeadopcióndevehículoseléctricosen"vehículos livianostotalesinscritosenPuertoRicoydiferentesalternativasdepenetraciónestimadaatravésdelpaís.”138LasventasdeenergíaresultantesdebidoalosEVsen2038vandesde82GWhporañoa226GWhporaño.Estasventasrepresentaríanaproximadamenteentreel0.9%yel2.5%delpronósticodecarga,despuésdecontabilizarlaeficienciaenergéticaylageneracióndistribuida.Paraalcanzarestosnivelesdeventaseléctricas,laAutoridadasumióunaflotadeEVsdeentre38,359y105,508vehículosen2038.En lavista evidenciaria, elDr.Bacalaodeclaró que estas proyecciones eran pequeñas en comparación con losdiferentes pronósticos de carga utilizados en el PIR, por lo cual se sentíacómodo dejando la proyección de EVs fuera de la carga para efectos deplanificación.139

d. Efectodelaeficienciaenergéticaenelpronóstico200. ElPIRevalúaloscostosyotrosimpactosdecumplirconelpronósticodecarga

bruta con una combinación de recursos energéticos suministrados por laempresa de servicios públicos, generación distribuida originada por losclientes u otras fuentes y eficiencia energética. Las múltiples carteras deeficienciaenergéticaylosahorrosresultantesseabordanenlaSecciónIII(B)deestaResoluciónFinalyOrden.

136Véasedocumentodetrabajo"LoadForecastbyRegionPREPAEE_DG_2018IRPLowCase35pctEE050319.xls".137Véasedocumentodetrabajo"LoadForecastbyRegionPREPAEE_DG_2018IRPHighCase35pctEE050319.xls".138RespuestadelaAutoridadalPrimerRequerimientodeInformación(ROI)delNegociadodeEnergía18(g),página17,2deagostode2019.

139VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,sesiónmatutina,26:18.

60

2. Interventores

a. EnvironmentalDefenseFund("EDF")201. En su testimonio experto, la Dra. Elizabeth Stanton afirma que omitir los

vehículos eléctricos del pronóstico de carga da como resultado unasubestimacióndelademandadeenergíafutura.140Enlavistaevidenciaria,elDr.Stanton testificóqueelescenariomásambiciosode laAutoridadpara laadopcióndeEVsenPuertoRicocayómuypordebajodeloscontempladosporlos escenarios de alta introducción de EV en PIRs comparables en otrasjurisdicciones.141

202. EnsuInformeFinal,EDFexpresapreocupaciónporlaacogidadelaAutoridada su pronóstico de generación distribuida sin incentivos ni mecanismos demercadoparaincentivarlatendencia.142EDFcriticaademásalaAutoridadpornoincluirelcrecimientodelacargaporlosvehículoseléctricos.143

b. OficinaIndependientedeProtecciónalConsumidor("OIPC")203. Ensutestimoniopericial,elSr.GerardoCosmeNúñezdestacalaimportancia

delpronósticodecargaparaelPIRylaincertidumbreenlapronósticodecargadebido a numerosos factores como la situación económica, el cambiotecnológico, el uso de recursos energéticos distribuidos y la eficienciaenergética.144 Además, testifica que el comportamiento energético y laspreferencias de los clientes deben tenerse en cuenta en el pronóstico decarga.145ElSr.Cosmeafirmaque,antelaincertidumbre,elPlandeAccióndebeserflexible,perodeberesponderalacargayelcostoyladisponibilidadrealdelosdiferentesrecursos.146RecomiendaqueelNegociadodeEnergíasuperviseelestadorealdelacargayloscostosparaevaluarlanecesidaddeinstalacionesantesdeautorizarlas.147

140EDF,TestimoniodeDr.ElizabethStanton,23deoctubrede2019,página15.

141VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,sesióndelamañana,00:45:30,142EDFAlegatoFinal,6demarzode2020,página22.

143Id.144OIPC,TestimoniodeGerardoCosmeNúñez,23deoctubrede2019,página2.

145Id.146Id.página3.147Id.página4.

61

c. Organizacionesambientalistaslocales("LEOs"porsussiglaseninglés)204. EnsuInformeFinal,lasLEOcriticanalaAutoridadpornoincluirlosvehículos

eléctricosenelpronósticodecarga,yafirmanqueestorepresentaunfracasode laAutoridaden sumisiónde considerar "cambiosen las condicionesdelmercadodelaenergía"y"cambiosenlatecnología"comoloexigelaLey17,Sección1.2(p).148

d. SolarandEnergyStorageAssociationofPuertoRico("SESA-PR")205. En su testimonio como experto, el Sr. Patrick Wilson afirma que las

proyecciones de adopción de EVs deben incluirse en el PIR.149 El Sr.WilsonseñalaqueelPIRnotomaencuentalosvehículoseléctricosylasestacionesdecargade vehículos eléctricos enuso enPuertoRicohoy endía, y no asumeninguna carga adicional por los vehículos eléctricos durante los próximosveinte(20)años.150Afirmaquenumerososestudiosproyectanelcrecimientofuturodelacargaporlosvehículoseléctricosyquelosprincipalesfabricantesde automóviles están expresando planes para aumentar la producción devehículoseléctricos.151RecomiendaqueelPIRconsiderelasproyeccionessobrecurvasdedemandarealizadasenotroslugaresporlosvehículoseléctricosyque establezca suposiciones razonables sobre el probable impacto de losvehículoseléctricosenelcrecimientodelacarga.ElSr.WilsonapoyaelanálisissobreEVspresentadoporelRockyMountainInstituteensuInformeAmicusCuriaedeseptiembre.152

206. WilsontestificaquelasproyeccionesdeSiemensparalageneracióndistribuidasonirrazonablesporquenodifierenporescenario,noreflejanelvalordeloscréditosdeenergíarenovable("RECs"porsussiglaseninglés)compradosalosclientes,reflejaninadecuadamentelasreduccionesdecostosporlainnovación,no incluyen los impactos de la agregación con beneficios mutuos para laempresa de servicios públicos y el cliente, no reflejan las opciones definanciamientoquelaGDponealadisposicióndemásclientes,elmayorinteréspor y la adopcióndel almacenaje junto con laGD, y la creciente innovaciónempresarialdebidoaunmercadodeserviciospúblicosabiertos.Recomiendaque se complete un análisis más detallado antes de declarar el PIR comodefinitivo,ysugierequeesteanálisisindiqueunaumentoenlaadopcióndelaGDmásalládelasproyeccionesincluidasenelborradordelPIRPropuesto.

148ArgumentoFinalLEOs,6demarzode2020,páginas29-30.

149SESA-PR,TestimoniodePatrickJ.Wilson,23deoctubrede2019,página7.

150Id.página8.151Id.páginas8-9.152Id.página10.

62

e. Windmar207. El Sr. Víctor González, testificando paraWindmar, afirma que los vehículos

eléctricospodríanserunanueva fuentesustancialde ingresospara la redypodríanutilizarseparaayudaralaredagestionarsuscargasmáximas.Afirmaademásqueelmercadodelosautomóvileseléctricosestácreciendoaunritmoexponencial,quelosvehículoseléctricospuedendevolverlaenergíaalaredyquealgunasempresasdeserviciospúblicoshandesarrolladotarifasespecialesque están acelerando el mercado.153 El Sr. González recomienda que el PIRconsidereaumentarlasventasdevehículoseléctricos.154

3. AmicusCuriae

a. ACONER208. EnsuInformeAmicusCuriae,ACONERafirmaqueelpronósticodelademanda

en el PIR debería incluir dos efectos no incluidos en la radicación de laAutoridad:lareduccióndelademandaporlacrecienteadopcióndesistemasrenovables fuera de la red y el aumento de la demanda por vehículoseléctricos.155

b. RockyMountainInstitute(“RMI”)209. EnsuInformeAmicusCuriaemodificado,RMIafirmalapreocupacióndequeel

pronóstico de la demanda sea incierto y omita factores importantes.156 Enparticular, a RMI, le preocupa que el Plan Preferido de Recursos (ESM) seamenosrobustoparacondicionesconmayorcargaquelosplanesalternativos.RMIpresentalosresultadosdeunanálisisdelimpactopotencialdelacargaporla adopción de vehículos eléctricos.157 RMI concluye que la adopción devehículoseléctricosaunniveldel15%,el30%yel50%delaflotadevehículosaumentaríalasventaseléctricasanualesen692GWh,1,384GWh,o2,306GWh,respectivamente.En relación con las ventas eléctricasdel 2038bajo el casobase en el pronóstico de carga de la Autoridad, estos aumentoscorresponderíanaunaumentodel10%,20%o33%delasventaseléctricas,respectivamente.SegúnRMI, "[e]steanálisisasumeunapoblaciónenPuertoRicode2.4millonesenel2038yasumequeelcomportamientodeconducción

153Windmar,TestimoniodeVíctorGonzález,23deoctubrede2019,páginas4-5.

154Id.página5.155ACONER,AlegatodeAmicusCuriae,6demarzode2019,página4.156RMI,AlegatoEnmendadodeAmicusCuriae,20dediciembrede2019,página7.157Id.página7-8.

63

escomparablealinformadoparaHawái,esdecir,quehay0.93vehículospercápitayque8,231millassonconducidasanualmenteporvehículo."158

4. Discusión

210. El PIR de la Autoridad cumple con los requisitos de la Sección 2.03 (C) delReglamento 9021 con respecto al pronóstico de carga. Específicamente, laSección3delPIRpropuestocontienelosiguiente:

• Datos históricos de más de 10 años sobre generación y ventasanualesdeelectricidadparalaempresadeserviciospúblicosyelconsumoporclasedecliente;

• la aplicación de unametodología aceptada por la industria parapronosticarelconsumodeenergíaporclasedeclienteydemandamáximadelsistemaqueincluyelosefectosdefactoreseconómicosenelconsumodeelectricidad;

• pronósticodelaproducciónyelusodeenergíaparaunhorizontedeplanificaciónde20añosparacadaclasedecliente;

• pronóstico de la demanda máxima (o pico) de energía para unhorizontedeplanificaciónde20años;

• tanto el consumo de energía como los pronósticos de demandamáxima netos en relación con los impactos de la eficienciaenergéticaylageneracióndistribuidaproducidaporelclienteylacogeneración(combinacióndecaloryenergía);y

• escenarios alternativos razonables que toman la forma detrayectorias bajas y altas que toman en cuenta los riesgos eincertidumbresasociadosconelclimaylaactividadeconómicaenlaIsla.

211. El impacto de los huracanes Irma y María causó "cambios repentinos einesperadosenelsistemaenergéticodePuertoRico".159LaAutoridadsolicitó160,yelNegociadoconcedió161,unaexenciónalrequisitodelartículo2.03(C)(1)(e)deofrecerunaevaluacióndelpronósticodecargaanteriorenelPIR.

212. LaAutoridadproyectaqueelusoeléctricoenPuertoRicobajounagamadealternativasdeclinaráduranteelhorizontedeplanificaciónde20añosdelPIR.Dadaslastendenciashistóricasaladisminucióndelconsumoyelpotencialde

158Id.página8.159PREPA’sMotionforLimitedWaiversofFilingRequirementsUnderRegulationNo.9021,13defebrerode2019.

160Id.161ResoluciónyOrden,InRe:RevisióndelPlandeRecursosIntegradosdelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,CasoNúm.CEPR-AP-2018-0001,14demarzode2019,página7.

64

laEErentabley ladisminuciónde loscostosde laGD,esrazonableconcluircomocondicióndereferencia(e.g.,antesdelaaplicacióndepolíticaspúblicasde eficiencia energética) que el consumode energía en la Isla continuará latendenciahistóricadedisminucióndelconsumoenelfuturoprevisible.

213. El uso por parte de la Autoridad de un enfoque econométrico basado en laregresión para desarrollar el pronóstico de carga base es apropiado y estáalineadoconelReglamento9021,elcualexigeque"lospronósticosdecargasedesarrollen utilizando métodos que examinen el efecto de los factoreseconómicosenelconsumodeelectricidad."162ElusoporpartedelaAutoridadde lapoblación, elproducto internobrutoy el empleomanufacturero comovariableseconómicasimpulsorasesrazonableyapropiadoparalosimpulsoreseconómicosdelademandaeléctrica.Elanálisistambiénutilizólascondicionesclimáticasnormales,comoexigeelReglamento9021,Sección2.03(C)2)(f).

214. La Autoridad no identificó correcta y claramente las variables utilizadas en elpronóstico de carga del sector comercial, además de la CDD y una variableficticia mensual: el lenguaje del PIR Propuesto establece que el pronósticoutilizó el PNB (y no población), mientras que los documentos de trabajomuestran que el pronóstico utilizó población (y no PNB). Con el fin dedeterminar el resultado neto de esta discrepancia, el Negociado de Energíallevó a cabo un análisis de regresión utilizando 1) PNB y las variablesmeteorológicas y ficticias solamente y 2) PNB, población y las variablesmeteorológicasyficticias.Esteanálisisderegresiónencontróquelosajusteslinealesalternativostienenvaloresr-cuadradosmejorajustados(0.65paraelajuste sólo con PNB y 0.67 utilizando tanto el PNB como la población, encomparacióncon0.59utilizandosólolapoblación).Sinembargo,elanálisisderegresiónutilizandotodaslasvariablesproduceelresultadoabsurdodequelacargacomercialestáinversamenterelacionadaconlapoblación(paraunPNBdado,elajusteproyectaríaquelacargadeenergíacomercialaumentaamedidaquelapoblaciónsereduce).ElanálisisderegresiónutilizandosóloelPNB(esdecir,conformealtextodelpropioPIRPropuesto)produceunpronósticodecargarelativamentecercanoalpronósticoque laAutoridadutilizóenelPIRPropuesto:losdospronósticosestándentrodelos500GWhporañodurantetodo el período de análisis. Este rango es pequeño en comparación con laincertidumbre reflejada en los pronósticos de carga alta y carga baja. El r-cuadradorelativamentebajoparaelajustederegresióndelsectorcomercial(en relación con los sectores residencial e industrial) indica que hay otrasdinámicas o factores de carga comercial que la Autoridad no ha tenido encuenta en su pronóstico de carga. Aunque los efectos netos de estaincertidumbre,ydelafaltadeexplicacióndelaAutoridadsobresuelecciónde

162VéaseReglamento9021,§2.03(C)(2)(b).

65

variablesderegresión,sonrelativamentepequeños.Noobstanteloanterior,elNegociado de Energía leORDENA a la Autoridad a que realice un análisisadicionaldelpronósticodecargacomercialensupróximoPIR,incluyendoelanálisisdeotrasvariablesindependientes.

215. ElReglamento9021exigequeelpronósticode carga "tengaencuenta todaeficienciaenergéticaqueocurradeformanaturalquepuedaserprevista,asícomocualquier eficiencia energéticaque resultede códigosdeedificaciónyestándaresdeequipos,tantoexistentescomoesperados".163ElpronósticodelaAutoridadcumpleconesteestándarmedianteelusoderelacioneshistóricasentre variables económicas y el consumo de energía para obtener loscoeficientesdelaregresión.Estemétodocapturalastendenciashistóricasdeaumentarlaeficienciaenergéticanatural.Dadalaausenciaactualdecualquiereficiencia energética programática patrocinada por la empresa de serviciospúblicosenPuertoRico,estoreflejauncasobasefuturoconeficiencianaturalperosintalesprogramas,comoexigelaRegulación9021.

216. Los interventores en el procedimiento no identificaron ningún problemafundamentalconlametodologíadepronósticodecargaeconométricaincluidaen el PIR Propuesto ni en los resultados globales. Sin embargo, variosinterventoresplantearonsupreocupaciónpornotenerseencuentaelimpactodecargaralosvehículoseléctricosenelpronósticodecargadelaAutoridad.LaAutoridadreconocióenunarespuestadedescubrimientodepruebaquelademandadelosEVsnosetomóencuentaenelpronósticodecarga.164Comosedetallóanteriormente,testigosexpertosdealgunosinterventoresseñalaronelaumento significativo de la carga que podría resultar de la expansión en laadopcióndevehículoseléctricosenlaisladurantelaspróximasdosdécadasy,eninformes,losinterventoresreiteraronsuspreocupacionesconrespectoalosvehículoseléctricos.

217. RMIpresentaunimpactopotencialdecargaralosEVsqueeshastadiezvecesmayorqueelcálculomáximodelaAutoridad.EnesteniveldeadopcióndeEVsmucho más alto, los impactos en las ventas eléctricas serían grandes:aproximadamenteunterciodelasventasdelaempresadeserviciospúblicosparaotrosfines,enlugardemenosdelcincoporciento.ComoseexplicaenlaVista Evidenciaria, si las ventas de vehículos eléctricos continuaran por elcaminodescritoporRMI,en lugardelcaminomodeladopor laAutoridad, laAutoridadtendríaalgúntiempoparaajustaryadaptarsusprevisionesdecarga

163VéaseReglamento9021§2.03(C)(2)(d).164VéaseRespuestadelaAutoridadalPrimerRequerimientodeInformación(ROI),PREB-PREPA-01-18(g),2deagostode2019.

66

yplanesderecursos.165LaAutoridadtambiénpodríautilizartarifasvariablesabasedetiempouotrasherramientasparafomentarquelacargadevehículoseléctricosseproduzcaenmomentosenloscualesloscostosdelaredeléctricasonmásbajos(fueradehoraspico).166

218. UnPIRdebeevaluarlosplanesyenfoquesderecursosencomparaciónconunaseriedecargasfuturaspotencialesparaevaluarlasolidezdesuPlandeAcciónyPlanPreferidodeRecursosantelaincertidumbre.EstaeslarazónporlacualelReglamento9021requiereelusodepronósticosdecargaalta,baseybaja.167LafuturaadopcióndeEVsessólounadelasmuchasfuentesdeincertidumbreenlafuturacargaeléctrica.Ademásdelospronósticosdecargaalta,básicaybaja, enesteprocedimiento, laAutoridad tambiéndesarrollópronósticosde"ceroeficienciaenergética"y"eficienciaenergéticabaja"(descritasendetalleenlaParteIII(B))queamplíanelalcancedelasposiblescargasfuturasquedebeatenderlaempresadeserviciospúblicos.

219. Aunque,alNegociadodelaEnergía, lepreocupaquelaAutoridadnoincluyaexplícitamente las cargas de vehículos eléctricos en su pronóstico de carga,sobrelabasedelaspruebaspresentadasporlaAutoridadyRMI,creemosqueel impactoen la cargaen lospróximosañosserápequeñoyestádentrodelrango de incertidumbre expresado por el rango de pronósticos de cargaexaminadoenelPIRPropuesto.Sinembargo,elNegociadodeEnergíatambiénestáconscientedequelascargasdevehículoseléctricospodríansergrandesenelfuturo.Conelfindeexplorarplenamenteestafuentedeincertidumbre,elNegociado de Energía le ORDENA a la Autoridad que elabore e incorporepronósticosdevehículoseléctricosensusfuturosPIR.EstospronósticosdeEVsdeben incluir una gama de tasas potenciales de adopción de vehículoseléctricosqueseanconsistentesconlapolíticapúblicaestablecidadePuertoRico,debentomarencuentalosmercadosdeautomóvilesdePuertoRicoylosestadosdeEstadosUnidosydebenexplicarelimpactodelacargacontroladaosincontrolardevehículoseléctricosenlademandapico.

220. AunqueelNegociadodeEnergíahaidentificadodosáreasparamejoraenelpronóstico de carga, la Autoridad ha llevado a cabo pronósticos que soncoherentesconelReglamento9021.Lagamadepronósticosdecargautilizadosparalaevaluacióndelplanderecursos,incluyendolospronósticosdecargasalta y baja, así como los casos de "cero eficiencia energética" y "eficienciaenergéticabaja"(discutidosenlaParteIII(B))danlugaraunaampliagamadecargaspotencialesparasuevaluaciónenelPIRPropuesto,talcomoseprevéen

165VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,sesiónmatutina,00:29:30a00:31:15.

166Id.en00:31:15a00:32:00.167Reglamento9021§2.03(C)(2)(a).

67

el Reglamento 9021. Esta gama de pronósticos de carga refleja las buenasprácticas de planificación de recursos frente al tipo de incertidumbre quePuertoRicoenfrentaentérminosdesueconomíafutura,poblaciónyadopciónde tecnología. Por estas razones, el Negociado de Energía ACEPTA lospronósticosdecargapresentadosporlaAutoridadparapropósitosdeestePIR.

B. Eficienciaenergéticayrespuestaalademanda221. El artículo 2.03(F)(3) del Reglamento 9021 establece que"[e]l PIR debe

identificar e incluir una amplia gama de posibles programas nuevos deeficienciaenergéticayrespuestaalademanda."ElPIRdebeincluirtodoslosprogramas de manejo de demanda actualmente en funcionamiento, yconsiderartodaslasmedidasyprogramasrentablesdisponiblesparaeficienciaenergéticayrespuestaalademanda.ElPIRtambiéndebeconsiderarconjuntosderecursosdemanejodedemandaydiferentesnivelesdecostoyefectividady su aplicación a lo largo del período de planificación. Además, el PIR debeidentificar las restricciones en la adquisición de recursos de manejo dedemanda, tales como la velocidad de adopción, la vida útil esperada y ladisponibilidaddelprograma.168

222. HastaquellegueelmomentoenelqueelNegociadodeEnergíahayaaprobadolos resultados de un estudio del potencial de la eficiencia energética y larespuestaalademanda,elcualidentificaríaeltamañoylaformadelrecursocosto-efectivo de manejo de demanda en Puerto Rico, el Reglamento 9021requiere que el PIR considere el costo y el impacto de desarrollar eimplementarprogramasquetengancomoobjetivoahorrosdealmenoseldospor ciento (2%) por año, por almenos 10 años. El 26 de abril de 2019, elNegociadodeEnergíaleordenóalaAutoridad"modelarlaeficienciaenergéticacongananciasdeldosporciento(2%)poraño,sobrelabasedelasventasdeenergía de ese año (o el año anterior), durante 18 años de 2020 a 2037(inclusive)."169

223. Enoctubrede2019,elSenadodePuertoRicoaprobóelP.S.1427.Esteproyectodeley,deserpromulgado,derogaríaelartículo6.29BdelaLey57.170ElArtículo6.29Bestableceelobjetivodeunaeficienciaenergéticadeltreintaporciento(30%) para 2040, requiere que el Negociado de Energía promulgue lasregulaciones para EE y pretende reemplazar todos los focos del alumbradopúblicoenPuertoRicoconDiodosEmisoresdeLuz("LEDs"porsussiglasen

168VéaseReglamento9021§2.03(F)(3)(a)-(f).169ResoluciónyOrden(26deabrilde2019),página4.170AlafechadeestaResoluciónyOrdenFinal,elProyectodelSenado1427nohapasadoenlaCámara.

68

inglés).Conelfindecomprenderelimpactopotencialdeesteproyectodeley,elNegociadoleordenóalaAutoridadquedesarrollaráymodelarácasosconCeroEEyBajaEEenelROIPREB-PREPA-09-01171.


224. ElApéndice4delPIRPropuestocontienedetallesdelossupuestosymodelosdelaAutoridadconrespectoalosprogramasdeeficienciaenergética(“EE”)yrespuestaalademanda(“DR”porsussiglaseninglés).LaAutoridadtambiénpresentóundocumentodetrabajo(el"EEandDRWorkpaper")quecontienelos cálculos para los programas de EE y DR y los resultados, los cuales sedescribenenelApéndice4delPIRPropuesto("Apéndice4").172

a. EficienciaEnergética("EE")225. ElApéndice4yelEEandDRWorkpaperdescribenlosprogramasmodelados

que, en conjunto, acumularían al 35.8% de las ventas para 2038. El ahorropromedioanualenEEpresentadofuedel2.26%delasventas,aunqueelahorroanualoscilóentreel1.94%yel3.25%.LaAutoridadproyectareduccionesdedemandapico de 86MWen2020, aumentando a 814MWde reducción endemandapicopara2038.173

226. LosahorrosdelprimerañopresentadosenelApéndice4sonmásaltosqueelpromedio(3.25%)porqueincluyenahorrosporelaumentodelaeficienciaenlareconstruccióndespuésde loshuracanes IrmayMaría.Comosedescribe,estosahorrosselograríansinprogramasdelaempresadeserviciospúblicos.LaAutoridadmodelóestosahorroscomoocurriríandeformanaturalen2019y2020.174LaAutoridadnopresentóningunapruebasobresi,enefecto,estosahorrosqueocurrennaturalmentesehanproducidodurantelareconstrucciónquesehaobservadohastalafecha.Enausenciadeestosahorrosde"eficienciaenreconstrucción",elahorrototalpara2038esdel34.6%delasventas,conunahorropromedioanualdel2.17%delasventas.

227. Los programas de eficiencia modelados en el Apéndice 4 y el EE and DRWorkpaper son aire acondicionado residencial, iluminación residencial, aireacondicionadocomercial,alumbradocomercial,alumbradopúblicoyeficienciadereconstrucción.

171NegociadodeEnergíaROI9,29deoctubrede2019,09-01.

172 Véase documento de trabajo "EE-DSM Cost Calculation FOR PREPA 04-12-19_PREB Reference_30_ TJP Update-v4newTRCs.053019.xlsx".

173RespuestadelaAutoridadalNegociadodeEnergía,ROI1,18(e),2deagostode2019.

174PIRPropuesto,Apéndice4,páginas2-10.

69

• El programa de aire acondicionado residencial ofrecería unreembolso de $50 por la compra de un aire acondicionado deventana SEER12 (Energy Star). LaAutoridad también asumeuncosto de $150 por participante para administrar el programa yahorrosde500kWhporañoporunidad.Estoequivaleauncostode$400porcadaMWhenelprimeraño.LaAutoridadasumequelasunidadesdeaireacondicionadodeventanaseutilizandurantediezaños.Conunatasadedescuentodelnueveporciento(9%),elcostoniveladode energía ahorradapara la empresade serviciospúblicos bajo este programa sería de 6.2 centavos/kWh. En sumodelo, la Autoridad supone que siete punto cinco por ciento(7.5%)deloshogaresseaprovecharíadeesteprogramacadaaño.

• Elprogramade iluminaciónresidencialofrecería cincobombillasLED gratuitas a cada hogar participante. La Autoridad asume uncostode$65porhogarparticipanteparacincobombillas($5porbombilla) y el costo de administración ($40 por hogar) delprogramayahorrosde172kWhporaño,porhogar.Estoequivaleauncostode$378porcadaMWhdelprimeraño.Conunatasadedescuentodelnueveporciento(9%),elcostoniveladodelaenergíaahorradaparalaempresadeserviciospúblicosbajoesteprogramasería de 4.2 centavos/kWh. La Autoridad asume que el diez porciento(10%)deloshogaresaprovecharíanesteprogramacadaaño.

• Elprogramadeaireacondicionadocomercialofreceríaunincentivode $700 para la compra de un aire acondicionado SEER 17. LaAutoridadtambiénasumeuncostode$500porparticipanteparaadministrar el programa y ahorros de 1,750 kWh por año, porunidad.Estoequivaleauncostode$686porcadaMWhdelprimeraño.Conunatasadedescuentodelnueveporciento(9%),elcostonivelado de la energía ahorrada para la empresa de serviciospúblicos bajo este programa sería de 7.5 centavos/kWh. LaAutoridad supone que el diez por ciento (10%) de los clientescomercialesaprovecharíanesteprogramacadaaño.

• Elprogramadeiluminacióncomercialofreceríaunincentivoparalaslámparasdealtaeficienciaenlosestablecimientoscomerciales.LaAutoridadasumeunincentivode$3,900porparticipante,costosde administración del programa de $2,000 por participante yahorrosde15,000kWhporaño,porparticipante.Estoequivaleauncostode$378porcadaMWhdelprimeraño.Conunnueveporciento(9%)detasadedescuento,elcostoniveladode laenergíaahorradaparalaempresadeserviciospúblicosbajoesteprogramaseríade4.4centavos/kWh.LaAutoridadsuponequeelnueveporciento (9%) de los clientes comerciales aprovecharían esteprogramacadaaño.

70

• Unprogramadealumbradopúblico reemplazaría todos los focospor LEDs para el 2024. La Autoridad asume que habríafinanciamientopúblicodisponibleparaesteprograma,porlocualno habría costo para los clientes contribuyentes. La Autoridadmodelaunahorrode208GWhalaño(conunahorrodeenergíaasociadode$48a$51millonesporaño)unaveztodoslosfocosdelalumbradopúblicohayansidoreemplazados.

• Laeficienciade la reconstrucciónsuponeque loshogaresque serecuperandeloshuracanesIrmayMaríareemplazaránlosenserescon equipos más eficientes, basados únicamente en equipos dereferencia más eficientes hoy que cuando se compró el equipodañado. La Autoridad asume que estos ahorros se producennaturalmente durante la reconstrucción (i.e., no requiere ningúnprogramaogastopor la empresade serviciospúblico)yofrecenahorrosanualesde180GWhyentre$44y$46millones.

228. Elcosto totalde losprogramasdelApéndice4para laempresadeserviciospúblicos se modela en aproximadamente 110 millones de dólares al año,aumentandoaproximadamentealdosporciento(2%)poraño.ElvaloractualdelcostodelprogramadeEEBaseesde$982millonesaunnueveporciento(9%)detasadedescuento.LaAutoridadnoincluyóestecostoenelcostodelvaloractualneto(“NPV”porsussiglaseninglés)delosdiferentesescenariospresentadosenelPIR.ElPIRPropuestocontienelosmismosprogramasdeEEencadacaso,porloquelaexclusióndelcostodelosprogramasdeEEnocambiaelcostorelativodeloscasospresentadosenelPIRPropuesto.

229. La Autoridad no modeló ni tuvo en cuenta explícitamente la eficienciaenergéticaadquiridaatravésdeprogramasnorelacionadosalaempresadeserviciospúblicos,másalládelosprogramasdeeficienciadelareconstruccióny alumbrado público. La Autoridad no tuvo en cuenta explícitamente losestándaresdeensereselectrodomésticos,códigosdeconstrucciónoprogramasdeclimatizaciónfinanciadosporotrasfuentes.ElpronósticodecargabasadoenlaregresióndelaAutoridadcapturaciertaeficiencia"natural"deestetipoenlamedidaenquelatendenciasubyacentedelconsumoeléctricoenfunciónde lapoblacióny laactividadeconómica refleja laeficienciahistóricade losprogramasnorelacionadosalaempresadeserviciospúblicos.

i CasosdeCeroEEyBajaEE230. El caso de Cero EE presentado en respuesta a PREB-la Autoridad-09-01 no

incluyeeficienciaenergética, aunqueconserva lageneracióndistribuidayel

71

mismorecursoderespuestaalademanda(“DR”porsussiglaseninglés)queelcasoEEBase.175

231. El caso Baja EE presentado en respuesta a PREB-PREPA-09-01 contieneaproximadamenteunterciodelaeficienciaenergéticaincluidaenelApéndice4.Esteniveldeeficienciasemodelócomologradoatravésdeversionesmáspequeñas de los mismos programas que el Apéndice 4.176 Por ejemplo, laparticipaciónenelprogramadeaireacondicionadoresidencialaumentahastauncincoporciento(5%)durante5años,apartirde2021,enlugardeasumirel diez por ciento (10%) en 2020 y cada año a partir de entonces.177 Lailuminaciónresidencialaumentaalcincoporciento(5%)parael2023,178aireacondicionadocomercialasólo0.3%para2025179ylailuminacióncomercialaltrespor ciento (3%)para2023.180 LaAutoridadmodela cadaprograma concrecimientolentodespuésdealcanzarsurápidonivelinicialdeadopción.Losahorros por el alumbrado público y la eficiencia de la reconstrucción nocambian181y,porlotanto,representanunafracciónmayordelahorrototalenelcasodeBajaEE.

232. EnelcasodeBajaEE,elahorroacumuladodeEEpara2038esdel10.8%.182Elahorropromedioanualesdel0.54%delasventasaldetal.Sineficienciadelareconstrucción, el ahorro promedio anual se reduce al 0.48% y el ahorroacumuladoal9.5%.

233. La Autoridad no asume cambios en los costos por participante de losprogramasdeEEenelcasodeBajaEE.Noobstante,loscostosprogramáticosde adquirir eficiencia cambiandebido a las contribucionesde losdiferentesprogramasysusnivelesdeadopcióninicial.Loscostosprogramáticostotalesaumentaron de $19.8 millones en 2021 a $39.3 millones en 2025 y luegoaumentanlentamente.183ElvaloractualdelcostodelprogramaBajaEEesde

175RespuestadelaAutoridadalNegociadodeEnergía,ROI9,Sección2.1.1,2deagostode2019.176LosajustesdelprogramasedescribenentérminosgeneralesenlaRespuestadelaAutoridadalNovenoRequerimientodelnformación(ROI)delNegociadodeEnergía,Sección2.1.2,2deagostode2019,yentérminosespecíficosenelarchivo"PREB-PREPAROI_9_01Attach1.xlsx".

177RespuestadelaAutoridadalNegociadodeEnergía,ROI9,Sección2.1.2,2agosto2019,"PREB-PREPAROI_9_01Attach1.xlsx",hoja"PREERESAC.”

178Id.hoja"PREERESLIGHT.”179Id.hoja"PREECommAC.”180Id.hoja"PREECommLtg.”181VéaseId.,hojas“StreetLighting”y“ReconstructionEfficiency”,encomparaciónconlashojasdelosmismosnombresenelEEandDRWorkpaper.

182Losahorrosacumuladosporañoyprogramaseencuentranenlahoja"SummaryofEESavings"enelarchivo"PREB-PREPAROI_9_01Attach1.xlsx".

183"SummaryofEESavings"enelarchivo"PREB-PREPAROI_9_01Attach1.xlsx.”

72

$286millonesaunatasadedescuentodelnueveporciento(9%).LaAutoridadno incluyó este costo en el costo de NPV de los diferentes escenariospresentados en el PIR Propuesto o las respuestas de descubrimiento. Alcomparar el costo neto de escenarios con diferentes niveles de EE (i.e., losescenariosEEBase,BajaEEyCeroEE),esnecesarioagregarelcostode losdiferentesprogramasdeEEalNPVparacrearunacomparación justade loscostos totales para los clientes contribuyentes. Véase la La Dra. ElizabethStanton, perito deponente del EDF, recomienda que se lleven a cabosimulaciones conpronósticosdedemandamayorque incorporenestimadosmenoresdeeficienciaenergéticayunaparticipaciónmenordelosclientesenlageneracióndeenergía.LaDra.StantonseñalaqueSiemensnosometiósumodeloapruebasdesensibilidadesencuantoalospronósticosdeeficienciaenergética, la generación distribuida de los clientes, o las CHP. Hizoobservacionesencuantoaquetodoslospronósticosdecargabase,altaybajasuponenunareduccióndeaproximadamente50%enlademandadeenergíapara el 2038 cuando incluyen los pronósticos de eficiencia energética ygeneracióndistribuidayrecursosdecogeneración.LaDra.StantonargumentaquesubestimarlademandatendrácomoresultadounageneraciónrenovablemenosplanificadaparapodercumplirconlanuevaRPS.

234. EnsuEscritoFinal,elEDFrecomiendaelusodeRFPdeneutralidadtecnológicaparalospróximosPIRsdemodoquese"garanticequelosestimadosdecostosmásactualizadosseincluyenenelmodelo”.ElEDFtambiénrecomiendaelusode RFP de neutralidad tecnológica en este proceso para que la Autoridadadquieracualesquieraserviciosdecapacidadnecesariosalmenorcostoposibleademásdepermitirlealmercadorevelarelcostorealdelosrecursos.

b. OrganizacionesambientalistasLocales(“LEOs”porsussiglaseninglés)235. Anna Somers, perito deponente de las OALs, destacó en su ponencia varios

puntosdelmodelodeSiemens.Enprimerlugar,señalaqueelcostoadicionalde $4.35/MMBtu por transportación (licuación+ transportación + margen)cuyo valor nominal en dólares se ha mantenido constante conllevaría unareducciónentérminosdelvalorrealendólares.LaSra.Sommershizoademásunaobservaciónsobrelaseparaciónenelpreciodealgunasdelasunidadesdegas que pudiera estar relacionada a una diferencia en algún cargo detransportaciónnoidentificadoquenosehayadescritoenelPIRPropuesto.LaSra.SommersseñalaquelosdocumentosdetrabajodelaAutoridadencuantoalaSensibilidad5noreflejanunaumentoenlospreciosdelgasnatural.

c. Sinfinesdelucro(“NFP”porsussiglaseninglés)236. El Dr. Eric Ackerman, perito deponente de las SFLs, aboga por el uso de la

Planificación de Redes por Adelantado mediante el cual la planificación se

73

llevaría a cabo desde la base hacia arriba. El Dr. Ackerman alega que esteenfoque ayudaría a integrar los recursos de distribución de una formamásabarcadoraqueelenfoquequelaAutoridadySiemensutilizanactualmente.

d. SunRun237. EldeponenteChristopherRauscherintroducelaideadelasVPPsquecombinan

las capacidades de la energía solar y el almacenamiento. El Sr. Rauscherpromueve la idea de que las VPPs también apoyarían el concepto de lasMicroredesalubicarinstalacionesdeenergíasolaryalmacenamientoalolargodelaisla.

e. Wartsila238. Brian Fladger, perito deponente de Wartsila, presentó una Ponencia

Suplementaria que resumió un modelo supletorio que desarrolló WartsilacomoresultadodelarespuestadelaAutoridadalosROIs.EldeponenteFladgerdesarrollósumodeloutilizandoPlexos,unprogramadeplanificacióndiferenteaAuroraqueeselprogramaqueutilizaSiemens.EldeponenteFladgerhizolossiguientesajustesensumodelo:1)costosiniciales;2)losdiferentesperiodosdeinactividaddelasunidadesRICE;y3)losdiferentescostosoperacionalesydemantenimiento variables. El Sr. Fladger indicóquepudodesarrollar estemodelobasándoseenlainformaciónprovistaenlasrespuestasdelaAutoridada los requerimientos de información. El resultado de su análisis para eldesarrollodelmodeloprodujomásfuentesrenovablesymenosturbinasdegasde ciclo combinado (CCGT)que el escenariodelESMde laAutoridad.El Sr.Fladgerespecíficamenteindicóqueestemodeloresultóen909MWadicionalesdeenergíasolaryalmacenamiento;530MWdeunidadesRICE;604MWmenosdeCCGTsy464MWmenosdeGTs.

2. AmicusCuriae

a. ACONER239. EnsuAmicusCuriae,ACONERseñalaqueelPIRPropuestolimitarádemanera

arbitrariaelusodefuentesrenovablesylosrecursosdealmacenamientoenelplanderecursosdelaAutoridad,yquelaAutoridaddebeconsiderarprocurarcréditosdeenergíarenovabledegeneracióndistribuida.

b. InstitutoRockyMountain240. En su Amicus Curiae enmendado, el RMI indicó que la “insuficiencia

fundamental”delPIRPropuestoesqueelEscenarioESMesmáscostoso,entérminosdelVPNIR,quelasalternativastalescomoS3S2oS4S2.ElRMIindicó

74

queelriesgopercibidodetecnologíaasociadoalaenergíasolarfotovoltaicanosejustificaentérminostécnicos.ElRMIindicóademásquesoloelEscenarioESM, el cual “no está optimizado en su totalidad”, contiene un plan deinstalacióndeunidadesdegasnuevasenMayagüezyYabucoaparael2025,yningúnotroplandeexpansióndisponeparaesterecurso.ElRMIafirmaqueelplan favorecido por la Autoridad depende mayormente de gas natural yconstituyeun riesgode inversiónen infraestructuradegas.ElRMI tambiénseñala que el plan de la Autoridad no incorpora el almacenamiento degeneracióndistribuidaeindicaqueestapudieradespacharseyasíbeneficiarlared,locualconstituiríaunapoyoparaunsistemaenergéticoflexibleyresilientequecompensaalosclientesqueinstalandichotipodealmacenamiento.ElRMIcriticala“lógicafallida”delaAutoridadysuprocesodeevaluaciónarbitrariamediantede“tarjetasdecalificación”parajustificarsusplanesESMyS4S2.

3. Discusiónyhallazgos

241. LosplanesderecursosquesurgencomoresultadodelassimulacionesdeLTCEde la Autoridad en los diferentes Escenarios difieren en términos de lossupuestosdeentradautilizadosparaloscostosyladisponibilidadderecursos,elpreciodelcombustibleyelpronósticodecarga,porlocualresultaríadifícilllevaracabocomparacionessignificativasentre loscostosde losescenarios.Sin embargo, los resultados subyacentes aun le permiten al Negociado deEnergíadeterminarcuáldelasopcionesdecombinacionesderecursostienelamayorprobabilidaddeofrecerelmenorcostoposibleparaadquirirrecursosdeunamaneraconsistenteconlosrequisitosdelReglamento9021,delaLeyNúm. 17 y las disposiciones de las medidas legislativas previas, ya que elNegociado de Energía considera el efecto de estos factores al comparar loscostosdelEscenarioVPN.

242. ElNegociadodeEnergíahaconsideradodirectamenteloselementosdepolíticapública de la Ley Núm. 17 que afectan el Plan Integrado de Recursos,incluyendoparticularmente:elcumplimientoconlaRPS,lareducciónagresivadel uso de combustibles fósiles y el empoderamiento de los consumidoresmediante estrategias de eficiencia energética, el suministro de acuerdo a lademanda, la generación distribuida, incluidas las comunidades solares y lacreación de microredes, el trasbordo, el acceso a la energía renovable, laresilienciayladistribuciónsoterradadeenergíaenloscascosurbanos.

243. El Negociado de Energía ha analizado cuidadosamente los supuestossubyacentesutilizadosdurantelacomparacióndeloscostosenlosdiferentesEscenarios.LaexistenciadenumerososEscenarios[ochentaysiete(87)]paraloscualessehadesarrolladounmodelosurgedelascombinacionesresultantesdelaspruebasdediferentessupuestosdeentradaquesehanllevadoacaboparacadaunodelostresgruposdeparámetrosprincipalesenelmodelo:1)el

75

nivel de carga neta de los efectos de la eficiencia energética, 2) lacaracterizacióndelosrecursosdesuministro(e.g.,elcostodecapital,elritmode la instalación y la disponibilidad de gas) y 3) los requisitos de recursoslocales (i.e., suministros descentralizados vs. centralizados). La cantidad depermutacionesenestosmodelosaumentacuandoseconsideranhastacinconiveles de carga diferentes, se utilizan tres grupos diferentes de costos decapital para las fuentes renovables y las baterías, se prueban diferentesopciones de disponibilidad de gas y se definen tres diferentes posiblesrequisitos de reservas “locales”. Esto dio paso a muchas simulaciones y lepermitióalaAutoridadhacerpruebasyalNegociadodeEnergíaaevaluarcuánrobustaeraunasolucióndentrodelossupuestosdeentradadeunEscenario,que es la intención de los Reglamentos del Negociado de energía en esterespecto.

244. Además, en todos los Escenarios considerados, la Autoridad afirma que elrequisitodelasMicroredesdecumplirconlosrequisitosdelpicodela“cargacrítica” deben cumplirse con recursos térmicos de combustibles fósiles eincluyeestelímiteentodoslosescenariossindisponeralternativaalgunadesimulaciónqueelimineesta limitación.ElNegociadodeEnergíaabordaesteelemento al considerar los aumentos en la capacidadde los recursos en losdiferentes Escenarios en esta sección de la Orden y considera además estocuando discute los problemas de las Microredes en la Parte III (I) de estaResoluciónFinalyOrden.

a. Recursos“sinarrepentimientos”[“noregrets”]245. Losochentaysiete(87)Escenariosdiferentescompartenelementoscomunes

(aunque con cantidades diferentes de energía solar fotovoltaica yalmacenamientoenbateríadeentre losEscenarios)quesoncompletamenteconsistentesconalgunosdelosaspectosdelaLeyNo.17-2019.LaAutoridadexpresó “no tener reparo” de incluir en un Plan Preferido: i) la energíarenovableyelalmacenamiento,ii)lamaximizacióndelsuministrodeeficienciaenergética,iii)laintegracióndelageneracióndistribuidayiv)laconsolidaciónde los aspectos del sistema de transmisión y distribución. El Negociado deEnergíaDETERMINAqueestoselementosespecíficosdela“faltadereparo”,quesoncomunesentodoslosplanesderecursos,exceptoaquellosqueoperanexplícitamentesin“ningunaEE”,sonelnúcleodeunPlandeRecursosPreferidoModificadoparalaAutoridady,además,APRUEBAestoscuatroaspectosdelPlandeRecursosPreferidosdelaAutoridadconcantidadesespecíficasqueseabordaránmásadelanteenestaResoluciónyOrdenFinalcomopartedelPlandeAcciónModificado.

246. El Negociado de Energía también ENTIENDE que la conversión de plantasretiradasdegeneradorasdevaporacondensadoressincrónicosparaproveer

76

soportealosrequisitosdevoltajecomunesentodoslosEscenariosqueutilizanniveles más altos de generación a base de inversores (de energía solarfotovoltaicaybateríasdealmacenamientodeenergía)esrazonable,yACEPTAel plan de la Autoridad de convertir las unidades a operaciones decondensaciónsincrónica,sujetoalosplanesfuturosdelaAutoridadparallevaracaboestudiosadicionalesydemodoqueseanconsistentesconelitinerarioderetiroylanecesidaddelasplantasavapor,segúnsediscutemásadelanteenestaResoluciónyOrdenFinal.

247. En cuanto a los demás elementos del Plan de Recursos propuesto por laAutoridad, específicamente en lo que concierne los nuevos recursos degeneracióndecombustiblesfósiles,elNegociadodeEnergíadiscuteelanálisisaplicablequerespaldaloshallazgosadicionalesdelNegociadodeEnergíaqueseincluyenenlossiguientesapartados.

b. Resumendelosresultadosdelmodelaje-VPNIR248. Los resultados del plan de recursos de la Autoridad desde su presentación

original,quesemuestranenlasTablas7y8anteriores,indicanlosiguienteconrespectoalvalorpresentenetodel ingresorequerido(VPNIR),quesegúnelReglamento9021sirvecomocriterioprincipalparalaseleccióndeunPlandeRecursosPreferido:

• ElEscenarioS3S2eseldemenorcostoencuantoa losnivelesdecargabase además de ser el Escenario de menor costo en cuanto a lassensibilidadesrelacionadasalaltocostodelcombustible(quesereflejanenlosnivelesdecargabase);

• ElS4S2eseldemenorcostoparalosnivelesdecargaaltaybajaysucostoes menor que el de S3S2S8 bajo cargas base (el S3S2S8 refleja unasensibilidadalEscenario3Estrategia2,ajustadaparareflejarcostosdeenergíarenovabledenivel“base”másaltos);y

• ElESMnuncaeselEscenariodemenorcosto,encomparaciónconelS4S2oelS3S2,paracualquieradelosnivelesdecargaBase,AltaoBaja.ElESMmantiene los costosmás altos que el Escenario S4S2 (carga base) bajosensibilidadesquereflejancostosdealmacenamientoenbateríayenergíasolarfotovoltaicamásbajosoaltos.Sinembargo,elESMmuestrauncostomenor en términos del VPNIR (según corregido) para la sensibilidadS3S2S8(baseload).

• El Escenario 1 por lo general es un Escenario con un costo mayor encomparacióncontantoelEscenario3comoel4,perobajola“Estrategia1”(suministromáscentralizado),sucostoesmenorqueelplandelESMparala carga base. El Escenario 1 tiene un costomayor que el ESMbajo lasconsideracionesdelaEstrategia2o3ybajounacargaalta.

77

• ElEscenario5tieneuncostomenoralplandelESM,bajocondicionesdecargabaja,peroesmáscostosoquelosEscenarios3o4.EldesempeñodelEscenario5esmejorqueeldel4yelplandeESMbajosensibilidadesdecostodeenergíasolarfotovoltaicaycostodebateríabajooalto.

249. El texto que acompaña el PIR Propuesto describe un patrón amplio deresultadosdemodelosVPNIRparalosescenarios.LaAutoridadseñalaqueelS4S2yelPlandeESM“seconsideraroncomoplanesprácticosydebajocostoqueconteníanrecomendacionessobre lospróximospasos”.Noobstante, losdatosylanarrativadelPIRconfirmanqueelEscenario3Estrategia2,enlugardelS4S2oelplandeESM,proveeelcostomásbajoencuantoalospronósticosdecargabase,aunquetambiénseñalaqueelS3S2asumeunareducciónmayorenloscostosdeenergíarenovableyalmacenamiento“ypuedequenosehayaconsiderado”.LaAutoridadseñala,conrespectoalS3S2,“[…]vemosestecasocomounaguíadelasposiblesmejorasquepuedenconsiderarsesielcostodelospanelessolaresdisminuyemásrápidoqueelcasobaseysepuedeoperarconunamayorcantidadrenovablesdemanerasegura”.

250. LaAutoridadtambiénseñalóquelostrescasosdecargabasedelaEstrategia1,S4S1,S5S1yS1S1,otienenuncostomenorosucostoes“similar”alS4S2ylaESM,perosostienequeesoscasosdelaEstrategia1noseconsideraroncomoplanderecursospreferidoporqueincorporabanuna“estrategiacentralizada”ylaspreocupacionesacercadelaconcentracióndegeneraciónenelsur,altosnivelesde“energíanoservida”yproblemasderestricciónamedianoylargoplazo.

251. Cuandose lecuestionóporqueelEscenario3Estrategia2,elplandemenorcostonoestabaincluidocomoplanderecursospreferido,laAutoridadreiterólosiguiente:

Si los supuestos del Escenario 3 sobre los costos bajos de lasfuentes renovables se materializan durante el periodo deplanificación,desdeelpuntodevistapuramenteeconómico,estesería un plan de recursos preferido y lo incorporamosindirectamentealexpresarqueproveeindicacionesacercadelosdesarrollos si estos costos futuros se materializan y lasrenovables implícitas en el plan pueden incorporarseefectivamente…

En resumen, este plan muestra los posibles próximos pasos si lossupuestosdecostoseintegraciónsematerializan.

252. LaAutoridadafirmóquelaimplementacióndenivelesaltosdepanelessolarescomoenelEscenario3“seríanunretosignificativoyseríadifícildelograrporcuestionesprácticas[…]puesaumentaelriesgodereducción[…]ademásde

78

imponerunacargaydependerdelalmacenamientodeenergía”.LaAutoridadreafirma lo siguiente en un requerimiento de información: “Otro problemapráctico es la dependencia en los paneles solares y, a largo plazo, toda lacapacidadtérmica instaladaeneseplansolocubriríael44%de lademandapicoqueseesperaversus62%enelS4S2B”.LaAutoridadseñalaquedurante

Las horas del día, la energía solar fotovoltaica alcanzará variasveceslacantidaddelacargadelSistemaylamayoríadeestasedestinaráaalmacenamiento,locualseesperaqueseencarguedesu intermitencia. No tenemos experiencia con estos niveles degeneración y, en general, encontramos que los modelos dedespachotienendificultadparaencontrarunasolución.Asíqueno estamos suponiendo que el almacenamiento no estáfuncionandodemaneraadecuada,sinoquenuestrapreocupaciónesbásicamenteacercade laviabilidadprácticadeoperardichosistema.Dehecho,losvalorescomparablesparaelS4S2Btambiénsuponen un reto; 2,820 MW de energía solar fotovoltaicaequivalena159%de lademandaa largoplazoy1,614MWdealmacenamiento equivalen al 92% de la demanda; sugerimosejercer cautelayestablecerunacurvadeaprendizajeamedidaqueintegramosestosnivelesdeenergíarenovable.

253. Sin embargo, la Autoridad expresa explícitamente que esta es unapreocupaciónalargoplazoyseñala,además:

Acortoplazo,tantoelS3S2ByS4S2Brequierennivelesimportantesde energía solar fotovoltaica (2,820MWy2,220MW)y tienen losmismosnivelesdealmacenamiento(1,320MW),asíqueundistintivoclaveentreestosplanesencuantoalasdecisionesacortoplazoesqueelS4S2BsírequiereeldesarrollodeunnuevoCCGTenelnorte(Palo Seco), mientras que en el S3S2B esto no se desarrolla y seinstalan grandes cantidades de paneles fotovoltaicos después del2025(4,140MWparael2038enelS3S2B).

254. El Negociado de Energía ACEPTA particularmente las declaraciones de laAutoridad anteriores acerca de la "diferencia clave" a corto plazo entre elEscenario3yelplandeESMoelEscenario4esladecisióndesihayonoundesarrollodeunaunidadnuevadeciclocombinadoenelnorte,enPaloSeco.

255. Basado en la presentación inicial y en las respuestas al Primer ROI delNegociadodeEnergía, larazónde laAutoridadparanoconsiderarelS3S2Bcomo plan preferido se basa en dos supuestos subyacentes: primero, elsupuestoconelcostomásbajoenrelaciónconenergíarenovabley,segundo,larelaciónaltadeenergíasolarfotovoltaicainstaladaalademandapicoenlosúltimosañosdelhorizontedeplanificación.Encuantoalprimersupuesto, la

79

AutoridadseñalaqueelS3S2síseráun“planderecursospreferido”sinosematerializan costos menores. El Negociado de EnergíaDETERMINA que lapreocupacióndelaAutoridadporelsupuestodelcostonoessuficienteparaexcluir la consideración del S3S2 como parte del Plan Preferido porque lapresencia de los procesos de licitación como parte de un Plan de Acciónpermitirán que se pruebe directamente este supuesto y la Autoridad podráajustarsuplanificacióndeacuerdoaesto,derequerirlo,luegodeevaluarlosresultadosdelosprocesosdecompras.

256. Encuantoalsegundoasunto,conrespectoalniveldeenergíasolarfotovoltaicacomo porcentaje de pico de carga en los últimos años del análisis, como lapropiaAutoridadseñala,enlosprimerosañosdelperiodocubierto,elS3S2yel S4S2 contienen niveles altos similares de energía solar fotovoltaica; lapreocupacióndelaAutoridadconrespectoaesteasuntoselimitaalosúltimosaños.Comovemosenlosdetallesdelmodeloporhoraenlosdíasdeveranodecarga pico para los últimos años, el Negociado de Energía señala que lasdeclaraciones de la Autoridad de que la producción de energía solarfotovoltaicadelS3S2es“casieldobledelpronósticodecargapico”ynoincluyelacargadealmacenamientodeenergíaenbateríadurantelospicosdesalidadeenergíasolar.ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueestapreocupaciónenlosúltimosañosnoestanimportantecuandoseconsideralacargaadicionaldelossistemasdealmacenamientodeenergíaenbateríasdurantelosperiodosdondehayunaaltaproduccióndeenergíasolarfotovoltaica.ElNegociadodeEnergía DETERMINA además que cualesquiera preocupaciones en esterespecto se pueden abordar en ciclos subsiguientes del PIR y que esapreocupaciónnoessuficienteparanoconsiderarelS3S2comopartedelplanderecursospreferido.

257. LasTablas9y10arribanindicanqueelEscenarioS3S2siguesiendoelmenoscostoso(paralascomparacionesquesurgendelmodeloenrespuestaalNovenoyDécimoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía)cuandoseconsideran1)losnivelesdeeficienciaenergéticamásbajosqueafectanlacargay2)elefectode incorporardirectamente lostérminosespecíficosdelnuevoPPOAdeEcoEléctricayde“refinar”elmodeloLTCEparapoderoptimizarlosniveles de almacenamiento en batería y las restricciones de energía solarfotovoltaicareducidaasociada.

258. LarespuestadelaAutoridadalNovenoROIdelNegociadodeEnergíaproveelos resultadosde las simulacionescon “EEBaja”y “NingunaEE”.LaTabla9demuestraqueelcostodelEscenarioS3S2esmenorqueelS4S2oelESM,pueselVPNIResmenorenambosnivelesdecargaaumentadosefectivamente(deEEbasea“Total”).LosresultadosdelaTabla10reflejanlasrespuestasdelaAutoridadalDécimoROIdelNegociadodeEnergíayademásmuestranelS3S2como una opción de menor costo que el S4S2, para tres niveles de carga

80

diferentes:base(conEEtotal),EEbaja,yningunaEE,locualindicaunresultadorobustobajolosdiferentesnivelesdecargadelS3S2.

259. La Autoridad produjo una sensibilidad, S3S2S8B, para reflejar el costo delEscenarioS3S2Bsilascantidadesyelritmodesarrolladosdelaenergíasolarfotovoltaicayelalmacenamientoenbateríasemanteníanigualescomosevioinicialmente en el S3S2B, pero los costos de energía solar fotovoltaica y elalmacenamientoenbateríaseajustaronparareflejarcostosnormalesobase,en lugar de los supuestos de costo bajo del S3S2B. El VPNIR del S3S2S8B(presentadoinicialmente)segúnsemuestraenlaTabla8erade$14.36milesdemillones,o$514millonesporencimadelEscenarioS3S2Boriginal,peroenesencia, era elmismo costo del S4S2B e incluso su costo eramenor que elEscenariodelESMcon$14.43milesdemillones.Sinembargo,lascorreccionessubsiguientes a los estimados iniciales de la Autoridad para los costos delS3S2S8BaumentaronelVPNIRa$14.8milesdemillones.Estascorreccionestuvieron como resultado que la sensibilidad de costo de la energía solarfotovoltaica y el almacenamiento en batería en el Escenario 3 Estrategia 2(S3S2S8B)fueramásaltoqueenelS4S2ByenelcasodelESM,enlugardesersimilaraesosresultados:elcostodelS3S2S8es3.3%másaltoqueeldeS4S2By2.8%másaltoqueeldelESM(cargabase).

260. El Negociado de EnergíaDETERMINA que todos los análisis de escenarios,inclusolassimulacionesfinalesdelaLTCEquesecompletaronenrespuestaalNoveno y Décimo ROIs del Negociado de Energía apuntan que el ritmo deinstalaciónsubyacenteyelcostodelacompradeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientoenbateríaesunapiezainformaciónvitalyqueenúltimainstanciademostrarácuálseríaelEscenariocuyocostoesverdaderamentemásbajo.ElNegociadodeEnergíaDETERMINAque,siloscostosdeenergíasolarfotovoltaicay almacenamientoenbatería sonaproximadamente losmismosquelossupuestosdelEscenario3,yelcostoparalaCCGTdePaloSeco,quedacomoproyectado(osonmayores)entoncesquedaclaroqueelS3S2eselplande menor costo y debería informar el Plan de Recursos Preferido de laAutoridad.

261. Comoseseñalóen laParteF, laAutoridadmodelócomounasensibilidadelS4S2BunacondicióndondeloscostosdeinfraestructuradeLNGenelnorteeranaltos.Enesaejecucióndemodelaje,noseseleccionóunanuevaCCGTenPalo Seco. El Negociado de EnergíaENCUENTRA que el riesgo adicional decostosdeinfraestructuradeLNGpotencialmentemásaltos,asociadosconunterminalterrestredeLNGenelnorteyunnuevoCCGTenPaloSecorespaldalaselección de un Plan de Recursos Preferidos Modificado que no incluya unnuevoCCGTenPaloSeco.

262. Inclusosiesossupuestosdelcostodeenergíasolarfotovoltaicaybateríasonincorrectos,queelS3S2continúesiendoelplandelcostomásbajodependerá

81

decuálesseanlospreciosrealesdelaenergíasolarfotovoltaicaylosrecursosdealmacenamientoenbatería,locualesdifícildediscernirsinosedivulgaelprecio mediante los procesos competitivos de compra. Si los precios de laenergía solar fotovoltaica y los recursos de almacenamiento en bateríaalcanzaranunpuntomedioentreloscostosrepresentadosenelEscenario3ylosdelasensibilidad8aplicadosalEscenario3,entoncesesteúltimoseríaunpocomenos costoso que el Plan de ESM y tendría casi el mismo costo delEscenario4.

263. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueladecisiónsobrecuáldelosplanesde recursos que presentó la Autoridad es realmente el menos costosodependerá si los costos reales que responden a las acciones de compraplanificadasreflejaránlossupuestosdelEscenario3paraloscostosdeenergíasolar fotovoltaica y de almacenamiento en batería o los diferentes (i.e.,másaltos) supuestosde costosque seutilizaronenotrosEscenarios (S1, S4, S5,ESM). En virtud del 2018 NREL Annual Technology Baseline (ATB) lossupuestos“bajos”encasosdeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientodeenergíaenbateríaqueseutilizaronparadefinirelEscenario3,elplanderecursos S3S2 que incluye todos los escenarios de carga claramente ademostradoserelplanmenoscostosoconsiderandoelvalorpresentenetodeingreso requerido, según lo reconoció laAutoridad.El S4S2demostró serelplandesuministrodescentralizadomenoscostososilossupuestosdecostosdeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientoenbateríasonunreflejodelossupuestos“medios”del2018NRELATBqueeralaversiónmásactualizadaenelmomentoenquelaAutoridadhizosupresentación.Sinembargo,desdeentonces,dichaversiónfuesustituidaporlapublicaciónmásrecientedelNREL.

264. Según señala la Autoridad, hay similitudes en el desarrollo de recursos deenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientodeenergíaenbateríasdurantelosprimerosañosdelS3S2yelS4S2,puestoqueladiferenciaclaveeslapresenciaoausenciadeunplanparaunanuevaunidaddeciclocombinadoenPaloSeco.Dadoqueelescenariomenoscostosodependerádelamaterializacióndelossupuestosdeproduccióndeenergía solar fotovoltaicay almacenamientoenbateríaauncostomenor,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadadesarrollarrecursosdeenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientoenbateríaalniveldelS3S2deconformidadconlosprotocolosdecompracompetitivaqueseespecificanenelPlandeAcciónModificado.

265. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelasdiferenciasenelcostodelVPNenlosdiferentesplanesvaríansignificativamentedebidoaquelossupuestosdecostosydisponibilidadsondiferentesentodoslosEscenarios.ElNegociadode Energía DETERMINA que deben llevarse a cabo las gestiones deplanificación de compras competitivas según están incluidas en al Plan deAcción de la Autoridad para resolver incertidumbres con respecto a cuáles

82

serán los costos reales para los recursos de energía solar fotovoltaica yalmacenamientoenbatería.

266. El escenario S3S2B emitemenos dióxido de carbono que el escenario ESM(Base)oS4S2B,comosehaseñaladoanteriormente.576LaAutoridadconfirmóenlavistaquesiseconsideraranexplícitamentelospreciosdelcarbono,unescenarioconmásemisionesdecarbonoseríaefectivamentepenalizadomásqueunescenarioconmenoresemisionesdecarbono.Dadaslasinstruccionesde la Ley17para considerar los efectos del cambio climático en el procesointegradodeplanificaciónderecursos,yobservandoqueelEscenarioS3S2BtieneunperfildeemisióndecarbonomásbajoqueelescenarioESMoS4S2B,elNegociadodeEnergíaDETERMINAquedesdeunaperspectivademitigacióndel cambio climático, el escenarioS3S2Bespreferible al escenarioESM oS4S2Bporquecontribuyealamitigacióndelosefectosdelcambioclimáticoenrelaciónconesosotrosescenarios.

267. Comosehaseñalado,elartículo1.9(3)(H)delaLey17establecequeelplanintegrado de recursos incluirá, pero no se limitará a las evaluaciones deimpactoambientaldelaAutoridadrelacionadasconlasemisionesatmosféricasyel consumodeagua, losdesechos sólidosyotros factores comoel cambioclimático. El Negociado de EnergíaDETERMINA que, aunque el PIR de laAutoridadconsideralasevaluacionesdeimpactoambiental,noabordóplenayadecuadamente el cambio climático. Por lo tanto, el Negociado de EnergíaORDENAalaAutoridadensupróximoPIRrealizarunaevaluacióndeimpactoambiental relacionada con el cambio climático, según lo exija la ley, y debeincluirexplícitamenteescenariosdepreciosdelcarbonoencualquierejercicioinicialdemodelaje.

c. Retirosdeplantasdevapor268. LasTablasdelApéndiceCdeestaResoluciónFinalyOrdenincluyenunmodelo

delasfechasderetirodetodaslasplantasdevapormásviejasdecombustiónde combustible y las de combustiónde gas que sonparte del Sistemade laAutoridadpara todos losEscenarios.Estasplantas incluyen lasunidades enAguirre,SanJuan,PaloSecoyCostaSur.Porlogeneral, losresultadosdelosmodelosmuestranelretirodetodaslasunidadesdevapormásviejasparael2025 para cumplir con los requisitos de MATS (para las unidades decombustión de combustible) y por razones económicas en general, una vezhaya suficiente capacidad de reemplazo mediante una batería nueva, unrecursodegeneraciónpicobasadoencombustiblefósily/orecursosdeciclocombinado de combustión de gas. La Autoridad directamente mencionó laintenciónde retirar losFrame5parapicos, lasunidadesdevapor1&2deAguirre,lasunidadesdevapor5&6deCostaSurylasunidadesdevapor7&8

83

deSanJuanenelartículosobreelPlandeAccióndelPIRPropuesto,dentrodelosprimeroscinco(5)añosdelplanderecursos.

269. LaAutoridadrecalcóqueladisponibilidaddenuevosrecursosdegeneraciónseráunrequisitoparallevaracabolosretiros.

270. EstasunidadesgeneradorasdevapordecombustióndecombustiblejuntoconCostaSur5&6constituyenlamayoríadelosrecursosdecapacidadquesonpropiedaddelaAutoridadocontratadasporesta.Lavidaútildeestasunidadesquefueronconstruidasenladécadade1960y1970estáapuntodecaducar.AexcepcióndeCostaSur5&6,estasnocumplenconlosMATS.Suoperaciónesinflexible, tienen tasas altas de interrupciones forzadas y son relativamenteineficientes. Retirar estas unidades reduciría los costos, mejoraría laconfiabilidadylograríaquesecumplieranlosMATS.

271. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelaAutoridaddeberetirarlosactivosdevapordecombustióndecombustiblemásviejosaproximadamenteenordendescendientedecostooperacional(ytomandoenconsideraciónunasecuenciade retiro por unidad que sea consistente con la conversión de loscondensadores sincrónicos) tan pronto dejen de ser necesarios para laoperaciónconfiabledelsistema.ElNegociadodeEnergíatambiénDETERMINAquelaAutoridaddeberetirarCostaSur5&6cuandosepuedasustentarqueelsistemaoperademaneraconfiablesinlapresenciadeestas,luegoderetirarlosrecursosdecombustióndecombustible.ElNegociadodeEnergíaAPRUEBAlosplanesderetirodelasunidadesdevapordelaAutoridaddeconformidadconlas advertencias de la Autoridad que indican la necesidad de capacidad dereemplazo, la garantía de cumplimiento con las necesidades generales deconfiabilidadyquesonconsistentesconlosumbralesderitmomásespecíficosquesedescribenenelPlandeAcciónModificado.

272. El Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad a presentar informestrimestrales de actualización y cumplimiento en relación con los planes deretirodeestasunidadescumpliendoconunosrequisitosyfechasespecíficosdeinformaciónycumplimientoparaestosinformessegúndescritosenelPlande Acción Modificado. El Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad aincluir en estos informes periódicos de actualización y cumplimiento todainformaciónacercadelestatusdelaconversiónacondensadoressincrónicos,segúnaplique.

d. Valordeeficienciaenergéticaentodoslosplanesderecursos273. Comparar los Escenarios con los diferentes niveles de eficiencia energética,

peroconelmismoconjuntodesupuestosdeentradaproveeunanálisisdelosdiferentesefectosdelautilizaciónderecursosdeeficienciaenergéticacuandoloscostosdedichautilizaciónestánincluidos.Error!Notavalidbookmark

84

self-reference.3acontinuacióncontieneunsubconjuntodeinformacióndelaTabla10,comparandoelVPNIRdelosplanesderecursosdelEscenario3yelEscenario 4 con EE total, EE Baja y Ninguna EE. La presencia de eficienciaenergéticapermitereducirlacargatotal,elconsumodecombustiblesfósiles,lanecesidaddeutilizarenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientodeenergíaenbateríapara cumplir con los requisitos y reducir laspérdidas totalesdelsistema.TodosesoscomponentesbeneficiosossereflejanenelVPNIRdelosEscenarios individuales que semuestran en la Tabla 13 a continuación. LaTabla13muestrael“ValordeEficienciaEnergética”queeselbeneficionetoacumuladoparalosclientesenformadeunareduccióndelVPNIRcuandoseincluyenloscostosdelosrecursosdeeficienciaenergética.

274. EstatablailustraelbeneficioclaroparalosclientesdePuertoRicoalolargodel horizonte de planificación de la utilización de la mayor cantidad deeficienciaenergéticaposible,almenoshastaelnivelde“EEtotal”modeladoenlosEscenariosoriginales.ElEscenarioS3S2resultaenbeneficiosnetosparalosclientesde$480millonesalolargodelhorizontedeplanificaciónalutilizarunplanderecursosqueincluyaunnivel“bajo”deeficienciaenergética(cuandosecompara con ninguna eficiencia energética). Utilizar un nivel de eficienciaenergética “total” en ese Escenario esto asegura $1.14 miles de millonesadicionalesenbeneficiosnetos.Combinados,utilizandounamedida totalderecursosdeeficienciaenergéticaalolargodelhorizontedeplanificación,losclientesseahorraríanunacantidadnetade$1.62milesdemillones(VPN).BajoelEscenario4,elpatrónessimilar,aunquelosahorrossonaúnmayoresdebidoal uso de recursos de combustión gas más costos (que los solares) en eseEscenario.

275. Tabla13másadelante.

276. Enlavistaevidenciaria,elDr.Bacalaotestificóquelaeficienciaenergéticaesun"dado"conrespectoasatisfacerlasnecesidadesdelosclientesdemanerarentable.184Sinembargo,elSr.SaenztestificóquecreequeloscasosCeroEEoBajaEEsonnivelesmásprobablesdeEEparaplanificarqueelcasobase.185ElDr. Bacalao declaró que la eficiencia energética anual del 0.5-0.6% es muyalcanzable;estenivelescomparablealcasodeBajaEE.186Afirmóqueelniveldeparticipaciónrequeridoenlosprogramasmodeladosparaalcanzareldosporciento(2%)deahorroanualesmuyalto,yqueesteniveldeparticipación

184VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,sesiónmatutina,01:02:30.

185Id.49:30.186Id.01:04:00.

85

pudiera ser difícil de lograr.187 Sin embargo, el Dr. Bacalao declaró que sitambiénseincluyeranotrosusosfinales,talescomoelcalentamientodeagua,serequeriríamenosparticipaciónenunprogramadadoparalograrelahorrogeneraldeldosporciento(2%).188

e. Respuestaalademanda(“DR”porsussiglaseninglés)277. El Apéndice 4 también contiene detalles de los supuestos y modelos de la

Autoridadconrespectoalosprogramasderespuestaalademanda.ElEEandDRWorkpapercontieneloscálculosparaDR,cuyosresultadossepresentanenelApéndice4.ElApéndice4yelEEandDRWorkpaperdescribenlosprogramasdeDRque,enconjunto,acumulan82.5MWpara2038.

278. LosprogramasderespuestaalademandamodeladosenelApéndice4utilizanaire acondicionado residencial controlado y un programa comercial quecontrolatantoelaireacondicionadocomolailuminación.

• ElprogramaresidencialdeDRasumeuntermostatoconWiFiparacontrolarelaireacondicionado.Laempresadeserviciospúblicosincurreenuncostoúnicode$200porparticipanteparaloscostosde instalación y configuración del termostato, y $160 porparticipante en costos recurrentes anuales para la gerencia deproyectosylaadministración.Losparticipantesreciben$100poraño en pagos por las reducciones pico que logran, las cualespromedian1.2kWporparticipante.LaAutoridadsuponequeelunoporciento(1%)delosclientesseinscribencadaaño,conelochentaporciento(80%)delosparticipantescadaañocontinuandohastaelañosiguiente.En2025,porejemplo,elprogramaofrece51.8MWdeahorromáximoporuncostode$14.8millones,ouncostodecapacidadequivalentede$285/kW-año.189

• ElprogramacomercialdeDRsuponequelosclientescomercialespequeños y medianos instalarían y utilizarían termostatos conWiFi, controles de iluminación y software de comunicaciónasociado. La empresa de servicios públicos incurre en un costoúnico de $400 por participante para los costos de instalación yconfiguracióndeltermostato,y$2,000porparticipanteencostosrecurrentes anuales para la gerencia de proyectos y laadministración.Losparticipantesreciben$3,000porañoenpagosporlasreduccionesenrelaciónconlademandapicoquelogran,las

187Id.03:29:00.188Id.03:31:00.189PIRPropuesto,hoja"PREB-PREPAROI_9_01Attach1.xlsx.”

86

cualespromedian6kWporparticipante.LaAutoridadsuponequeparticiparíanentre1,200y1,400empresas.En2025,porejemplo,elprogramaofrece8.4MWdeahorromáximoporuncostode$7.5millones,ouncostodecapacidadequivalentede$889/kW-año.190

279. LaAutoridadasumióque losmanufactureros farmacéuticosnoparticiparían"debidoalanecesidaddeentornosestrechamentecontroladostodaslashorasdel día".191 La Autoridad afirma además que "[l]os participantes típicosadecuadosparaunprogramadeestetipoincluyenhoteles/moteles,edificiosde oficinas, establecimientos minoristas no alimentarios e instalacioneseducativas."192

280. La Autoridad no presentó pruebas que indicaran que la Autoridad haconsultadoorecopiladoinformacióndesusclientescomercialesoindustrialescon respecto a la voluntad o la capacidad de participar en programas derespuesta a la demanda. Sin embargo, durante la presentación en la vistaevidenciariaconrespectoal impactode los terremotosdeenerode2020, laAutoridaddescribiólacapacidaddealgunosclientesindustrialesparaproveersu propia energía durante y después de situaciones de emergencia. Enparticular, la Autoridad describió cómo los clientes industriales estabanproveyendo su propia energía con el fin de mantener la calidad y laconfiabilidad de la energía, tanto en los días inmediatos después de losterremotos193 y tan tarde como el momento de las vistas varias semanasdespuésdelosterremotos.194Sobrelabasedelosdatosdecargapresentadosen la vista evidenciaria, después de haberse reestablecido el servicio a casitodos los clientes el 15 de enero, la carga real de 2068 MW era todavíasustancialmenteinferioralacargapronosticadade2302MW.195

281. LaAutoridadasumeuncostodecapacidadevitadade$1,000/kW-año,peronoofreceunabaseparaestasuposición.196LosprogramasdeDRresidencialesycomercialesmodelados cuestanmenosque el supuesto costo evitadopor laAutoridad. La carteramodelada combinada tiene un costo de capacidad de$370/kW-año.

190PIRPropuesto,hoja"PREB-PREPAROI_9_01Attach1.xlsx.”

191PIRPropuesto,Apéndice4,página2-3,anejo2-9.

192Id.193VistaEvidenciaria,3defebrerode2020,sesiónmatutina,en00:40:20.

194Id.01:51:15a01:54:00.195Id.00:40:20.196 Véase documento de trabajo "EE-DSM Cost Calculation FOR PREPA 04-12-19_PREB Reference_30_ TJP Update-v4newTRCs.053019.xlsx"("EEandDRWorkpaper").

87

282. La Autoridad no modeló el almacenamiento distribuido como un tipo derecurso en el PIR Propuesto, por lo que no consideró el almacenamientodistribuidocomounrecursodeDRaescalaresidencialocomercial.DurantelaVistaEvidenciariadelPIR,elSr.Ortizdeclaróqueelagregadodeenergíasolardistribuidayelalmacenamiento(porloque,aveces,seledenomina"plantasdeenergíavirtual")estáimplícitosenelPIRPropuesto.197Además,enlavistaevidenciaria,elDr.Bacalaotestificóqueelalmacenamientodistribuidoqueescapaz de ser controlado o servido por la empresa de servicios públicos esoperativamente equivalente al almacenamiento que se modela como unrecurso de la empresa de servicios públicos.198 Sin embargo, no semodelanexplícitamente.199

4. Interventores

a. AESPuertoRico("AES-PR")283. Ensuúltimoinforme,AES-PRinstaalNegociadodeEnergíaaqueapruebeunPIR

queavance"rápidamenteconinversiones“sinarrepentimientos”[“noregrets”]enenergíasolarymedidasdeeficienciaenergética"200.

b. EnviromentalDefenseFund284. La Dra. Elizabeth Stanton, testigo experta del EDF, testificó que las

proyeccionessobreEEdelaAutoridadacumulanunareduccióntotaldel35%,en lugar del 30% exigido por la Ley 17.201 La Dra. Stanton afirmó que laAutoridadhasubestimadolafuturademandaeléctricaenPuertoRicoalasumirmásEEdeloquesepideenlaLey17.Identificóque"lasubestimacióndelademandapuedeconducirauna subestimaciónde laofertay,por lo tanto, acuestionesdeconfiabilidad"yseñalótambiénque"sisesubestimalademanda,también lo es la cantidad esperada de capacidad renovable y generaciónnecesariaparacumplirconlacarteraestándarderenovables(“RPS”porsus


198Id.VistaEvidenciaria,4defebrerode2019,sesióndelatarde,1:16:00yVistaEvidenciaria,6defebrerode2019,sesiónmatutina,02:26:00.

199Id.

200AES-PR,AlegatoFinal,6demarzode2020,página1.

201EDF,TestimoniodelaDra.ElizabethStanton,23deoctubrede2019,página13.

88

siglasen inglés)."202Enpocaspalabras,según laDra.Stanton, "subestimar lademandaconducedirectamenteamenosgeneraciónrenovableplanificada".203

285. En su Informe Final, EDF recomendó que "la Autoridad comienceinmediatamenteadesarrollarprogramasrentablesdeeficienciaenergéticayrespuesta a la demanda, y comprometa esfuerzos sustanciales hacia eldesarrollo de estos programas."204 No obstante, EDF afirma que el PIRPropuesto no refleja "cantidades realistas de eficiencia energética" porquesuponequelaAutoridadcumpliríaosuperaríalosobjetivosdeEEenlaLey17a pesar de que hoy en día no existen programas de EE en vigor o endesarrollo.205 EDF sostiene que el PIR Propuesto no "identificó ni evaluó"posiblessolucionesdeEEyDR,apesardeladirecciónrecibidadelNegociadode Energía y de la ley para tomar en cuenta el potencial paramedidas delmanejodedemanda.206EDFcriticaelPIRPropuestopornoincluirlaeficienciadel calentamientodeaguaoporanalizar si lademandaresidencial sehabíavisto afectada por la sustitución de enseres electrodomésticos después delhuracánMaría.207EDFsugierequeelPlandeAcciónincluyalosprogramasdeEE y DR presupuestados en $300 millones o más y argumentó que estosprogramas serían rentables dentro de este presupuesto "si no se excedendemasiadodeestacantidad".208Enloquerespectaalarespuestaalademandaenparticular,EDFinstóadesarrollarunprogramadecargainterrumpibleparagrandes clientes comerciales e industriales, especialmente a la luz de lanecesidaddecapacidadpicodeveranodespuésdelosterremotosdeenerode2020.209EDFrecomiendaelusodecargasflexibles,incluyendoalosvehículoseléctricos,paraofrecerbeneficiosa laredeléctrica.210EDFsugiereque,enelfuturo modelaje del PIR, la herramienta de modelaje debe permitir laevaluación de diferentes niveles de EE, DR y otros recursos de manejo dedemanda,quevandesdelanoinversiónhastaelmáximopotencialtécnicoparacadarecurso.211

202Id.página15.

203Id.páginas15-16.204AlegatoFinalEDF,6demarzode2020,enlapágina2.

205Id.página21.206Id.página23.207Id.página23.208Id.página46.209Id.páginas46-47.210Id.página47.211Id.páginas57-58.

89

c. OficinaIndependientedeProtecciónalConsumidor("OIPC"286. En su Informe Final, la OIPC critica a la Autoridad por descartar los

calentadores de agua solares como una medida potencial de eficienciaenergética.LaOIPCafirmaqueelcalentamientodelaguaesunodelosmayoresconsumosdeenergíaenloshogaresdePuertoRicoynoesrazonablequelaAutoridadhayadescartadolasmedidasdeeficienciaparaesteusofinal.212LaOIPC señala además que la calefacción de agua solar es una tecnologíaampliamente disponible en Puerto Rico, que hay una industria local defabricacióndecalentadoresdeaguasolaresyqueelprogramadeclimatizacióndomésticahatenidoéxitoengranmedidadebidoalasmedidasdeeficiencia,incluyendocalentadoresdeaguasolares.213

d. Organizacionesambientalistaslocales("LEOs")287. El Sr. Ronny Sandoval, testigo experto de los LEOs, abordó los mercados

cubiertos por los programas de eficiencia energética modelados por laAutoridad(comosepresentaenelApéndice4).214ElSr.Sandovalafirmóqueelritmo de adquisición de la eficiencia en los mercados residenciales ycomercialespodríasermayorycubrirmásusosfinalesquelosincluidosenlapágina4delApéndice4.Enparticular,elanejoLEO-Sandoval-Supp-1identificaunamayoradopcióndelaeficienciaporiluminaciónyaireacondicionadoydelarespuestaalademandacomercialquelaincluidaenelApéndice4,yañadecalentadores solares de agua, refrigeradores, energía solar fotovoltaica yalmacenamiento energético distribuidos y optimización de voltaje(conservationvoltagereduction).

288. El anejo LEO-Sandoval-Supp-1 presenta una serie de posibles reduccionesadicionalesdelademandapicoporlaadopcióndeestasmedidas,aumentandoconeltiempo.EnelcasoModerado,lareducciónpicoen2025seríade144MWyen2038aumentaríaa236MW.215EnelcasoAgresivo,lareducciónpicoen2025 sería de 184 MW y en 2038 aumentaría a 328 MW.216 El anejo LEO-Sandoval-Supp-1sugierequeestaeficienciaenergéticaygestióndelademanda

212AlegatoFinalOIPC,6marzo2020,página12.

213Id.páginas12-13.214LEOs,TestimonioSuplementariodeRonnySandoval,11dediciembrede2019,anejoLEO-Sandoval-Supp-1.

215Id.página26.216Id.

90

adicionales podría evitar la necesidad de construir una planta centralizadaadicionalen2025.217

289. El anejo LEO-Sandoval-Supp-1 presenta además los costos nivelados de lasmedidasdemanejodedemandaqueoscilandesde3 céntimos/kWhpara laoptimizacióndevoltajehasta12céntimos/kWhparalailuminacióncomercialy 19 céntimos/kWh para el calentamiento solar de agua.218 No obstante loanterior,lasestimadosdecostosdelSr.Sandovalsebasanenexperienciasenotras jurisdiccionesdeEstadosUnidos,en lugardeestimadosespecíficosdePuertoRico.

290. EnsuTestimonioSuplementario,elSr.Sandovalabordólaincertidumbreconrespectoalpronósticodecargaqueresulta,enparte,delaincertidumbresobreeldesempeñodefuturosprogramasdeeficienciaenergética(páginas3-4).ElSr.Sandovalsugirióquelaexpansióndelosprogramasdeeficienciaygestiónde la demanda a medidas y segmentos adicionales podría utilizarse paramanejar la incertidumbre con respecto a la adopción de los programas delApéndice4.

291. EnsuInformeFinal,lasLEOsostienenquelaAutoridadnotieneningúnplanpara incorporar EE o DR, a diferencia de los planes detallados para eldespliegue de nuevos recursos con gas.219 Las LEO identifican un contrasteentreelcumplimientodelametadeeficienciadelaLey17queseasumeenelcasobaseylafaltadedetallesconrespectoacómoestatrayectoriaselogrará.220Las LEO argumentan que las opiniones de los expertos de la Autoridad,señalandoloscasosdeBajaEEoCeroEEcomoelresultadomásprobable,sonunproductodelafalladelaAutoridadencumplirconsurolcríticodelograreficienciaenergética.221LasaccionesrecomendadasporlasLEOenrelaciónaEEyDR,parasuincorporaciónenelPlandeAcción,incluyenlabúsquedadeeficienciaencalentadoressolaresdeagua,refrigeradoresyotrosusosfinales.222LasLEOrecomiendanqueelNegociadodeEnergíaadoptelasrecomendacionesdelosgruposdetrabajocapturadasenlosexpedientesNEPR-MI-2019-0015,NEPR-MI-2019-0019 y NEPR-MI-2019-0011.223 Las LEO también instan al

217Id.218Id.página23.219AlegatoFinalLEOs,6marzo2020,página4.

220Id.página24.221Id.página25.222Id.páginas27-28.223Id.página28.

91

NegociadodeEnergía a quedirija a laAutoridad a que se comprometa conclientescomercialeseindustrialesparaofrecerlesrespuestaalademanda.224

e. Interventoressinfinesdelucro("NFP"porsussiglaseninglés)292. El Sr. Eric Ackerman, testigo experto de los NFP, afirmó en su Testimonio

Suplementario225quelaAutoridaddebesermuchomásagresivaenpromoverlaeficienciaenergéticaenPuertoRico.Afirmaqueesprobablequelaeficienciaenergéticasealafuentedesuministromáseconómicaenmuchassituacionesdebidoalasprimasderiesgorelacionadasconlabancarrotaquedebenatendertodas las inversionesdel ladode la oferta.Afirmaque se ledebeexigir a laAutoridad que mejore su Plan de Acción para implementar una estrategiaintegral para la participación de los clientes, incluyendo opciones costoefectivas para la eficiencia energética y la respuesta a la demanda. El Sr.Ackerman sugirió que la Autoridad y el Negociado de Energía deberíanconsiderarincentivosparalaparticipacióndelosclientesenlosprogramasdeeficiencia energética y respuesta a la demanda, incluso mediantefinanciamientoenlafactura.

293. En su Informe Final, los NFP afirman que la Autoridad debe impulsaragresivamente la eficiencia energética en Puerto Rico por dos razones: enprimerlugar,laeficienciaenergéticaesprobablementelafuentedesuministromáseconómicay,ensegundolugar,laLey17exigeunaumentodel30%enlaeficienciaenergéticapara2040.226ElInformeFinaldelosNFPenfatizaaúnmásla importancia de la participación del cliente, la educación del cliente y losincentivos para la participación del cliente en los programas de eficienciaenergéticayrespuestaalademanda.227

f. SolarandEnergyStorageAssociationofPuertoRico(SESA-PR)294. ElSr.PatrickWilsonargumentóensutestimoniopresentadoconantelación

quelaadquisicióndeeficienciaenergética,especialmenteentreelpresenteyel2025,serámáslentaquelamodeladaenelPIRPropuesto.ElSr.Wilsonsugirióque la adquisicióndeeficienciaenergética será ceroo casinulahasta2020,0.1%en2021y2022,0.5%de2023a2025yluegoaumentaríaaunnivelde

224Id.páginas28-29.

225NFPsTestimonioSuplementariodelSr.ErikAckerman,10dediciembrede2019,páginas3-4.

226AlegatoNFPs,6demarzode2020,página15.

227Id.

92

hasta el 30%de ahorro total para 2040.228 En apoyo a su argumento, el Sr.Wilson afirmó que los programas normalmente requieren periodos deadopción gradual, y que Puerto Rico enfrenta una serie de circunstanciasdifíciles,incluyendoelestadofinancierodelaAutoridad,elesfuerzopendienteparaotorgaraunaempresaprivadaelroloperativoconrespectoalsistemadetransmisiónydistribuciónyelplazoinciertoparalaadopcióndelaeficienciaenergéticadelNegociadodeEnergía.229

295. Durante la vista evidenciaria, el Sr.Wilson testificó sobre los programas deeficiencia energética de "inicio rápido" de los cuales recientemente tomóconocimiento travésdelprocesodelNegociadodeEnergíade talleres sobreeficienciaenergética.230Testificóquelosprogramasde"iniciorápido"pudieranaliviar algunas de sus preocupaciones con respecto a la capacidad de losprogramasdeeficienciaparalograrahorrosrápidamente.

g. Sunrun296. ElSr.ChristopherRauscherdeSunruntestificóqueelPIRPropuesto"nodebe

permanecer 'silencioso'" sobre las capacidades de la energía solar y elalmacenamientodistribuidos.231 SegúnelSr.Rauscher, “[a]l contrario,debenarticularse sus capacidades, acordarse la escala que se tendrá comometa eidentificarselasrutashacialacontratación.”232ElSr.Rauscherafirmóquelosclientes que instalan energía solar y almacenamiento para resiliencia yconfiabilidad pueden compartir una parte significativa de su capacidad debatería con la empresa de servicios públicos para el manejo de la energíadurante losperiodosen losquenose tienenemergencias.233ElSr.Rauscherafirmó que Sunrun ha participado en proyectos que han entregadoalmacenamientoagregadocomounrecursodecapacidadenNuevaInglaterrayenHawái,conmilesdeparticipantesparaunpromediodealrededor4kWporhogarparticipante.234LasubastadelMercadodeCapacidaddelaempresade servicios públicos ISO-NE, en el cual se seleccionaron los recursos de

228SESA-PR,TestimoniodePatrickWilson,23deoctubrede2019,página13.

229Id.página12.230VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,sesiónmatutina,03:45:30.

231Sunrun,TestimoniodeChristopherRauscher,23deoctubrede2020,página4.

232Id.página4.233Id.página6.234Id.enpáginas12-13.

93

almacenamiento de Sunrun, tuvo un precio final de $3.80/kW-mes($45.60/kW-año).235

297. En la vista evidenciaria, el Sr. Rauscher testificó que los recursos dealmacenamientodistribuidosdeltipodesplegadoporSunrunsoncapacesdeofrecerelserviciocontroladonecesarioparacumplirconladescripciónquedael Dr. Bacalao sobre recursos de almacenamiento distribuidos que puedenconsiderarse como recursos de la empresa de servicios públicos parapropósitos del modelaje.236 Además, testificó que los recursos dealmacenamiento distribuidos pueden ser costo efectivos para el uso deempresasdeserviciospúblicosporquelospagosporserviciospúblicosestánpagandoporlosserviciosprestadosycontribuyendoalcostodelossistemasdebaterías,peronoestánobligadosacubrirtodoelcostodelabatería.237

298. EnsuInformeFinal,Sunrunafirmóquelosserviciosprestadosporlascentraleseléctricas virtuales ("VPP" por sus siglas en inglés) son indistinguibles deaquellasplantasdegeneraciónfósilparademandaspico238yqueelordenfinaldel Negociado de Energía debe identificar a las VPP como una opción “sinarrepentimientos”[“noregrets”]enelPlandeAcción.239

5. AmicusCuriae

a. InstitutodelasMontañasRocosas(RMI)299. En su InformeAmicus CuriaeModificadodel 20 de diciembrede 2019,RMI

afirmó que el progreso de la eficiencia energética probablemente serámáslento de lo previsto en el pronóstico de carga de la Autoridad y en losprogramasdeEEenelApéndice4,por locual lademandaserámayorde loprevistoenlosprimerosaños.240RMIdescribequeelApéndice4asumequelosprogramasdeEEalcanzaneldosporciento(2%)porañoenahorrosen2020,mientras que el borrador sobre el administrador externo del Negociado deEnergía para la eficiencia energética, como se describe en el borrador del

235ISONewEngland,"Markets",https://www.iso-ne.com/about/key-stats/markets#fcaresults,conrespectoalasubastaFCA(ForwardCapacityMarketAuction)#13en2019.Consultado13deabrilde2020.

236VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,sesióndelatarde,01:04:00a01:06:00.

237Id.7defebrerode2020,sesiónmatutina,03:41:00.238Sunrun,AlegatoFinal,6demarzode2020,página1.

239Id.página2.240RMI,AlegatoEnmendadoAmicusCuriae,20dediciembrede2019,página7.

94

ReglamentosobreEficienciaEnergéticayRespuestaalaDemanda,241comienzaun proceso en 2019 que no daría lugar a la plena implementación de losprogramasdeEEhasta2021.242

300. EnelApéndice1delInformeAmicusCuriaeEnmendado,RMIafirmóqueunareciente publicación científica arbitrada explica que "eficiencia energéticamoderna ‘muestra todas las señales de un recurso duradero con crecientecantidad y costo en declive.’"243 RMI observa que la eficiencia energética esconsistentemente el recurso energético rentable que le ofrece beneficiosduraderosalosclientes.El informeafirmóademásquelosprogramasdeEEfinanciados por el cliente contribuyente han dado lugar a ahorrosconsiderables para los clientes. El informe afirma que los clientescontribuyentesdeHawáipagan2.1centavosporkWhporlaenergíaahorrada,loqueresultaendecenasdemillonesdedólaresenahorroscadaaño.244

6. Discusión

a. Eficienciaenergética("EE")301. LaAutoridadhapresentadomodelosbasadosenprogramasdeEEfinanciados

por clientes contribuyentes para iluminación y refrigeración residencial ycomercialquecuestanentre4.2y7.5centavosporkWh.Elcostopromedioaniveldecarteraesde4.8centavosporkWh(sincontarelalumbradopúblicoolaeficienciaporreconstrucción).Estaeficienciaenergéticaofreceademásunrecursodecapacidadalreducirlascargasmáximasen0.13kWporcadaMWhdeahorrodeenergía.245

302. Conelfindealcanzarelniveldeahorroanualdeldosporciento(2%)porEEdeacuerdoconelobjetivolegaldeEE,laAutoridadasumióquelaparticipaciónenestosprogramaslimitadosseríaalta.TalcomoseabordóporelSr.Sandovalyenlavistaevidenciaria,losusosfinales,talescomoelcalentamientodeagua,pueden ser fuentes adicionales de eficiencia energética rentable. Losprogramas que abordan otros usos finales también reducirían el nivel departicipaciónnecesarioparacumplirelobjetivolegaldeeficienciapara2040.ComoloafirmaRMI,losprogramasdeEEenHawái(conunclimasimilarde

241Resolución,InRe:ReglamentosobreEficienciaEnergéticayRespuestaalaDemandaRegulationforEnergyEfficiencyandDemandResponse,CasoNúm.NEPR-2019-0015,4deseptiembrede2019.242RMI,AlegatoEnmendadoAmicusCuriae,20dediciembrede2019,página7.243Id.página26.244Id.245Calculadoapartirdelosanejos3-24(pág.3-21)y3-25(pág.3-22)delPIRPropuesto.

95

islatropical)logranahorrosauncostode2.1centavosporkWh,porlocualesposibleque laEE financiadaporel clientecontribuyenteenPuertoRicoseaalcanzable a costos sustancialmente más bajos que los modelados por laAutoridad.

303. ComoseabordamásadelanteenestaResoluciónyOrdenFinal, losrecursosenergéticosdelladodelaofertaquelaAutoridadconsideraenelPIRPropuestohan nivelado los costos en 2021 por una cantidad entre 5.8 centavos/kWh(Caso de Baja Energía Solar Fotovoltaica)246 y 14.6 centavos/kWh (CCGTmediana que funciona con diésel a un factor de capacidad del 90%247). (Nohemos incluido plantas para demandas pico u otros recursos destinados asuministrarcapacidadenestacomparación,perogeneralmentetienencostosdeenergíaniveladosaúnmásaltos.)AúnaloscostosdeEEsegúnlomodeladoporlaAutoridad,laevidenciaenesteexpedienteindicaqueEEes,enpromedio,elrecursoenergéticodemenorcostodePuertoRico.Sibiensedesconoceelcosto final de la energía ahorrada en Puerto Rico, el Negociado de EnergíaACEPTAlaspruebaspresentadasenesteprocedimientoqueapuntanaqueseesperaquelaEEseaunrecursodemenorcostoquecualquierrecursodelladodelaofertaevaluadoenelPIRPropuesto.

304. EDF sostiene que el PIR no "identificó ni evaluó soluciones potenciales degestióndemanejodelademanda("DSM"porsussiglaseninglés)-programasdeeficienciaenergética,programasderespuestaa lademandaygeneracióndistribuida ... aunque la Ley 17-2019, Ley 57-2014, las Reglas del PIR y laanteriorOrdensobreelPIRdelNegociadodeEnergía,ordenaronclaramentealaAutoridadatenerencuentaelpotencialdeDSM."248ElNegociadodeEnergíanoestádeacuerdo.LaAutoridadidentificóyevaluólosahorrosqueresultaríandelaimplementacióndelosprogramasdeEEyDRenlossectoresresidencialycomercial,comosedescribeenestaResoluciónyOrdenFinal.ElNegociadodeEnergíaaúnnohaaprobadounestudiopotencialsobreEEoDRenPuertoRico y, en esta circunstancia, el Reglamento 9021 permite explícitamenteutilizar una presunción de ahorro del 2% por año, que es lo que hizo laAutoridad.EFDsostieneademásquelosPIRfuturosdebenestructurarseparapermitir elmodelaje de diferentes niveles de eficiencia energética, que vandesdeningunohastaelmáximopotencialparacadarecurso.Elexpedientedeeste procedimiento presenta resultados de análisis comparables a estasugerencia,quevandesdeelcaso"CeroEE"hastaelpresuntopotencialdel2porcientoanual.

246PIRPropuesto,página6-23,anejo6-31.

247PIRPropuesto,página6-16,anejo6-21.Losfactoresdecapacidadmásbajostienenmayorescostosniveladosdeenergía.

248EDFAlegatoFinal,6demarzode2020,página23.

96

305. Losahorrosprogramáticosfinanciadosporelclientecontribuyentesesumanalosahorrosdeotrosconceptos,talescomoloscódigosdeconstrucción, lasnormasdeensereselectrodomésticosylasaccionesdeahorrodeenergíaenlosedificiosgubernamentales.AunquePuertoRicoestápartiendodeunabasede casi ningún programa de eficiencia energética, la introducción deestructurasprobadasdeprogramasdeberíapermitirahorrosconsistentesconelobjetivolegaldel30%para2040.Sedebeesperaralgúnperíodoparapalparel nivel de ahorro, aunque los programas basados en productos, como losprogramasresidencialesdeensereselectrodomésticose iluminaciónyotrosdiseños programáticos de "inicio rápido" que se han probado en otrasjurisdiccionesdebenserimplementadosrápidamente.ElNegociadodeEnergíaesperautilizarel insumorecibidoatravésdesurecienteprocesodetalleresparainformarsobrelospróximospasos.ElNegociadodeEnergíaatiendelasimplicacionesdelosdatosyopinionespresentadosporlaspartesenrelaciónconEEyDRenelPlandeAcciónenlaSección733deestaResoluciónFinalyOrdenFinal.

306. LasPartesenestecasohanformuladonumerososargumentosconrespectoalacantidaddeEEque laAutoridaddeberíaplanificarenelPIRPropuesto,apesardequelaAutoridadmodelóunaampliagama.Sinembargo,lacantidaddeeficienciaqueseadquiriráes incierta.Esta incertidumbrereflejaengranmedidalaincertidumbreenelfinanciamientoylosdiseñosdeprogramasquefuncionaránenPuertoRico,noincertidumbreenlaexistenciaoconfiabilidaddelrecurso.

307. LaevaluacióndelaeficienciaenergéticaenlosPIRfuturosdelaAutoridaddebeestar apoyada mediante otras acciones y otros estudios. El Negociado deEnergíatienelaintencióndellevaracaboestudiosbasedelmercadoyestudiosdepotencialdelmercadodentrodelpróximoaño,conelfindeinformarseasímisma,laAutoridad,yaotraspartesinteresadasconrespectoalnivelactualdeeficiencia en los hogares y negocios de Puerto Rico, y el nivel y el ritmoalcanzables demejoras en eficiencia. Para el próximo PIR, el Negociado deEnergíaleORDENAalaAutoridadautilizarlosresultadosdeestosestudioseneldesarrollodelaEE.

308. Este procedimiento no desarrolló evidencia sobre el costo relativo y elrendimiento de los programas de EE modelados por la Autoridad con lasmejores prácticas en programas de eficiencia logrados en otras partes deEstadosUnidos.ParaelpróximoPIR,elNegociadodeEnergíaleORDENAalaAutoridad a comparar los costos y el desempeño de los programas de EEmodelados en el PIR Propuesto con programas similares y con lasmejoresprácticasenotroslugares.

309. LaAutoridadnotomóencuentalasaccionesnorelacionadasconlasempresasdeserviciospúblicosqueaumentanexplícitamentelaeficienciaenergéticaen

97

su pronóstico de carga o proyección de eficiencia. Para el próximo PIR, elNegociado de Energía le ORDENA a la Autoridad que tenga en cuenta lasnormasfederalesdeensereselectrodomésticos,loscódigosdeconstrucciónylosprogramasgubernamentalespertinentes, talescomolaasistenciapara laclimatizaciónuotrosprogramaslocales(i.e.,delgobiernocentraldelaIslay/odelosmunicipios)paramejorarlaEEenlasinstalacionesgubernamentales,eneldesarrollodesupronósticodecargayproyeccionesdeEE.

b. Respuestaalademanda310. LaAutoridadmodelóun recursode respuestaa lademandaquealcanzaun

nivelligeramentemenoral5%delacargapicodelaAutoridaden2038.Basadoenlaevidenciapresentada,estopareceserunpuntodepartidarazonableparaelpotencialdelarespuestatradicionalalademanda,aunqueelcostorealyeldesempeñodelosprogramasdeDRenPuertoRicosoninciertosporquenohansido diseñados o implementados. En particular, la Autoridad presenta pocajustificaciónparaelcostoprogramáticooelcostoevitadoparalarespuestaalademanda,yningúnintervinientepresentóevidenciasadicionalesocontrarias.ElNegociadodeEnergíaACEPTA laspruebassobre larentabilidadde laDRque la Autoridad ha presentado, para propósitos del PIR Propuesto. Noobstanteloanterior,elNegociadodeEnergíaleORDENAalaAutoridadaquedesarrollerápidamenteloscostosprogramáticosbasadosenlarespuestadelmercadosegúnlaReglamentacióndeRespuestaalaDemandadelNegociadode Energía después de su aprobación, e informados por la Autoridad en elproceso de negociación, coordinación y calendarización con clientescomerciales e industriales, según lo requiere la Orden y Resolución delNegociadodeEnergíadel22demayode2020enelcasoNEPR-AP-2020-0001.

311. Actualmente, la Autoridad tiene un nivel significativamente bajo deinvolucramiento con el cliente en el caso de grandes clientes industriales ocomerciales en relación con los esfuerzos de DR. La mejora en elinvolucramientoconestosclientespodríainformarlosplanesfuturosparaeldesarrollo y la utilización de recursos de respuesta a la demanda. Laexperienciaconelautoabastecimientoindustrialdespuésdelosterremotosdeenero de 2020 indica que una cantidad significativa de generación deautoabastecimientoindustrialpuedeestardisponible(aproximadamente200MW)comorecursoderespuestaalademandadeemergencia,silaAutoridadlaaprovecharacomotal.SetratadeunacapacidadsustancialmentemayoralaquelaAutoridadmodelócomounrecursoderespuestaalademandaenelPIRPropuesto,aunquesuusoselimitaríaalusodeemergencia,porlostiemposdeoperación permitidos para los generadores de los clientes y por cualquierpolíticayregulaciónambientalquelimiteelusodesistemasdecombustiblesfósilesparaDR.

98

312. EntendemosqueelalmacenamientosetratacomounrecursodeempresadeserviciospúblicosenelPIRpropuestoysedistribuyeenelmodelajecomounrecursodeempresadeserviciospúblicos. Sinembargo, sobre labasede lasevidencias presentadas en este expediente con respecto a las centraleseléctricasvirtualesyelalmacenamientodistribuido,esrazonablesuponerqueelalmacenamientotraselcontadortambiénpodríautilizarseparaofrecerunserviciode respuestaa lademandaounserviciodecapacidad.Cuandoesteservicio ha sido ofrecido por almacenamiento distribuido en otrasjurisdicciones (como por ISO-NE), el costo como recurso de capacidad (en$/kW-año) es mucho menor que los recursos de respuesta a la demandaconsiderados por la Autoridad en el PIR Propuesto. Esto indica que elalmacenamientodistribuidopuedeserunrecursoderespuestaalademandacostoefectivoenPuertoRicosiempreycuandonoseconsiderecomounactivodelareddeserviciospúblicos.ElalmacenamientotraselcontadorquepuedeactuarcomounactivodelaredeléctricatambiénpuedesermenoscostosoparalaAutoridadqueelalmacenamientodelcualesdueña.

313. ElNegociadodeEnergíaACEPTAlaproyeccióndelaAutoridadconrespectoalacantidaddeDRalosefectosdelPIRPropuesto,altiempoqueseñalaquelosrecursos de almacenamiento distribuido que pueden ofrecer servicios derespuesta a la demanda deben contabilizarse como parte del recurso dealmacenamientodeempresadeserviciospúblicosmodeladoenelpróximoPIR.

314. ElNegociadodeEnergíaesperafinalizarsuReglamentosobrerespuestaalademanda,talcomoloexigelaLey17,enlospróximosmeses.EsteReglamentolepermitiráalaAutoridadyaotraspartesinteresadasdesarrollarunaimagenmásconcretadelrecursodeDRdisponibleenPuertoRico.ParaelpróximoPIR,el Negociado de Energía le ORDENA a la Autoridad a que desarrolle unaproyecciónderecursosderespuestaalademandaquereflejelainformaciónobtenida a través de la implementación del próximo Reglamento sobrerespuestaalademandadelNegociadodeEnergía.ElNegociadodeEnergíaleORDENA además a la Autoridad a que tenga en cuenta explícitamente losrecursos de almacenamiento distribuidos como recursos de respuesta a lademanda, como parte de una central eléctrica virtual o como ambos. Comoparte de esta proyección, el Negociado de Energía además leORDENA a laAutoridad a que tome en cuenta el potencial de las tarifas de cargainterrumpiblesparagrandesclientescomercialeseindustriales.

C. Opcionesderecursosexistentes:Descripciónydocumentación

1. RequisitosdelPIR

315. Lasección2.03(D)delReglamento9021estableceque"laAutoridaddeberádescribirtodoslosrecursosexistentesquesirvenosatisfacenlosrequisitosde

99

energíaycapacidaddelosclientesdelaAutoridad."Deacuerdoconelartículo2.03(D)(1)(a)delReglamento9021,elPIRdebedescribircadatipoderecursodesuministro,incluyendo,entreotras,alassiguientescategorías:generaciónquesonpropiedaddelaempresadelaAutoridad,transaccionesdecompradeenergíaalpormayor,cogeneraciónyproduccióndeenergíaapequeñaescala,generacióndistribuida,agrupaciónocoordinaciónquereduzcanlosrequisitosderecursosycualquierotrorecursodesuministro.

316. Conformealasección2.03(D)(1)(b)delReglamento9021,elcuerpodelPIRdebe contener una tabla de recursos existentes que ofrezca la siguienteinformación:tipoderecurso,capacidadnominalycapacidadpicodisponible,factor de capacidad anual para cada uno de los últimos cinco años, tipo decombustible, información de titularidad, ubicación, fecha de operacióncomercial, vida útil restante, cualquier proyecto o programa previsto quealteraríalavidaútilrestante,lavidaútilrestantedelcontrato,promedioanualdeeficienciatérmicadurantelosúltimoscincoaños,loscostosdecombustibleactual ($/MMBtu), los costos variables actuales de operaciones ymantenimiento(S/MWh),loscostostotalesactualesdeproducción($/MWh),loscostosfijosactualesdeoperacionesymantenimientoylosgastosdecapitalanualespromediodelosúltimoscincoañosentotaldedólares.

317. Lasección2.03(D)(1)(c)delReglamento9021exigequelaAutoridadofrezcala siguiente información complementaria: fecha de retiro proyectada paracualquierrecursoqueseesperaqueseretiredentrodelosprimerosdiezañosdelperíododeplanificación;fechasderenovacióndelicenciasypermisosdeoperación;cumplimientoconlosrequisitosreglamentariosylegalesactuales,propuestos y razonablemente previstos; los costos de capital y operaciónprevistos para el cumplimiento de los requisitos reglamentarios y legalesactuales, propuestos y razonablemente que se puedan prever; los gastosanualesdecapitalnoambientalesprevistospara losprimerosdiezañosdelPeríodo de Planificación; cambios importantes en los recursos que se hanproducidodesde la aprobacióndel PIRmás reciente; y unadescripción coninformación cuantitativa de cómo los recursos contribuyen a cumplir elrequisitodegeneración"altamenteeficiente".


318. LaAutoridad resumió gran parte de la información requerida en la Sección2.03(D)1.bparalosrecursosexistentesenlosanejos4-1,4-2,4-3,4-4y4-5delPIR propuesto.249 Las tablas a las cuales se hace referencia satisfacen los

249Notodoslosrecursosenumeradosenelanejo4-1delPIRpropuestoseutilizan.Porejemplo,dosdelascuatrounidadesdevaporPaloSeco(PaloSeco1y2)ydosde lascuatrounidadesdeSan Juan(San Juan9y10)estánexcluidasde laconsideracióncomorecursosdecapacidadenelfuturoenelanejo4-5delPIRPropuesto.

100

requisitosprovistos en la Sección2.03(D)(1)(b) con la excepcióndeofrecerclaramenteloscostosdeproducción($/MWh)delasunidadesexistentesdelaAutoridad.AunquelosvaloresfinalesparalasunidadesyparaelsistemadelaAutoridadnoseofrecenenelPIRPropuesto,seproveen loselementosparacalcularloscostosdeproducciónhistóricos.

a. Retiros319. Elanejo4-2delInformedelPIR"EstimatedRetirementofUnitstoBeRetired

Next10Years"identificaelcalendarioderetirode3,644MWdelageneraciónexistenteenlospróximosdiezaños.Elanejo4-2identifica2,298MWderetirosentre 2019 y 2024. Estas unidades incluyen: 450MW de Unidad de VaporAguirre1(2019);450MWdeUnidaddeVaporAguirre2(2019);410MWdeCostaSur5(2020);410MWdeCostaSur6(2020);378MWdeplantasGTparademandaspico(variashasta2021);100MWdeSanJuan8(2021)y100MWdeSanJuan7(2023).LaAutoridadseñalaquelosretirosquesemuestranenel anejo 4-2 están impulsados por la edad de los equipos y la regulaciónambiental (i.e., el cumplimiento con el Mercury and Air Toxics Standard(“MATS”) de la Agencia de Protección Ambiental (“EPA” por sus siglas eninglés). Conformea la Ley17, laAutoridadnopodrá renovar el acuerdodecompradeenergíaparalasunidadesdecarbónAEScuandoseexpireafinalesde2027.250

b. RecursosexistentesincluidosenelPIR320. Comoseseñalaen laSección4.2.1delPIRPropuesto, laAutoridadconcluyó

que5,010MWdelos6,031MWdecapacidadexistentedentrodelsistemaseincluirían en el PIR Propuesto a base de las condiciones operacionales de2018.251LaAutoridadidentificólos5,010MWdecapacidadenelanejo4-5delPIRPropuesto.LadiferenciadelaAutoridadde1,020MWabarcarecursosdegeneraciónexcluidosyrecursosrenovablesdescritosacontinuación.

321. La página 4-3 del PIR Propuesto establece que 707MWde 11 unidades degeneraciónexistentesnofueronincluidasenelPIRdebidoa lascondicionesoperacionales.252, Siete de las once unidades, que representan 623 MW, semostraronenelanejo4-6delPIRPropuesto.Estasunidadesincluyen:CostaSur3(85MW),CostaSur4(85MW),PaloSeco1(85MW),PaloSeco2(85MW),SanJuan9(100MW),SanJuan10(100MW)yCambalache1(83MW).

250LaLey17,Sección1.6(3)prohíbelageneracióndeelectricidadabasedecarbóndespuésdel31dediciembrede2027.

251PIRPropuesto,página4-2

252ElcuerpodelPIRhacereferenciaa707MW,mientrasqueelanejo4-6identifica623MW.Ladiferenciade84MWnoestáexpresamenteidentificada.

101

322. Ladiferenciarestantedeaproximadamente289.5MWdecapacidadentrelosanejos4-1,4-6y4-5delPIRreflejanlasenergíasrenovables:54MWdeenergíahidroeléctrica (TorroNegro2, Garzas 2, Yauco1, Caonillas 1 yRíoBlanco);128.1MWdeenergíasolar(WindmarRenewable,SanFermín,HorizonEnergy,AESIllumina,OrianaEnergySolar,HumacaoSolar(Fonroche)yWindmarSolar(CottoLaurel));101MWdeviento(PuntaLima,PatternEnergy);y6.4MWdegasdevertedero(FajardoyToaBaja).

323. ParalosPPOAdeenergíasolaresexistentes,elPIRPropuestoproyectaunfactordecapacidaddel22%basadoenelhistorialdelosextremosbajosdelosfactoresdecapacidad.253LospreciosdelcontratodePPOAparaestosyotrosPPOAoperativosopreoperativosasumidosenelPIRPropuestosegúnsemuestranenelAnexo4-19254delPIRPropuestoson$150/MWhparaenergíasolar$125/MWhparaenergíaeólicay$100/MWhparagasdevertedero.ElPIRPropuestoasumequeelpreciodelcontratoincluyeRECynotienecláusulasdeescalamiento.255

324. Para los 32 PPOA de energía renovable que no se renegociaron, el PIR

Propuestomodelólasubicacionescomonuevosrecursosconnuevosprecios.256Los nuevos precios de contrato PPOA asumidos en el PIR Propuesto semuestranenelanejo4-17delPIRPropuesto.Estosnuevospreciosdecontratoson$150/MWhparaenergíasolar,$125/MWhparavientoy$100/MWhparagasdevertedero.ElPIRPropuestosuponequeelpreciodelcontratoincluyelos créditosdeenergía renovable (“RECs”por sus siglasen inglés)yquenocontienencláusulasdeescalada.257

325. ElApéndice4delPIRPropuestocontienerecursosdemanejodelademanda,incluidaunadescripciónde alto nivel de los 172.75MWde los recursos degeneracióndistribuidaexistentesenelsistemadelaAutoridad.

c. Gastosdecapitalpropuestos326. Deacuerdo con la Sección2.03(D)(1)(c)delReglamento9021, laAutoridad

está obligada a proveer información sobre los proyectos o programasproyectadosquealterenlavidaútilrestantedelageneraciónexistente.Enel

253Id.página4-15.

254Id.página4-17.

255Id.página4-187.

256Id.enpágina4-16.

257Véaseanejo3-1delApéndice4alPIRPropuesto.

102

PIRPropuesto,laAutoridadofrecióunahojadeproyectoscapitalespara2019y2020.258

d. CambiosimportantesenlosrecursosdesdeelPIRmásreciente327. LaAutoridadofreceunaexplicacióndeloscambiosenlasleyesyreglamentos

desdeelPIRde2016enlaSección2.2delPIRPropuesto.Además,laAutoridadtambién provee una discusión de alto nivel sobre las tendencias en lasdisminuciones de los costos solares y energéticos en la Sección 2.3 del PIRPropuesto. En la Sección 2.4 del PIR Propuesto, la Autoridad ofrece unadiscusiónsobreloshuracanesde2017.EstasdiscusionesproveenuncontextogeneraldeeventosqueafectanaPuertoRico,perolasseccionesnodetallanelimpactoenrecursosespecíficosdesdeelPIRde2016.

e. Generacióndealtaeficiencia328. Bajolasección2.03(D)(1)(c)delReglamento9021,laAutoridaddebeofrecer

unadescripciónconinformacióncuantitativadecómoelrecursocontribuyeacumplirelrequisitodegeneraciónde"altaeficiencia".LaAutoridadseñalóquehizodospruebasdecumplimiento.Enprimerlugar,laAutoridadafirmóqueloscostosniveladosrealesparalasturbinasdegasdeciclocombinadonuevasyexistentescumplenconelrequisitode$100/MWhendólaresde2018.Sinembargo,laAutoridadseñalóquelaexpectativaesqueelfactordecapacidadestaríaporencimadel60%.259Ensegundolugar,laAutoridadconfirmaquealmenos el 60%de la energía total de generación fósil proviene de unidadesaltamenteeficientes.260

f. Parámetrosdefuncionamiento

i Turbinasdevapor329. La Autoridad incluyó 2,352 MW de turbinas de vapor en el PIR (ocho

unidades).261 Las ochounidades están sujetas a la regladelMercury andAirToxicsStandard(“MATS”)delaEPAyseesperaqueseretirenenlospróximosdiezaños.262Porejemplo,enelescenarioESM,elmodeloasumeelsiguiente



260Id.

261Id.página4-4.

262Id.página4-1.

103

calendarioderetiro:VaporAguirre1,450MW(2019);VaporAguirre2,450MW(2019);CostaSur5,410MW(2020);CostaSur6,410MW(2020);SanJuan8, 100MW(2021); San Juan7, 100MW(2023); Palo Seco3, 216MW(2025);yPaloSeco4,216MW(2025).Comosemuestraenanejo4-7delPIRPropuesto, la Autoridad ofreció valores mínimos de capacidad para lasunidades de vapor.263 La Autoridad también basó otros parámetros defuncionamiento en las operaciones históricas de las unidades y valoresmodeladosactualesparalastasasunitariasdecalor.

ii Turbinasdegasdeciclocombinado("CCGTs"porsussiglaseninglés)330. LaAutoridadincluyó920MWdeCCGTenelPIRPropuesto(cuatrounidades).

Estas unidades son San Juan 5 y 6 y Aguirre 1 y 2. En el momento de laradicacióndelPIR,laAutoridadenumeróquelascuatrounidadesoperabanconcombustiblediésel.

331. EnlamayoríadelosescenariosdentrodelPIRPropuesto,laAutoridadmodelólasunidadesSanJuan5y6paraserconvertidasagasnaturalapartirdejuniode2019.264EstecambiosigueelcronogramadelprocedimientodeconversióndelasUnidades5y6deSanJuanagasnaturalsegúnestádocumentadoenelcasoCEPR-AI-2018-001delNegociadodeEnergía. En agosto de 2018, se leavisóalNegociadosobre laSolicituddePropuestas (“RFP”porsussiglaseninglés)quehabíaemitidolaAutoridadparalaconversióndelasUnidades5y6deSanJuandecombustiblediéselagasnatural.265En2019,elNegociadodeEnergía aprobó la conversión de San Juan 5 y 6 a gas natural e incluyó elcontratodecombustibleasociadodecincoaños.266

iii Turbinasdegas332. LaAutoridadincluyó743MWdeturbinasdegas("GTs")enelPIRPropuesto.

Como se señala en el anejo 4-5 del PIR Propuesto, todos las GT funcionanactualmente con combustible diésel. El PIR Propuestomodela 24 unidades;Cambalache1(83MW)noestáincluida.267Comoseseñalóanteriormente,elanejo4-2delPIRPropuestoidentificóelretirode378MWdeGTshasta2021.LaSección4.2.1.3delPIRPropuestodetallaelretirodesieteparesde2x21

263Id.página4-5.264LoscasosS1S2S7B,S3S2B,S3S2H,S3S2L,S3S2B,S3S2,S3S2S5ByS3S2S8Bretrasan laconversióndeunaoambasunidades.

265VéaseResoluciónyOrden,14deagostode2018,CasoNúm.CEPR-AI-2018-0001.266Id.VéaseResoluciónyOrden,25deenerode2019.267PIRPropuesto,página4-7.

104

MWo294MWanticipadamenteenelPlandeAccióndelPIRPropuesto.Los378 MW representan a los nueve pares de GTs con 2 × 21 MW que hayactualmenteenlaIsla.

iv Hidroelectricidad333. La Autoridad incluyó 34 MW de energía hidroeléctrica operativa en el PIR

Propuesto.268Los34MWdeenergíahidroeléctricaenfuncionamientoestánpordebajodelacapacidaddeplacade105MWdelas11centraleshidroeléctricasdentrodePuertoRico.LaAutoridadseñalóquenumerosasunidadessufrendeescasez de personal y fondos.269 Como semuestra en el anejo 4-10 del PIRPropuesto,laAutoridadpresuponeque36MWdelacapacidadhidroeléctricaexistente se devuelven como un nuevo recurso. Esto llevaría el recursohidroeléctricoauntotalde70MWasumidosenelPIRPropuesto.

v Contratosdecomprayoperacióndeenergía("PPOA"porsussiglaseninglés)

334. El PIR Propuesto incluye el PPOA de EcoEléctrica para la planta de ciclocombinado con gas natural con una capacidad de 507MW.270 La Autoridadtambiénseñalóquecambiólosparámetrosdemodelajedelaplantaparasermásflexibleconelfindeacomodarmásenergíasrenovablesenelsistema.271EnelescenariodelESM,laAutoridadasumequeelPPOAdeEcoEléctricaestárenegociadoyquelospagosfijossereducenenelfuturo,en2022.Elanejo4-12delPIRPropuestoproveelospagosmodeladosdecapacidaddeEcoEléctricaenelescenarioESM.EnrespuestaalROI-10,laAutoridadofrecióinformaciónadicional sobre los efectos específicos de los parámetros del contratorenegociadoparalacentraleléctricaEcoEléctrica.272

335. ElPIRPropuestoincluyeelPPOAdeAESparalaplantadecarbónde454MW.273LaAutoridadtieneunPPOAactivoconAESqueseextiendehasta2027.ElPIRPropuestonosuponeunarenovacióndelPPOA.

268Id.páginas4-8.269Id.páginas4-8.270Id.páginas4-9.271Id.páginas4-12.

272DécimoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,13dediciembrede2019.

273Id.páginas4-12.

105

336. El PIR Propuesto resume la situación de los 68 PPOAs renovables firmadosentre2008y2012.274LaAutoridadseñalóque,adiciembrede2018,11PPOAsestán en funcionamiento o en pre-operación, representando 272.9 MW enenergíasolar(147.1MW),eólica(121MW)ygasdevertedero(4.8MW).275LaAutoridadseñalóqueunproyectoeólico,PatternSantaIsabel,estálimitadoa75 MW, a pesar de que la capacidad de la placa de identificación para elproyectoesde95MW.Lareduccióndelproyectosedebealincumplimientodelosrequisitostécnicosmínimos.LaAutoridadutilizóoperacioneshistóricasdelas plantas para determinar los factores de capacidad modelados para lasplantasenelPIRPropuesto.

337. ElPIRPropuestoresumelos412.3MWdePPOAssolaresenrenegociación276ylos 795.4 MW de PPOAs solares no renegociados.277 A los efectos del PIRPropuesto,laAutoridadmodelólacapacidadidentificadacomo"nuevossitiospotenciales de suministro con condiciones comerciales de acuerdo con elpronóstico de la Autoridad para nuevos precios solares".278 La Autoridadobservó que los precios reales pueden desviarse de lo asumido a base deldesarrollodelegadoycostosatribuiblesaretrasos.279

g. Reglamentosambientales338. Elanejo4-20delPIRPropuestoresumelasunidadesdegeneraciónfósildela

Autoridady lasobligacionesde regulaciónambiental correspondientes.280ElPIRPropuestodetallalasimplicacionesdelasdesignacionesdecumplimientoconelSO2delaEPAparael2018bajolosestándaresdecalidaddelairebajolosNationalAmbientAirQualityStandards("NAAQS").281LaEPAhaclasificadoáreas alrededor de San Juan y Guayama-Salinas como áreas enincumplimiento.282 Las denominaciones de incumplimiento impactan lasestacionesgeneradorasdeSanJuan(800MW)yPaloSeco(728MW)paraeláreadeSanJuan,eimpactanlainstalacióngeneradoradeAguirre(1,462MW).

274Id.páginas4-14.275Los121MWincluyenlos26MWdelproyectoeólicoPuntaLima,ubicadoenNaguabo.ElparqueeólicosufriódañossignificativosporelhuracánMaríayactualmentenoestáoperando.


277Id.páginas4-16.278Id.páginas4-17.279Id.páginas4-17.280Id.anejo4-20.281Id.páginas4-19.282Id.páginas4-19y4-20.

106

La Autoridad señaló que las plantas implicadas seguirán supervisando einformandolasemisiones,peronotienenquealterarlasoperacionesenestemomento.283 La Autoridad entonces señaló que los resultados del modelajepropuestodelPIRafectaráneldesarrollodelPlanEstataldeImplementacióndePuertoRico("SIP"porsussiglaseninglés),yestablecequealgunosdelossupuestosconrespectoalaremocióndePaloSeco1y2(170MW)ydosdelasunidadesdeSanJuan(200MW)apoyaránreduccionesdeemisionesSO2enelárea de San Juan.284 Puerto Rico tiene hasta abril del 2023 para estar encumplimientoconelSO2.285

339. El PIR Propuesto describe las obligaciones de la Autoridad en virtud delMercury andAir Toxics Standard (“MATS”). El anejo4-25del PIRPropuestoenumera las unidades existentes sujetas a la regla MATS.286 Estas unidadesincluyenAguirre1y2;CostaSur3,4,5y6;PaloSeco1,2,3y4;SanJuan7,8,9y10;ylaplantadecarbónAES(nopropiedaddelaAutoridad).LaAutoridaddescribealgunasdelasestrategiasimplementadasactualmenteparaabordarelcumplimientodeMATS.287Estasincluyen:operacioneslimitadasdeAguirre1 y 2 hasta 2025; operaciones de Costa Sur 5 y 6 utilizando gas natural;exclusión de Costa Sur 3 y 4; exclusión de Palo Seco 1 y 2; y operacioneslimitadasdedosdelascuatrounidadesdeSanJuanhasta2025.LaAutoridadtambién señaló que consideró, pero en última instancia rechazó, otrasopciones, incluyendo la mezcla de combustible, y otros ajustes defuncionamiento (i.e., soot blowing, ajuste de las temperaturas del punto dequemado,excesodeoxígeno).

340. LaAutoridadseñalóqueactualmentenohayproyectoscapitalesparaabordarelcumplimientodeMATSoregulacionesdecarbono.288EnrespuestaalROI2-35 de las LEOs, la Autoridad señaló que el PIR Propuesto suponía que lasunidadesafectadasporMATSexistentesseretiraríanpara2025;porlotanto,laAutoridadnoasumióningunaconsecuenciaasociadaporelincumplimientodeMATSconlaspenalidadesoaccionesdecumplimiento.289

283Id.páginas4-21.284Id.páginas4-22.285Id.páginas4-25.286Id.páginas4-22a4-25.287Id.páginas4-24y4-25.288Id.páginas4-29.289LEOsSegundoRequerimientodeInformación,26deagostode2019.

107

341. LaAutoridaddocumentólasnormasfederalesactualesrelativasalatomadeaguaparaenfriamientoylosestándaresdecalidaddelaguadePuertoRico.290LaAutoridadafirmóquetodaslasinstalacionesdegeneraciónactualoperanbajo los permisos específicos del National Pollutant Discharge EliminationSystem(NPDES).291

i Ley17-2019342. El PIR Propuesto por la Autoridad reconoce la aprobación de la Ley 17.292

AunquelaAutoridadnoofreceunresumendelasdisposicionesespecíficasdela Ley 17 en el PIR Propuesto, el PIR Propuesto hace referencia a lasdisposicionesdelaLey17ennumerososlugaresalolargodeldocumento.293

343. AcontinuaciónseindicandisposicionesimportantesdelaLey17queafectanaestePIR:

• Lasección1.5.(5)(b)exigeque lasunidadesexistentesy futurasquegeneren energía con combustibles fósiles puedan funcionar con almenosdos(2)tiposdecombustiblesfósiles,unodeloscualesseráelgas natural, para reducir las emisiones de gases de efecto deinvernaderoyaumentarlacapacidaddelaredeléctricaparaintegrarlageneracióndistribuidaylasenergíasrenovables.

• La sección 1.5(8)(c) promueve el desarrollo de microredes,particularmente en instalaciones de servicios esenciales tal como sedefinen en la Ley 57, y en zonas remotas, como mecanismo parapromoverlaresilienciaylamodernizacióndelasredesdedistribución.

• Lasección1.6(3)Teliminaelusodelcarbóncomofuentedeenergíaamástardarel1deenerode2028.

• La sección1.6(7) requiere la reducción y eventual eliminaciónde lageneración de energía eléctrica a partir de combustibles fósilesmediante la integración ordenada y gradual de energías renovablesalternativas, al tiempoque se salvaguarda la estabilidaddel SistemaEléctrico y semaximizan los recursos de energía renovable a corto,medioylargoplazo.Paraello,seestableceunEstándarparalaCarteradeEnergíaRenovable(RPSporsussiglaseninglés)paraalcanzarun


291Id.páginas4-29.292Id.páginas2-5.293Id.páginas1-4,1-9,2-2,2-5,3-15,4-12,4-28,4-29,5-6,6-3,8-1,8-15,8-16,8-18,8-22,8-45,10-2y10-3-3.

108

mínimodel veinte por ciento (20%)para 2022, cuarenta por ciento(40%)enoantesde2025;sesentaporciento(60%)enoantesde2040;yelcienporcien(100%)enoantesde2050.294

• La sección 1.6(11) requiere alcanzar el treinta por ciento (30%) deeficienciaenergéticapara2040,segúnlodispuestoenlaLey57.

• Sección1.11(a) -Generacióndeenergíaeléctricadealta eficienciaapartirde lamezcladecombustible fósilydiversificada.Todacentraleléctricanuevaoexistente,apartirdelafechadeaprobacióndelaLey57, excepto por las que operen exclusivamente sobre fuentes deenergíarenovables,tendrálacapacidaddegenerarenergíaapartirdedos (2) o más combustibles, uno de los cuales será el gas natural,teniendo en cuenta que, a partir de la aprobación de la Ley 57, laexpedición de nuevos permisos y/o la adjudicación de nuevoscontratos para establecer centrales eléctricas de carbón estaráprohibida,yningúnpermisoomodificacióndeuncontratoexistenteapartirde laaprobaciónde laLey57podráautorizaro considerar laquemadecarbóncomofuentedeenergíadespuésdel1deenerode2028. Al menos el sesenta por ciento (60%) de la energía eléctricagenerada a partir de combustibles fósiles (subproductos de gas opetróleo)serádealtaeficiencia,conformealartículo6.29delaLey57.Los contratistas que adquieran u operen activos de la Autoridadrelacionados con la generación deberán modernizar las centraleseléctricasosustituirlasporcentraleseléctricasdealtaeficienciaenunplazoquenoexcedadecinco (5)añosdespuésde laejecuciónde laAlianzaoelContratodeVentas.Transcurridoesteperíodo inicial, elcontratistaquehayaoptadopormodernizarlascentraleseléctricaslassustituiráporcentraleseléctricasdealtaeficienciaenunplazoquenoexcedadecinco(5)añosdespuésdefinalizadoelperíodoinicial.Sinembargo,estonoseaplicaráalosoperadoresdeactivosdelegadoquegeneranenergía.

• Sección 1.15. A fin de maximizar los recursos disponibles para lareconstrucciónymodernizacióndelSistemaEléctrico,laAutoridadoelContratista de la red de transmisión y distribución se asegurará dellevar a cabo mejoras específicas al Sistema Eléctrico para que searobusto, resiliente y estable de acuerdo con las prioridades demodernización y reconstrucción establecidas en virtud del presentedocumento.

294VéaseLey82,segúnenmendada.

109

3. Interventores

344. Varias partes presentaron testimonios sobre los recursos existentes de laAutoridad y el cumplimiento por parte de la Autoridad de las regulacionesambientalesfederales.LoscomentariosrelativosalcumplimientoporpartedelaAutoridaddelaLey17sedetallanenlaParteIII(D),ParteIII(E),ParteIII(G).

a. AESPuertoRico345. ElexpertodeAES,elSr.RonaldMoe,comentóquelaconversióndeSanJuan5y6

pareceserunadecisiónforzada.295Además,elSr.MoeplantólacuestióndequelaAutoridadsoltóelPPOAconAESsinconsiderarlaposibilidaddeconvertirlaunidadparafuncionarcongasnatural.296ElSr.Moeidentificótresopcionesdeconversiónpara lascalderasdeAES:1)conversiónde lascalderasdevaporpara funcionar con gas natural, 2) conversión a turbinas de gas congeneradoresdevaporporrecuperacióndecalorqueaumentaríanlacapacidada585MWy3)conversióndeturbinadegasyutilizacióndeaguaprecalentadaparaalimentarlaturbinaconvertidadevapor,locualaumentaríalacapacidaddelaplantaa642MW.297

346. LatestigoexpertadeAES,laSra.KristinaLund,comentósobreelriesgodecostosvaradosenlasconversionesdegasnaturalqueseocurriríancomoresultadodel aumento de la introducción de los recursos de energía renovable.298Específicamente,describeelescenariodeunanuevaplantadegasnaturalqueseestáconstruyendoparael2025quepuedeserincapazderecuperartodossuscostosantesdelEstadoLibreAsociadoalcanzarel100%renovablepara2050,yaque lageneracióndegasnaturaldisminuyeconstantementeconelaumentodelaintroduccióndeenergíarenovable.299

b. Organizacionesambientalistaslocales("LEOs"porsussiglaseninglés)347. Ensutestimonio,eltestigoexpertodelasLEOs,elSr.DanielGutman,resumió

los estándares de calidad del aire que la Autoridad debe cumplir.300Específicamente,elSr.Gutmanobservólasáreasdeviolacióndelasnormasde

295AES-PR,TestimonioDirectodeRonaldMoe,23deoctubrede2019,página15.

296Id.página26.297Id.página35.

298AES-PR,TestimonioDirectodeKristinaLund,23deoctubrede2019,página14. 299Id.300LEOs,TestimonioDirectodeDanielGutman,23deoctubrede2019,página4.

110

calidaddelairededióxidodeazufre("SO2“)bajoelNAAQS.301ElSr.Gutmantambién señal la faltade recopilacióndedatos sobre la calidaddel airey ladependenciaenelmodelajeinformáticodeloscontaminantesatmosféricos.302

348. ElSr.GutmanseñalóqueesprobablequelasplantasdeAguirre,CostaSur,SanJuan y Palo Seco infrinjan el límite de 1 hora de NAAQS para SO2 de 196microgramospormetrocúbicoenfuncióndelosresultadosdelmodelaje.303ElSr. Gutman afirmó que la Autoridad tiene tres opciones para mantener lasplantasenfuncionamiento.Estosincluyen:1)cambiarelcontenidodeazufredelcombustiblequemadoencadaplanta,2)instalarcontrolesdeemisionesy3)reducirlapotenciamáximagenerada.304Además,elSr.GutmanseñalóquelasplantasdeAguirreyPaloSecoestánoperandoactualmentepordebajodesu capacidad y que los controles de contaminación y/o el cambio acombustibles con contenido de azufre más bajos serán necesarios paramantenerelcumplimientodelasnormasdecalidaddelaire.305

349. ElinformedelasLEOcitólasemisionesde2011deContaminantesPeligrososdelAire(“HAPs”porsussiglaseninglés)enelcomplejodeenergíaAguirre,ylas LEO señalan que las emisiones continuadas de la planta aumentan lasconcentracionesdeHAPsen lazona.306Ensu InformedeRespuesta, lasLEOsostienenquelaexposiciónalargoplazodelacontaminacióndelaireexacerbalascondicionesquecontribuyenalaactualpandemiaCOVID-19.307

c. Interventoressinfinesdelucro("NFP"porsussiglaseninglés)350. El testigo experto de los NFP, el Sr. José Alemán, señaló que, aparte de los

valores del anejo 4-10 y el texto de la Sección 4.2.1.4, el PIR Propuesto nocontiene ningún estimado específico de los costos para la revisión yrestauración de las instalaciones hidroeléctricas existentes.308 El Sr. Alemánrecomendó que la Autoridad realice un análisis para dar prioridad a lageneraciónhidroeléctricaenlaIslaqueincluyatambiénsitiosqueexistanyquenoesténoperando.309

301Id.página6.302Id.303Id.304Id.página7.305Id.página8.306LEOs,AlegatoFinal,6demarzode2020,tabla5,página63.

307LEOs,Contestación,20deabrilde2020,página39.

308NFPs,TestimonioDirectodeJoséO.Alemán,22deoctubrede2019,página5.

309Id.página11.

111

4. Discusión

351. AcontinuaciónsedetallannuestrasconclusionessobrelosrecursosexistentesenelPIRPropuestoporseccionesdelReglamento9021.

a. Sección2.03(D)(1)(a)352. BajolaSección2.03(D)(1)(a),elPIRdelaAutoridadconteníatablasresumidas

y descripciones de los recursos existentes. El Negociado de EnergíaDETERMINA que la descripción de los recursos existentes por parte de laAutoridadcumpleconlasSecciones2.03(D)(1)(a).

b. Sección2.03(D)(1)(b)353. BajolaSección2.03(D)(1)(b),elPIRPropuestoporlaAutoridadestáobligado

a ofrecer información complementaria con respecto a los recursos desuministro de la Autoridad. El Negociado de Energía DETERMINA que ladescripcióndelosrecursosexistentesporpartedelaAutoridadcumpleconlasSecciones2.03(D)(1)(b).

c. Sección2.03(D)(1)(c)354. LaSección2.03(D)(1)(c)delReglamento9021exigequelaAutoridadofrezca

la siguiente información complementaria: fecha de retiro prevista paracualquierrecursoqueseesperaqueseretiredentrodelosprimerosdiezañosdelperíododeplanificación;fechasderenovacióndelaslicenciasypermisosdeoperación;programadecumplimientoconlosrequisitosreglamentariosylegalesactuales,propuestosy losquerazonablementesepuedanprever; loscostos de capital y de operación proyectados para el cumplimiento con losrequisitos reglamentarios y legales actuales, propuestos y los querazonablementesepuedanprever;gastosdecapitalno-ambientalesesperadosparalosprimerosdiezañosdelPeríododePlanificación;cambiosimportantesenlosrecursosquehayaocurridodesdelaaprobacióndelPIRde2016;yunadescripción con información cuantitativa de cómo el recurso contribuye asatisfacerelrequisitodegeneraciónde“altaeficiencia.”

355. LaAutoridadproveelosgastosdecapitalproyectadospara2019y2020,peronoofrece losgastosanualesde capital enel cuerpodelPIRPropuestopara lospróximosochoaños,comoseexigeenlaSección2.03(D)(1)(c).310Elrequisitoproporcionainformaciónútilparaevaluarlaeconomíafuturadelosrecursosexistentes de la Autoridad. La información que falta podría respaldar los

310LoscostosfijosanualesdelosrecursosdelaAutoridadseofrecenenlosarchivosdemétricasauxiliaresparacadaunodeloscasosanalizadosymodeladosporlaAutoridad.Sinembargo,lasproyeccionesdetalladasdelosgastosanualesdecapitalporunidadnoseproveenniseresumen.

112

calendariosderetirosfuturosalidentificarplantasquenecesiteninversionesde capital en los próximos diez años. Por lo tanto, el Negociado de EnergíaDETERMINA que la descripción complementaria de la Autoridad de losrecursosexistentesNOCUMPLEconlaSección2.03(D)(1)(c).EnelpróximoPIR,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaquecumplacontodoslosrequisitosdelaSección2.03(D)(1)(c).

356. El Negociado de Energía observa que las circunstancias atenuantes hanafectado a unidades de generación específicas durante este proceso de PIRPropuestoquehandadolugaracambiosimprevistosenlosgastosdecapitalylos calendarios de retiro previstos. El 6 de enerode2020, un terremotodemagnitud5.8sacudiólacostasuroestedePuertoRico.311El7deenerode2020,un terremoto de magnitud 6.4 golpeó en la misma zona, dañando áreasalrededor de Ponce, incluyendo la central eléctrica de Costa Sur. Los dañosresultantes a la central eléctrica de Costa Sur han cerrado la generación deenergía en las instalaciones. En un procedimiento separado, la AutoridadsolicitóalNegociadodeEnergíaqueaprobaraunplanpararepararlaUnidadCostaSur5utilizandofondospredominantementeprovenientesdeFEMAparaquelaunidadpuedaregresaraofrecerservicioparaelveranode2020parasatisfacer la demanda esperada.312 El 22 demayo de 2020, el Negociado deEnergíaemitióunaResoluciónyOrdenporlacualseaprobabaeltrabajodereparacióndeemergenciaconcondicionessobre lacantidad totaldegastos,requisitosadicionalesdepresentacióndeinformesyrequisitosdegestióndemanejodelademanda.313

357. Encuantoalacuestióndeloscostosdecumplimientoambientalproyectados,laAutoridadseñalóqueactualmentenohabíaproyectosdecapitalprevistospara abordar el MATS o la regulación del carbono.314 La Autoridad afirmóentonces que la transformación planificada de la flota de suministro de laAutoridadcontribuiráalacapacidaddelaAutoridadparaalcanzarymantenerelcumplimientoambientalentodalaflota.315EnrespuestaalROI1-15deEDF,laAutoridadproveyóunadescripcióndelasunidadesafectadasporMATSyelcumplimientoactualdelaAutoridad,locualcomplementaelanejo4-25delaAutoridad.316ElcumplimientodelaAutoridadconMATSconsisteencambios

311https://www.usgs.gov/news/magnitude-64-earthquake-puerto-rico.

312Autoridad,MociónInformativa,31demarzode2020,CasoNúm.NEPR-AP-2020-0001.

313ResoluciónyOrden,22demayode2020,CasoNúm.NEPR-AP-2020-0001,páginas13y14.


315Id.páginas4-26.316EDF,ROI1-15,recibidoel4deoctubrede2019.

113

deprocesosy/oestrategiasdecambiodecombustiblemientrassenegociaconla EPA y el Departamento de Justicia para desarrollar e implementar unprogramadecumplimientomásextensoentornoalaLeydelAireLimpio.317LatransformacióndelaflotadegeneraciónexistentedelaAutoridadcontinuaráamedidaqueaumentelapenetracióndegeneraciónrenovableyseretirenlosrecursos de generación existentes. El Negociado de Energía vemérito en laimplementación de la Autoridad de procesos temporeros y cambio decombustibleparalasunidadesqueeventualmenteseránretiradas.

358. Paralosestándaressobrelatomadeaguaparaenfriamientoysobrelacalidaddel agua, la Autoridad simplemente estableció que se requerirán nuevasinstalaciones para cumplir con los requisitos actuales.318 La Autoridad noproveyóningúnestimadoseparadodeloscostosdecumplimientoconlaLeydelAguaLimpiaoconelReglamentodeCalidaddelAguadePuertoRicoparacualquiera de los nuevos recursos propuestos en el PIR Propuesto. El PIRPropuestonodejaclarosiloscostoscapitalesderecursosdenuevageneracióndelaAutoridad,paraloscandidatosrepresentativosanuevosrecursosquesemuestran en el anejo 6-15, incorporan costos futuros de cumplimientoambientalparanuevosrecursos.

359. Abordamos cómo los Planes de Recursos de la Autoridad cumplen con losrequisitosdelaLey17paralageneración100%renovablepara2050conmásdetalleenlasSeccionesG,HdelaParteIIIyelPlandeAcciónAprobado.

360. La Sección 2.03(D)(1)(c) también requiere que la Autoridad ofrezcainformacióncomplementariasobrecambiosimportantesenlosrecursosquesehanproducidodesdelaaprobacióndelPIRde2015.ElPIRPropuestoofreceunamplioresumendeloscambiosenlasleyesyreglamentos;loshuracanesde2017;cambiosenloscostosdeenergíasolaryalmacenamientoenergético;laLeyde Supervisión, Administración y Estabilidad Económica de PuertoRico(PROMESA);ylaJSF.Sinembargo,noseresumeendetalleloscambiosenlosrecursosexistentesdelaAutoridad.Porejemplo,laconversióndelaAutoridaddelasUnidades5y6deSanJuanparaquemargasnaturalsediscutealolargodel PIR, pero no semarca como un cambio con respecto al PIR 2015. OtroejemploeslaterminaciónprevistadelacuerdodecompradeenergíaaAESen2027comoresultadodelaLey17.

361. BajolaSección2.03(D)(1)(c),elPIRPropuestoporlaAutoridadestáobligadoa ofrecer información complementaria con respecto a los recursos desuministro de la Autoridad. Como se señaló en los párrafos anteriores, laAutoridad no ha provisto todos los elementos requeridos en la Sección

317Id.318PIRPropuesto,páginas4-29y4-30.

114

2.03(D)(1)(c).LaAutoridadnohaprovistogastosnoambientalesanualesdecapital, según proyectados para los próximos 10 años. La Autoridad haidentificadolasregulacionesambientalesqueafectanalosnuevosrecursos;sinembargo, laAutoridadnoofrece loscostosdecapitalyoperaciónesperadospara el cumplimiento con los requisitos reglamentarios y legales actuales,propuestos y razonablemente previstos. Por último, la Autoridad no haresumido información complementaria sobre cambios importantes en losrecursos,quesehanproducidodesdelaaprobacióndelPIRmásreciente.

362. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueladescripcióncomplementariadelosrecursosexistentesporpartedelaAutoridadNOCUMPLEconlaSección2.03(D)(1)(c). En el próximo PIR, el Negociado de Energía ORDENA a laAutoridadaquecumplacontodoslosrequisitosdelaSección2.03(D)(1)(c).

D. Evaluacióndelasnecesidadesderecursos363. ElReglamento9021319leexigealaAutoridadqueevalúesuMargendeReserva

dePlanificación("PRM"porsussiglaseninglés)320yqueprepareunatablaconsus recursos de capacidad existentes y los requisitos de carga previstos,incluyendoalPRM,yqueidentifiquesu"posiciónnetaanual"321enrelaciónconlasnecesidadesesperadas.ElPIRPropuestosedeterminócomocompletado322alreconocersequelaAutoridadhabíaincluidolainformacióndisponibleparaevaluardirectamenteelPRMrealsobrelabasedelainformaciónexistentedela unidad y la información de pronóstico de carga; y que había incluidoinformacióndisponibleparaevaluardirectamentelaposiciónnetaanual.Sinembargo, la Autoridad no incluyó explícitamente una tabla de ese PRMproyectado sólopara los recursos existentes, ni identificó explícitamente su"posiciónnetaanual"antesdedesarrollarnuevosrecursos.

319Reglamento9021,§§2.03(E)(1)y(2).

320ElPRMes,engeneral,lacantidaddecapacidaddisponibleporencimadelosrequisitosdecargapicoduranteeltiempodecargapico.Porlogeneral,seexpresacomounporcentajedelacargapico.UnrequisitomínimoounrequisitodeumbralparaunMargendeReservadePlanificaciónsedefinegeneralmentecomoelniveldecapacidadporencimadelacargapicoqueserequiereparagarantizaroperacionesconfiables,enfuncióndeunamétricaespecíficadepérdidadecarga.ElPRMreal es amenudoo generalmentediferente al PRMmínimooumbral específico requerido. Si esmayorque el umbralmínimo,haycapacidadexcedente;siesmenor,hayunaescasezdecapacidad.

321Laposiciónnetaanualserefierea lacantidaddecapacidadenMWquelefalta(escasez)olesobra(superávit)a laAutoridad,enrelaciónconlacapacidadnecesariaparacubrirtantolacargapicocomoelrequisitomínimodePRM.

322ResoluciónyOrden,InRe:PlanIntegradodeRecursosdelaAutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico,CasoNúm.CEPR-AP-2018-0001,3julio2019.

115


364. LaAutoridadpresentólaParte5delPIRPropuestocomouna"Evaluacióndelasnecesidadesderecursos".EnformaresumidaenlaParte1yenlaParte5,la Autoridad describe su enfoque para evaluar la necesidad de recursos. LaParte 5 discute la visión general de la Autoridad sobre las necesidades derecursosdesde laperspectivade su afirmacióndeque "elPIRno esunPIRclásico que identifica la estrategia de menor costo para atender la brechaesperadaentre lacargay los recursosymantenerunmargendereservadeplanificación deseado", sino que responde a las métricas centradas en elcliente.323Elanejo5-4delaAutoridad,elcualenumeraenformaresumidalasunidadesincluidascomorecursosdelPIR,ylastablasyeltextoadicionalesdelaParte4desuPIR("Recursosexistentes")conteníanmásdetallessobrelasunidadesexistentes.EnlaTabla2,sereprodujoenformaresumidaelconjuntoderecursosexistentesenlaAutoridadquefueronmodeladosenelPIR.

365. La Autoridad describe tres estrategias que presentaron para consideracióncomopartedelprocesodelaspartesinteresadas:Estrategia1(programadeenergíacentralizada);Estrategia2(sistemadistribuidodegeneraciónflexible,ymicroominiredesyfortalecimientodelainfraestructuraexistentealrededordePuertoRico(haciendohincapiéenlaresilienciaylaproximidadalcliente);ylaEstrategia3,reflejaunhíbridodelaEstrategia1ylaEstrategia2.

366. Esastresestrategiasconstituyeron labasepara laparametrizaciónclavedelmodelaje utilizado en el proceso de desarrollo de recursos.324 La AutoridadtambiéndescribeelusodelconceptodeMiniredenlastresestrategiasatravésdel cual el 100%de las cargas críticas son atendidaspor recursos térmicosduranteuneventodeMinired.325LaAutoridadhacereferenciaaquelaspartesinteresadas"generalmentealcanzaronunconsenso"sobrelaconsideracióndeuna estrategia basada en recursos de suministro distribuidos, en lugar de

323PIRPropuesto,páginas5-3y1-2.LaAutoridaddescribesu"pilar"centradoenelclienteenlapágina1-1paraincluir"laparticipacióndelclienteatravésdelaeficienciaenergética,losrecursosenergéticosdelladodelclienteylarespuestaalademandaconunpapelpredominanteenlamatrizdesuministroyconsumodePuertoRico,ycapacitandoalosclientesparaparticiparyasumirlatitularidaddesuseguridadenergéticaylaasequibilidadenergética".

324RespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía1-7,indicandoqueunrequisitodereservalocaldel80%seutilizóparalaEstrategia2(1-7a),50%paralaEstrategia3(1-7b),ytodala"cargacrítica"esservidaporgeneracióntérmica(1-7e).Elrequisitodereservalocalesunparámetrodelmodelo,osuposicióndeentrada,quetienerelacióndirectaconlacantidaddecapacidadnecesariaencualquierplanóptimoderecursos.

325RespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía1-7e).UneventodeMinirredesuneventometeorológicoextremo,comounhuracán,queconducealapérdidadelíneasdetransmisióninterconectadasyalaislamientodelasdiferentesseccionesdelsistemadeenergíadelaIsla.

116

centralizados,comomásapropiadaparaPuertoRico"porqueproveeunaredeléctricamásresiliente.”326

367. LaAutoridaddescribeenelAnejo5-2delPIRPropuestolosseisescenariosqueconsideraronensusejecucionesdemodelaje(Escenarios1al5yEscenariodeModernización del Sistema Energético (ESM por sus siglas en inglés). LaAutoridad describe las definiciones de los Escenarios 1 al 5, los cualesgeneralmentereflejanladisponibilidaddegasentodalaislaparalasopcionesdedesarrollode recursosdegeneración.327 SedescribeelescenariodeESM,señalandoquelasdecisionesfijasrespectoaciertosrecursosqueseincluyenenlosescenariosdeESM,seleccionesquenoestuvieronsujetasaoptimizaciónmediante el usode la herramientade expansiónde capacidad a largoplazo("LTCE" por sus siglas en inglés) bajo el marco de modelaje Aurora.328 LaAutoridad destaca el haber provisto un documento de trabajo radicado,"ConsiderationsontheESMPlan,"elcualdescribeloselementosdelplandeESMyporquélaAutoridadconsiderarazonableincluiresoselementosenunplan preferido. La Autoridad también describe la naturaleza general de lascondicionesysupuestosmodeladosentodoslosplanes,incluyendolosnivelesdecarga,lossupuestosdeeficienciaenergética,losrecursoscontractuales(i.e.,la plantade carbónAES y la plantade gasEcoEléctrica), los pronósticos decombustible, los costos de energía renovable y la elección de recursos derespuesta rápida adicionales, añadida al modelaje con la Estrategia 2 o laEstrategia3parareflejarelservicioa"cargascríticas"debajounaconstruccióndeMinireddespuésdeuneventodeminired.

368. Acontinuación,laAutoridaddescribecómoseaplicanlassensibilidadesensuejerciciodemodelajeydefinelasnuevesensibilidadesprobadasalmomentodelaradicación.(Mástarde,seañadieroncorridasdesensibilidadadicionalesenrespuestaalasSolicitudesdeInformacióndelNegociadodeEnergía).Lassensibilidadesgeneralmentereflejanvariacionesenelpreciodelcombustible,el costo de los recursos, la disponibilidad de recursos, el nivel de eficienciaenergéticaylaasignacióndesuministrodegasbasadoenbuquesenSanJuan.Elanejo5-3delPIRPropuestomuestracómoseejecutanlassensibilidadesendiferentes escenarios. La Autoridad señaló que se consideraron otras


327LosEscenariossedescribenconmásdetalleenlaSección2deestaResoluciónyOrdenFinal.

328LaAutoridadutilizaelmarcodemodelajeAuroraparallevaracabolasoptimizacioneseconómicasnecesariasparalosplanesderecursosevaluados.Esunpaquetedesoftwarecomercialcomplejoutilizadoporvariasempresasdeserviciospúblicos(utilities)enEE.UU.confinesdeplanificaciónderecursos.Undocumentodetrabajoradicadoanalizaelconceptodemodelajeconciertodetalle.

117

sensibilidades y provee una justificación de porqué algunas no fueronincluidas.329

369. LaAutoridadseñalóademásquepodríanincluirsesensibilidadesadicionales,incluyendo lospreciosde emisionesdeCO2, perono se consideraron en losconjuntosinicialesmodelados.ElROI6-3delNegociadodeEnergíapidióunasensibilidad limitada sobre los precios del carbono, tras el debate en laconferenciatécnicadeagosto.330

370. La Autoridad también facilitó más información en la vista en respuesta apreguntasrelativasalefectocomparativodeunasensibilidadalospreciosdelcarbonoaplicadaalosplanesderecursosexistentes:elescenariodelaESMyel Escenario 3. Esta información, basada en las respuestas del Sr. Sáenz,indicabaqueunmayorcostodelcarbonoestaríapresenteenelescenariodelaESM en comparación con el Escenario 3 en 2025 (por ejemplo) si se teníaexplícitamenteencuentaunvalordelasemisionesdecarbonoenlosanálisis,yaqueelescenariodelaESM(cargabase)presentabaunniveldeemisióndecarbonomayoren2025queelescenarioS3S2B.331

a. Evaluacióndelmargendereservadeplanificación(PRM,porsussiglaseninglés)

371. UnPRMesunniveldereservasdecapacidadporencimadelosnecesariosparacumplirconlosrequisitosdedemandapico.LasinterrupcionesinesperadasdelequipoylasdesviacionesdepronósticodecargadanlugaralanecesidaddemantenerunPRMparagarantizaroperacionesconfiables.332LaAutoridadhadeclaradoqueel30%noesunrequisitomínimodePRMirrazonable.333

372. LaAutoridadproveeunaSección8.7separadasobre"PlanningReserveMarginConsiderations".LaAutoridadafirmaqueelpropósitodelasecciónesdiscutirelPRMconmásprofundidad.LaAutoridadseñalóqueunPRMdel30%(i.e.,un


330NegociadodeEnergíaROI6-3,“CarbonAdderSensitivity”.EstasolicituddesensibilidadincluíaejecucionesdelmodeloLTCEparatresescenarios,S4S2,S3S2yelescenarioESM.Estasejecucionesdelmodelodieronlugaracambiosenelplanderecursos–e.g.,energíasolarfotovoltaicaadicionalyretiroanticipadodelaplantaAES,cuyoefectosobreelNPVdebeconsiderarsecuidadosamenteantesdeextraerconclusionesexhaustivassobreelefectode laadicióndeunprecioporcarbono.Enesencia,estostresmodelossedistinguendecualquierotraejecucióndemodelajeenelPIRpropuestodebidoalasuposicióndeentradacambiadaylospatronesresultantesdeconstrucción/retiroderecursos.Ladiscusiónadicionalse incluye en la Parte III(G) sobre desarrollo de recursos, la cual aborda el efecto de las emisiones de carbono en laplanificacióndelosrecursos.

331VistaEvidenciaria,6defebrerode2020,sesiónmatutina,01:25.

332LaAutoridadestablecequesuscriteriosnosonmásdecuatrohorasdepérdidadecargaalaño,PIRCasoNúm.,Sección8.7,página8-89.

333PIRCasoNúm.,Sección8.7,página8-89ypágina8-91.

118

30% más de capacidad en MW que el nivel de carga máxima de MW) "seencontró que era adecuado en evaluaciones anteriores de suficiencia derecursos...".334LaAutoridadseñalóque,sielPRMesunarestricciónvinculante,ello indica que los nuevos recursos para demanda pico se construyen enrespuesta a niveles de reserva bajos.335 La Autoridad señaló que, para suscarteraspreferidas,S4S2yESM,PRMnuncafueunarestricciónvinculante.336Estosedebeaquesetengancrecientesrequisitosdereservalocal(80%paralaEstrategia2,50%paraEstrategia3,ylacapacidadtérmicaobligatoriaparacumplirconlascargascríticas)superandoelrequisitomínimoaplicableparatodo Puerto Rico. La Autoridad procede, en esta sección, a describir losresultadosdeunaseriedeescenariosenlosqueelmargendereservaestabacerca del PRMdel 30%, y las unidades para demandapico se construyerongeneralmenteenesosescenariosenañosposteriores.

b. Equilibriodecargayrecursos373. La Autoridad no presentó una tabla clásica o convencional de equilibrio de

cargayrecursosasociadaa losrecursosexistentesysupronósticodecargaexistenteenelcuerpoprincipaldelPIRPropuesto.Sinembargo,laAutoridadofrecemárgenes de reserva para escenariosmodelados en sus archivos de"métricas".337

374. EnrespuestaalROI1-7delNegociadodeEnergía,laAutoridadofreciócálculosPRM para cuatro escenarios claves, en un archivo. La Tabla 2 que figura acontinuaciónresume losmárgenesdereservade laAutoridada lo largodeltiempoparaesoscuatroescenarios.

Tabla2.MárgenesdeReservadePlanificacióndelaAutoridadentodalaIsla–EscenariosS1S,ESM,S4S2,S3S2–CargabaseconEEcompleta

334PIRPropuesto,Sección8.7,página8-89.

335Id.336Id.337Todoslosarchivosdemétricas(i.e.,todoslosescenariosmodelados)proveeunamedidadePRMbasadaenun"piconocturno"enlapestaña"metricsdetail".

Scenario 2019 2020 2025 2030 2035 2036 2037 2038S4S2B 71% 53% 69% 48% 67% 70% 74% 69%S3S2B 86% 70% 48% 82% 99% 114% 130% 133%S1S2B 68% 40% 49% 44% 45% 37% 40% 52%ESM 71% 53% 78% 78% 97% 95% 100% 95%MinThresh30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30%_50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50%

119

Fuente:RespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformación(ROI)delNegociadodeEnergía1-7,anejo1.

2. Interventores

a. FondodeDefensaAmbiental(EDF)375. EDFseñalóqueelplanderecursosdelaAutoridad"dependíaexcesivamente

delasplantasdegascentralizadasyproducíaunmargendereservaexcesivodel100%".338EDFseñalóademásquedividirlaislaenochoMiniredesyaplicarrestricciones de recursos locales y la necesidad de generación térmica paraservirlacargacríticadacomoresultadounmargendereservaalto.EDF,ensusrecomendaciones, sugiere que el Negociado apruebe sólo un Minired,incluyendolacantidaddereservaparaaplicaraesaMinired.339EDFtambiénsugierequelaAutoridadobtengalaaprobacióndelNegociadodeEnergíaparaelrequisitodemargendereservaantesdelpróximoPIR.340

b. Organizacionesambientalistaslocales(“LEOs”porsussiglaseninglés)376. LaSra.Sommer,testigoexpertadelasLEO,reaccionóalasconsideracionesdel

margende reserva expuestopor laAutoridad. Señaló los altosmárgenesdereservaasociadosconunaseriedeescenariosdelaAutoridad.Afirmóquelosaltosmárgenesdereservaseasociangeneralmenteconcostosmásaltos.HacereferenciaalaSección8.7delPIRPropuestoporlaAutoridadyafirmóquenoes información suficiente el informar que la Autoridad tiene unmargen dereservadel30porcientoquenoesvinculante,yestablecióqueesimportanteentenderporquélosmárgenesdereservaenlosescenariosejecutadosporlaAutoridadsontanaltos.Afirmóquepuedehaberdosposiblesrazonesparalosaltosmárgenesdereserva:laformaenqueseconsideralapérdidadecargaenelmodeloylaformaenquelastasasdeinterrupciónforzadasereflejanenelmodelajedelaAutoridad.341

377. Las LEO reiteraron su preocupación por el alto margen de reserva de laAutoridadensuInformeFinal,conlatestigo, laSra.Sommers,señalandolosaltosmárgenesdereservaqueresultanconelEscenarioS4S2(50%a90%)yelescenariodelaESM(60%-100%).LasLEOtambiénseñalaronquelaOrdensobreelFormatoEvidenciariodelNegociadodeEnergíaplanteólaposibilidad

338EDFAlegatoFinal,página1.

339Id.página26ypágina50.340Id.página52.

341LEOs,TestimonioDirectodeAnnaSommer,páginas19-20.

120

dequelavisióndeMiniredpuedaestarteniendounimpactoenlosrequisitosdereserva.342

c. Otrosinterventores378. Losparticipantesrestantesnodierontestimonio,nidiscutieronenlosInformes

FinaleslanecesidadderecursosdelaAutoridadenelcontextodelrequisitodelReglamento9021deproveerunatabladeequilibriodecargayrecursos,queincluyera una evaluación del PRM y que se describiera una "posición netaanual".

3. Discusión

379. Independientemente de la caracterización que hace la Autoridad de lanecesidadolosrequisitosdelosrecursosenelcontextodelaspreocupacionesderesiliencia--i.e.,suconceptodeMinired343--esfundamentalestablecerunaperspectivaprospectivaderecursosparareflejarel sistemaactualde la Islacomo un todo integrado. Considerando sólo los escenarios de recursosmodelados de la Autoridad (ESM, S4S2, S3S2, etc.) enmascara una imagengeneral de un equilibrio de recursos y carga en Puerto Rico, porque esosescenarios i)incluyen nuevas instalaciones de recursos propuestas y ii) sebasanenunabasedemodelajequeimponerequisitosdereservaadicionalesen el sistema. Los requisitos adicionales de reserva son los que exceden lasuficienciaderecursosentodalaisla,talcomoseexpresaporlaAutoridad,asaber,unmargendereservadel30%.344

380. Unequilibrioexistentedecapacidaddelsistemasirvecomopuntodepartidaútilparaevaluarlanecesidadderecursos.

381. ElReglamento9021exigeque seofrezcauna tablade equilibriode cargayrecursos para dichas condiciones existentes, incluyendo los requisitos derecursosqueconsiderenunPRMenadiciónaunpronósticodecargapico.345ElReglamento9021tambiénexigelaidentificacióndeuna"posiciónnetaanual"

342LEOsAlegatoFinal,página23.

343 PIR propuesto, Apéndice 1: Transmission and Distribution. La Sección 2 describe el enfoque demicroredes de laAutoridad. En particular sobre la necesidad de recursos, la Autoridad afirma que su diseño consiste en parte de unaactividadgeneral,"laselecciónderecursosdegeneraciónparaasegurarquelaMinirredtendrárecursoslocalesadecuadosparaservirsucargadeformaaislada..."(página2.4),yque"lascargascríticasdebenseratendidasúnicamenteporrecursostérmicos..."(página2-6),yque"Lacapacidadinstaladateniendoencuentaelalmacenamientoylaenergíatérmicadebesersuficienteparacubrirlacargamáximacoincidentedecargascríticasyprioritarias."(página2-6).LaParteIII(I)deestaResoluciónFinalyOrdencubreelconceptodeminirredconmásdetalle.

344PIRPropuesto,Sección8.7.

345Reglamento9021,Sección2.03(E)(2).

121

enrelaciónconlasnecesidadesprevistas.LaSección5delPIRPropuesto,talcomo fue radicada por la Autoridad, no ofrece directamente una tabla deequilibriodecargayrecursospara lascondicionesexistentes,niproveeuna"posiciónnetaanual"bajoningúnconjuntode combinacionesde recursosocarga.ElNegociadodeEnergíaORDENAa laAutoridadaproveerestosdoselementos en el cuerpo de su próxima radicación de PIR, condatosderespaldocontenidosendocumentosdetrabajo.

382. Noobstanteloanterior,losdatosdelaflotadegeneraciónconvenientementedisponiblesdelaradicacióndelaAutoridadysuspronósticosdecarga—lostrespronósticosoriginalesde"base","alta"y"baja",todascon"EEcompleto";y losdospronósticosrevisados346—permiten laderivaciónde losequilibriosfundamentales de carga y recursos. La Tabla 3 que figura a continuaciónenumeralosrecursosexistentesenelsistemadelaAutoridad(vistosenanejo4-5delaAutoridad)queofrecencapacidaddurantelacargapiconocturna.347LaTabla4siguientemuestraeltotaldelacapacidadpiconocturna,loscincopronósticosdecargaylascincotrayectoriasdelmargendereservaresultantesparalabasederecursosexistente.

Tabla3.RecursosexistentesycontratadosporlaAutoridadconprovisióndecapacidadpiconocturna,MW

346Consupuestosdemenoreficienciaenergética.ConsultelarespuestaalROI9-1paralospronósticosde"bajaEE"y"ceroEE"enelcasodecargabaseoriginal.

347 LaAutoridadhace referencia a este componente de la capacidad instalada total en sus archivos demétricas como"capacidadpiconocturna(MW)"o“NightPeakCapacity(MW)”.

Station or Unit Fuel 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2038AES_1 Coal 227 227 227 227 227 227 227 227 208 208 208 208 208 AES_2 Coal 227 227 227 227 227 227 227 227 208 208 208 208 208 EcoElectrica Gas 507 507 507 507 507 507 507 507 507 507 507 507 507 COSTA SUR 5 Gas 388 388 388 388 388 388 388 388 388 388 388 388 388 COSTA SUR 6 Gas 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 393 SAN JUAN 5 & 6 CC - Diesel Diesel 197 San Juan 5 & 6 Converted CC Gas 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 400 AGUIRRE STEAM_1 HFO 432 432 432 432 432 432 432 432 432 432 432 432 432 AGUIRRE STEAM_2 HFO 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 429 AGUIRRE 1 CC Diesel 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 257 AGUIRRE 2 CC Diesel 249 249 249 249 249 249 249 249 249 249 249 249 249 SAN JUAN 7 & 8 HFO 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 189 # 189 PALO SECO 3 & 4 HFO 413 413 413 413 413 413 413 413 413 413 413 413 413 MAYAGUEZ GT 1, 2, 3, and 4 GT-oil 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 200 CAMBALACHE CT_3 and CT_2 GT-oil 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165 165 PALO SECO CT11, CT12, CT31 GT_old-oil 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 DAGUAO GT11 & GT12 GT_old-oil 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 YABUCOA GT11 & GT12 GT_old-oil 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 Jobos GT11 & GT12 GT_old-oil 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 Vega Baja GT11 & GT12 GT_old-oil 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 Aguirre GT21 & GT22 GT_old-oil 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 Costa Sur GT11 & GT12 GT_old-oil 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 Landfill Gas (Fajardo + Toa Baja) LFG 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 PREPA Hydro (Yauco, Dos Bocas, Caonillas, Rio Blanco) Hydro 33 52 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 Total Night Peak Capacity, MW 4,690 4,911 4,929 4,929 4,929 4,929 4,929 4,929 4,892 4,892 4,892 4,892 4,892

122

Notas:1-ExcluyecualquierCHP(cogeneración).2-Asumelacapacidad2020deSanJuan5&6convertidoanivelcompletodurantetodoelperíodo.3–Suponeaumentopor laAutoridaddecapacidadhidroeléctricaexistentede33MWa70MW.Excluye lasnuevasadicionese incluye todos losdemásrecursos.4–Para los recursos térmicosde laAutoridad, refleja lacapacidaddeMWinferioralacapacidadmáximamodelada,comoseveenelanejo4-5.Fuente:AdaptadadelabasederecursosdelaAutoridadcomoseindicaenlapestaña"metricdetails"desuarchivodemétricasS4S2.

Tabla4 .Cargapico total servidapor la capacidadexistente,pronósticodecargapicoymargendereservacalculado

Notas:1-Margendereservacalculadodirectamentecomo(CapacidadNocturna–Pico)/Pico.RecursoscomomuestranenlaTabla1.Fuente:PronósticodecargapicodelaAutoridadapartirdearchivosdemétricas.

383. LaTabla4anteriormuestraunaampliagamadeposiblesmárgenesdereservaasumiendoladisponibilidadtotaldelosrecursosdelaAutoridad,bajodistintastrayectoriasdecargaspicopronosticadas.

384. La Figura 1 más adelante incorpora los datos de la unidad existente de laAutoridad (como se ve en la Tabla 3) y muestra el margen de reserva deplanificaciónparalaflotacompletaexistente,bajotresproyeccionesdiferentesdecargapico,para2019-2038,reflejandoelpronóstico"base"delaAutoridadsineficienciaenergética,conniveles"bajos"deeficienciaenergéticayniveles"plenos"deeficienciaenergéticaquereflejanlosrequisitosactuales.348

385. Comosehavisto, losmárgenesgeneralesdereservadeplanificaciónparaelsistemadeenergíaeléctricaenlostrescasosdecarga"base"(i.e.,elpronósticode carga base con tres niveles diferentes de eficiencia energética aplicada)siguen siendo elevados, al contar toda la capacidad existente y antes deconsiderarladisponibilidadyelposibleretiro,cierreocesedecontratospara

348Losrequisitosactualessonlosincorporadosenelartículo6.29BdelaLey57,elcualrequiereunamejoradel30%enlaeficienciaenergéticapara2040.

Night Peak Capacity 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2038Capacity Total, MW 4,690 4,911 4,929 4,929 4,929 4,929 4,929 4,929 4,892 4,892 4,892 4,892 # 4,892

Night Peak Load Forecast 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2038Low 2,575 2,487 2,416 2,362 2,305 2,243 2,188 2,133 2,072 2,010 1,951 1,899 1,609 Base 2,660 2,598 2,555 2,511 2,466 2,426 2,385 2,338 2,286 2,226 2,161 2,101 1,769 High 2,752 2,722 2,696 2,698 2,642 2,603 2,599 2,571 2,524 2,462 2,401 2,349 2,017 Base Low EE 2,692 2,675 2,664 2,651 2,634 2,613 2,597 2,577 2,552 2,517 2,481 2,448 2,345 Base No EE 2,720 2,726 2,736 2,744 2,751 2,753 2,753 2,747 2,736 2,714 2,692 2,674 2,590

Reserve MarginLoad Forecast 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2038Low 82% 97% 104% 109% 114% 120% 125% 131% 136% 143% 151% 158% 204%Base Full EE 76% 89% 93% 96% 100% 103% 107% 111% 114% 120% 126% 133% 177%High 70% 80% 83% 83% 87% 89% 90% 92% 94% 99% 104% 108% 143%Base Low EE 74% 84% 85% 86% 87% 89% 90% 91% 92% 94% 97% 100% 109%Base No EE 72% 80% 80% 80% 79% 79% 79% 79% 79% 80% 82% 83% 89%Threshold PRM 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30%

123

algunosrecursos.349ParalaproyeccióndecargabaseconEEplena,elmargendereservadeplanificaciónaumentaconstantementeamásdel100%yalcanzael160%para2034.Elpronósticodecargamásalta,sineficienciaenergéticaincremental,conduceamárgenesdereservadel89%alfinaldelperíodo.

Figura1 .Margende reservadeplanificaciónde laAutoridad con recursos existentes y cargapicoprevista,2019-2038

Fuente:LosrecursosexistentesdelaAutoridadsegúnelarchivodemétricasS4S2,excluyendotodaslasnuevasincorporacionesysuponiendoquenoseretireningunaunidad.Valoresde"capacidadnocturnapico"delapestaña"metricsdetail"delarchivodemétricas.Asumeladisponibilidadtotaldetodaslasunidadesenelanejo4-5delPIRpropuestoporlaAutoridad.

386. Sin embargo, dadas las condiciones degradadas en muchas centraleseléctricas,350ylaslimitacionesimpulsadasporlaregulaciónMATS,lascuales

349Elanejo4-5,"PREPAExistingUnitsIncludedintheIRP",indicauntotalde5,010MWde"CapacidadMáximaModelada(MW)".Incluye2delascuatrounidadesdevapordeSanJuan(dela7ala10),378MWdeunidadesantiguasconturbinasde gas (alimentadas condiésel) repartidas en sieteubicaciones enPuertoRico y lasunidades restantes enAguirre (2unidadesdevapory2deciclocombinado),CostaSur(2unidadesdevaporalimentadascongas,5y6)yPaloSeco(unidadesdevapor3y4).Tambiénincluyelasunidades5y6(CC)deSanJuan,recientementeconvertidas,facilidadesparademandapicoenMayagüezyCambalache,unidadesHidroeléctricas(inicialmenteconuntotaldegradado34MW,aumentandoa70MWen2021)ycapacidadcontratadaenlaplantadecarbónAESylaplantadegasEcoEléctrica.

350Eldocumento“RespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía9-2”indicaquesóloaproximadamentelamitaddelos378MWdeGTsmásantiguosestándisponibles.CostaSur5y6noestándisponiblesajuliode2020debidoalosterremotosdeprincipiosde2020.Lastasasdeinterrupciónrelativamentealtasenlasplantas

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

140%

150%

160%

170%

180%

190%

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Actual Planning Reserve Margin - Existing Resources - Under Base Peak Load Scenarios

Base Full EE Base Low EE Base No EE Threshold PRM

124

puedenresultarenelretiroacortoplazodealgunasdelasunidadesdevapormásantiguas(e.g.,enAguirre,PaloSecoySanJuan),yelefectopotencialmásreciente de los terremotos en Costa Sur 5 y 6, es útil —y presenta unarepresentación más realista del margen de reserva para los recursosexistentes— desarrollar varias gráficas distintas de equilibrio de carga yrecursos.Esasgráficasilustranlanaturalezadelosmárgenesdereservaqueexisten o pronto existirán en PuertoRico con diferentes configuraciones derecursos"existentes"bajolosdiferentespronósticosdecarga,esencialmentereflejandoretiroocierre.

387. La Figura 2 a continuación ilustra los márgenes de reserva en el sistema,asumiendoi)quetodaslasunidadesafectadasporMATSseretiranafinesde2024(Aguirre1&2,PaloSeco3&4,SanJuan7&8);ii)lasunidades1&2CCdeAguirreretiradasparafinalesdel2024;iii)queaproximadamentelamitaddelasunidadesconGTmásantiguasnoestándisponiblesal2020;yiii)queCostaSur5&6vuelvenadarservicio,AEScierraalfinaldel2027,yelcontratodelaEcoEléctricanoesrenovadohastadespuésdel2032.351

devapormásantiguastambiénlimitansudisponibilidad,másalládelaslimitacionesimpulsadasporlaregulación.Lasinstalacioneshidroeléctricasestánactualmenteen34MW,pordebajodesucapacidadrotuladade105MW(PIRPropuesto,página4-8).

351Bajocualquiercircunstanciaen laqueCostaSur5y/oCostaSur6vuelvanadarservicio, losmárgenesdereservamostrados en este gráfico aumentarán significativamente, lo que refleja unamayor confiabilidad de la capacidad queacompañaríaadichoretornoalservicio.

125

Figura 2 . Márgenes de reserva de planificación bajo disponibilidad limitada de ciertos recursosexistentes

Fuenteynotas:Eldocumento“ResponsetoROI9-2”,anejo2reflejaladisponibilidadde10delas18unidades"antiguasconGTs".Lagráficaanteriorreflejaladisponibilidadpara9de18unidades,olamitaddeltotalde378MW(esdecir,188MW).CostaSur5y6seasumiócomodisponible,AESyEcoEléctricaseasumiócomonodisponibleluegodel2027y2032.Nosereflejannuevasadicionesdecapacidad.SanJuan5y6(reciénconvertidos)seasumiódisponibleen2020conuntotalde400MW.

388. Enestailustración,variasobservacionessonútiles:

• En primer lugar, suponiendo una menor disponibilidad de lasunidades de turbinas de gas más antiguas en 2020, y laindisponibilidaddeCostaSur5y6,elmargendereservasereducea un valor justo por encima del umbral mínimo de requisito dereserva para todos los pronósticos de carga observados para elperíododelPlandeAcciónpendientehasta2024.Estosupone laplena disponibilidad de las unidades 5 y 6 de San Juan reciénconvertidasalciclocombinadocongas.352

• En segundo lugar, al inicio de cualquier cierre causado por laregulación MATS de las plantas de vapor y unidades de ciclo

352LaAutoridadindicóqueseesperalafinalizacióndeesasunidadesdurantelaprimaverade2020.VistaEvidenciaria,TestimoniodeAlfonsoBaretty-Huertas,3defebrerode2020,sesiónmatutina,02:01.

-40.0%

-30.0%

-20.0%

-10.0%

0.0%

10.0%

20.0%

30.0%

40.0%

50.0%

60.0%

70.0%

80.0%

90.0%

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

Planning Reserve Margin - Limited Availalability of Certain Existing Resources - Under Base Peak Load Scenarios

Base Full EE Base Low EE Base No EE Threshold PRM

126

combinado en Aguirre, Palo Seco y San Juan, visto en 2025, elmargendereservacaepordebajodelosumbralesrequeridos.

• Entercerlugar,sepuedededucirquemantenerelusodelamayoríade lasunidadesafectadasporMATSmásalláde2024permitiríacontinuarelmantenimientodeunPRMporencimadelumbral;sinembargo, cuanta más eficiencia energética se incorpore a losescenarios,menosunidadesafectadasporMATSseríannecesariasparamantenerelPRMporencimadelumbral.

• En cuarto lugar, se supone sin reparos que el aumento de lacapacidad a través de nuevas adiciones antes de 2024 – porejemplo, nuevos recursos de almacenamiento en baterías deduración suficiente, como se elige en esencialmente todos losescenarios modelados de la Autoridad – tenderán a mejorar elmargen de otro modo deficiente después de 2024. El nivel demejoradependerádelniveldecapacidadadquirida.

• Porúltimo,lagráficareflejaunaposicióndecapacidadentodalaisla, antes de cualquier consideración de posibles aumentos enrequisitosdecapacidadlocal,cuyaimposicióncambiaríael“umbraldelmargenPRM"quesemuestraenlagráfica.

389. La "posición neta anual" de la Autoridad –- i.e., la cantidad de capacidad(superávitoescasez)enrelaciónconelumbraldelPRM--sederivasinreparosdelosrecursosylosdatosdepronósticodecargadelaAutoridad.LaFigura3acontinuaciónmuestraunrangodelaposiciónnetaanualparalacircunstanciadelmargendereservadeplanificaciónilustradaanteriormenteenlaFigura2paralostrespronósticos“base”diferentesdecargapico.

127

Figura3.PosiciónnetaanualdelaAutoridadenMW,basederecursosexistentesconcierres,retirosydisponibilidadreducidaproyectados

Fuente:CálculoSinapsede laposiciónnetaanualutilizandolosrecursosexistentesde laAutoridad,menosreduccionesdecapacidad observadas en la Figura 4 anterior, y en relación con un PRMque refleja unmargen de reserva del 30% y elpronósticodecargaquesemuestraenlaTabla4anterior.

390. LaFigura3anteriorilustraelrangodelanecesidaddecapacidadqueenfrentalaAutoridad,dadolospronósticosdecargaysubaseexistentederecursos.Lassiguientesobservacionespuedenserhechas:

• TomarencuentaladisponibilidadreducidadelasGTmásantiguas,yasumirenservicio lacapacidaddeCostaSur5&6,causanunareducción del margen de reserva, pero aun así se mantiene porencima del requisito de umbral mínimo. En términos generales,esto ilustra la importancia delmantenimiento en otras unidadeshastaquesedispongadenuevacapacidad,eindicalaimportanciade adquirir rápidamente cualquier capacidad “sinarrepentimientos”[“no regrets”] que forme parte de un plan deacción aprobado, especialmente los recursos de batería.353 En lamedida en que Costa Sur 5 & 6 estuvieran disponibles, losexcedentes observados en los primeros años aumentarían; y, sialgunaoambasunidadespermanecierandisponiblesen2025ymásallá,laescasezmostradaaquíenesosañosseríamenor.

353ComoseñalóelDr.Bacalao,lacapacidaddebateríatambiéntieneelbeneficioadicionaldereducirlareservarotativarequeridaporlasunidadestérmicas.VistaEvidenciaria,6defebrerode2020,sesiónmatutina,00:30y02:26.

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

MW

(+ is

surp

lus,

-is

shor

tage

)

Annual Net Capacity Postion, MW, Relative to Threshold PRM

Base Full EE Base Low EE Base No EE

128

• Mientras semantenga la capacidaddisponible enCosta Sur5&6,habrásuficientemargenparaquelaAutoridadcomienceaconsiderarlaplanificaciónderetirodelasunidadesdeciclocombinadodevapory petróleo más antiguas afectadas por MATS.El Plan de AcciónModificado del Negociado de Energía aborda lacronologíaylosinformesdecumplimientoparadichosretiros.

• Elefectode lapotencialpérdidadecapacidadde lasplantasAESyEcoEléctricaseapreciaenelcambiodeposiciónnetaanualenel2028y2033.

• Acorto y largoplazo, los recursosde eficiencia energéticapuedenayudar a aumentar el superávit y reducir la escasez para un añodeterminado.

391. EntodoslosescenariosderecursosdelaAutoridad,secreanuevacapacidadenlasejecucionesdeLTCEamedidaqueseretiranlosrecursosdecapacidadexistentes.354ConelfindeevaluarcómolaposiciónnetaanualdelaAutoridadconrespectoa lanecesidaddecapacidadcambiaamedidaqueseponenenoperación nuevos recursos, es útil probar el efecto de estas adiciones derecursos.

392. Dadoquelainstalaciónderecursosdebateríaescomúnatodoslosescenariosyproveecapacidadfirme(adiferenciadelaenergíasolarfotovoltaica,faltadealmacenamiento),yesesencialmentenecesariaparaevitarlareduccióndelosrecursos solares fotovoltaicosnecesarios para cumplir con los requisitos deRPS,esútilverelimpactodelainstalacióndebateríasenlaposiciónnetaanualdelaAutoridad.Lassiguientescifrasmuestrancómocambialaposiciónnetaanual en tres escenarios diferentes de carga, para la instalación de bateríasasociadaconelEscenarioS4S2originalyparalainstalaciónsolarfotovoltaicamenosrestringidadelEscenarioS3S2.Lassiguientescifrasmuestranelespacioque tiene la capacidad por encima de los requisitos mínimos al considerarúnicamentelasinstalacionesdebaterías,separadasdecualquierconsideracióndegeneraciónnuevacongas(recursosparademandaspicoounidadesdeciclocombinado).

354Véase,e.g.,PIRPropuesto,anejo8-1ydocumento“PREPAResponsestoEnergyBureauROI10-5”.

129

Figura4.PosiciónnetaanualconnivelS4S2deadicionesdebatería

Fuente:DetallederecursosdecapacidadexistentedelaAutoridad,tomadodelaspestañas"metricsdetail"delarchivodemétricasparaelescenarioS4S2;pronósticosdecargadelaAutoridadquereflejanbase(plenaEE),bajaEE,ceroEEy30%PRM.TabulaciónyproduccióngráficaporSynapse.

Figura5.PosiciónnetaanualconnivelS3S2deadicionesdebatería

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

MW

Annual Net Position with S4S2 Level of Battery Resource, Relative to Threshold PRM


-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,5002019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

2037

2038

MW

Annual Net Position with S3S2 Level of Battery Resource, Relative to Threshold PRM


130

Fuente:DetallederecursosdecapacidadexistentedelaAutoridad,tomadodelaspestañas"metricsdetail"delarchivodemétricasparaelescenarioS3S2;pronósticosdecargadelaAutoridadquereflejanbase(plenaEE),bajaEE,ceroEEy30%PRM.TabulaciónyproduccióngráficaporSynapse.

393. LaFigura4y laFigura5(figurasanteriores) ilustranque lasbateríasporsísolas, sinunanuevacapacidaddecombustión fósil,podríanpermitirquesecumplalacapacidadmínimademargendereservadeplanificaciónamedidaque lasunidadesafectadasporMATSse retirenyaúnsiCostaSur5y6novuelvenadarservicio(conelregresoalserviciodeunaoambasunidadesdeCosta Sur, por el año o años en que pudieran regresar, se incrementa el"margen" por encima de los requisitos mínimos). Los niveles más altos deeficiencia energética, como se ve en las columnas "Base con Plena EE"anteriores,permitenalcanzarelmargendereservamínimoconnivelesmásbajosdeinstalacióndebateríasporquelacargamáximaenlosescenarios"BaseconPlenaEE"esmenorqueenlosotrosEscenarios"BaseconBajaEE"y"BaseconCeroEE".LaFigura5tambiénmuestraqueceroEEobajaEE,2025y2026sonlosañoscríticos,cuandolosmárgenesdereservaestánensupuntomásbajo.LaFigura5tambiéndemuestraquelaEEplenaounretrasodeunañoenel retiro de una o dos unidades impactadas por MATS resolverían esaspreocupacionesde reservas (como loharía cualquierescenarioenelque seretuvieracualquieradelasunidadesdeCostaSur).

394. Elmargen de reserva es alto al contar toda la capacidad existente, pero esmuchomenorcuando losrecursosafectadosporCostaSur5y6yMATSnoestán disponibles, como se observa en la Figura 1 y la Figura 2 (figurasanteriores). Esto indica que el aumento de la capacidad (más allá de losrequisitosmínimos)paralaretiradaeconómicadelasunidadesafectadasporMATS sólo se producirá después de las instalaciones de capacidad.355 Lasinstalaciones de capacidad están representadas por los recursos de bateríaelegidosenS4S2yS3S2enestasfigurasanteriores,Figura4yFigura5.

395. Esteanálisis indicaademásque losnuevosreemplazosde lasplantasdegasparademandaspiconosonnecesariamenterequeridosparapropósitosdelosmárgenesdereservadeplanificación,siseasumequelosrecursosdebateríasde una escala similar a la requerida en los escenarios de la Autoridad seinstalarán–primero--deacuerdoconlosplazosdeprincipiosdeañoenesosescenarios.YquelacapacidadenCostaSur5&6permanecealmenoshastaque tales instalacionesderecursosdebateríapermitanque laposiciónnetaanualdelaAutoridadseamásaltaquelaproduccióndelasunidadesdeCostaSur, que se ve en la Figura 5 ocurriendo tan temprano como para el 2025,

355PIRPropuesto,Salvedadnúmero17,página9-4.LaAutoridadseñalalaimportanciadelasreduccionesdecargaatravésdelaeficienciaenergética,losrecursosnuevosdegeneraciónylaconfiabilidaddelaflotarestantealconsiderarlostiemposexactosparaelretirodeestasunidades.

131

siempreque las reduccionesmáximasde los recursosdeEE "completos" secapturen.Laexcepciónaestaconstatación,quelosrecursosabasedegasnosonnecesarios,sóloexistesiunosedejallevarporladefinicióndenecesidadde capacidad de la Autoridad bajo el concepto propuesto de Minired. Eseconcepto impone efectivamente márgenes de reserva de planificación másaltosenelsistemaydeclaradirectamentequeserequierenrecursos"térmicos"orecursosabasedefósiles.356

396. ElconceptodeMiniredsegúnloprevistoodiseñadoporlaAutoridadrequiereunagrancantidadderecursostérmicosparala"cargacrítica"(segúndefinidopor laAutoridad, locual incluyetodalacargaentodoslosalimentadoresendondehayacualquiercargacrítica),unaproyeccióncrucialquelaAutoridadnohademostradoqueseaelenfoqueóptimo.357Puedeserrazonableconsideraralgunos reemplazos limitados de plantas térmicas para demanda pico, peroinclusoesoescuestionablecomounasoluciónóptima,dadoslosexcedentesdecapacidad discutidos anteriormente, los cuales surgirán según se vancompletandoenPuertoRicoinstalacionesdebaterías“sinarrepentimientos”[“noregrets”].358

397. También,comoseabordaráenlaParteIII(I)enestaResoluciónyOrdenFinal,conel fortalecimientoselectivode loscircuitoscríticosdetransmisiónentreregiones, separados de las inversiones de Miniredes,359 y un refuerzo detransmisión/distribución óptimo en general,360 las necesidades de recursoslocales podrían satisfacerse almenos en parte con recursos de regiones deminiredes adyacentes, además de las instalaciones de baterías instaladaslocalmente.LaAutoridadnoanalizóconprofundidadadecuadaesteescenarioaparentemente realista.361 Sus análisis en este respecto se limitaronúnicamentealoscálculosdelvalordelacargaperdida(“VOLL”porsussiglaseninglés),362usadosparaindicarqueelcostodelosrequisitosdecapacidadque

356PIRPropuesto,Apéndice1,Sección2,páginas2-6.

357RespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía1-3(f).

358ElDr.Bacalaoindicóquelainstalaciónderecursosdebateríasespartedeunasolución"sinremordimientos"paralaAutoridad.VistaEvidenciaria,7defebrerode2020,sesiónmatutina,01:32:00a01:34:00.

359PREPAConfidentialAttachment1totheResponsetoROI-1-6,elcualdescribeelfortalecimientodelainfraestructuradetransmisiónapartedelasinversionesenminirredes.

360PIRPropuesto,Apéndice1,páginas2-98a2-104.

361LaAutoridadnomodificóningúnrequisitoderecursosdecapacidaddentrodeunaregióndeminirredparadarcuentadesituacionesenlasquelasinterconexionesentreregionesdeminirredpodríanpermanecerintactas.Esencialmente,dadoquenoserealizósensibilidadparaconsiderarunnúmeromenordeminirredes, lacantidadderequisitodereservadegeneraciónlocalnuncaseoptimizó.VéaseRespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía1-3d)andf).

362Apéndice1,Sección2.15,páginas2-104a2-107.

132

laAutoridad impuso fueexcedidopor losbeneficiosreclamadosporreduciresas interrupciones.Sinembargo, laAutoridadnodemostróquesuenfoquefuera el menor costo o la forma óptima de lograr esos beneficios por lareduccióndelainterrupción,yaquenopusoapruebaelcostodelasopcionesderesilienciacompetitivas.363

398. Estecapítulo5segúnpresentadoporlaAutoridad,eincluyendosurespuestaalROIconPRMparacadaescenario,364nodetallaespecíficamenteningunodelosrequisitosdelReglamentodelPIR(i.e.,PRMbajolosrecursosexistentesyelequilibriodecargayrecursosbajolosrecursosexistentes)365aunquelosdatospresentadosporelPIRpermitenfácilmentequeseproduzcanesasmétricas.

399. Encambio,estecapítulopresentadoporlaAutoridaddescribeunenfoqueparacumplir con otros criterios que aún no se ha demostrado que seaneconómicamenteóptimos--asaber,unrequisitodel80porcientoderecursoslocalessegúndefinidoensuEstrategia2,sindarelespacioparaflexibilizarlasexigencias de recursos locales incluso cuando se persiguen enfoques deresiliencia locales que pueden incluir el valor de interconectar líneas detransmisión entre regiones; y exigir capacidad "sólo térmica" para ofrecerserviciosderestauraciónparacargascríticas.

400. ElefectodelaEvaluaciónlimitadadelaNecesidaddeRecursosdelaAutoridadsepuedecompararconlaAutoridadindicandoqueelplanderecursosdebeincluirnuevos recursosde gasparademandaspico e incluirPRMgeneralesrelativamentealtos,porque laAutoridadhadefinido las zonasdeMiniredespara ser tan numerosas (i.e., ocho) que un requisito general de recursosexorbitantementealtoseoriginaenelconceptodeMiniredesylaEstrategia2.Simultáneamente,laAutoridadestáplanificandounampliorefuerzodelaredeléctricaque,deotromodo,podríaminimizar,oinclusoobviar,lanecesidaddelacantidadtotalderecursosdecapacidadlocalquelaAutoridadpresumequeserequiereensuespecificaciónalgoarbitrariadeunvalordel80%parasunecesidadderecursosdecapacidadlocal.

401. El Negociado de Energía DETERMINA que el análisis de la necesidad derecursos de la Autoridad no ha transmitido suficientemente informaciónfundamentalsobrelacantidaddecapacidadquelaAutoridadpuedenecesitarenelhorizontedeplanificación.ElNegociadodeEnergíatambiénDETERMINAque la necesidad de recursos subyacentes puede cambiar en función de lasdecisionesquesetomenparaabordarlosmediosóptimosparacumplirconlos

363Véase Parte III (I) (24) (c)deestaResoluciónFinal yOrdenpara seguirdebatiendoenquémedidael conceptodeminirrednofue"totalmenteoptimizada"comolodeclaróelDr.Bacalao.VistaEvidenciaria,6defebrerode2020,sesiónmatutina,01:08.

364RespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformaciondelNegociadodeEnergía1-7,Apéndice1.

365Reglamento9021,§2.03(E)(1)y(2).

133

requisitos de resiliencia. La Parte III (D) de esta Resolución Final y Ordenabordaráesosrequisitosconmásdetalle.

E. Nuevasopcionesderecursos:RecursosdesuministrodeGDyaescaladeempresadeserviciospúblicos(utilityscale)

402. Las Secciones 2.03(F)(1), (2), y (3) del Reglamento 9021 requieren que laAutoridaddescribanuevasopcionesderecursosquesepuedanutilizarparacumplir con las necesidades de los clientes de la Autoridad. Tales opcionesincluyen recursosde suministrodeescalade serviciopúblicoyopcionesdegeneración distribuida. También indica que el PIR Propuesto identificaránuevas opciones de recursos de almacenamiento e incluye un marco devaloraciónparadichasopciones.

403. LaSección1.9delaLey17tambiénrequierecontenidoparecidoenelPIR-estaseccióndelaOrdentienequeverconlaSección1.9(C)("Unaevaluacióndelagamade tecnologíasdegeneración convencionalesyno convencionalesqueestén disponibles en el mercado".), la Sección 1.9(J) ("Proyecciones conrelación a la integración de generación distribuida en la red de energíaeléctrica".), y algunos aspectos de la Sección 1.9(E) ("Una evaluacióncomparadadelosrecursosdesuministrodeenergíaincluidaslatransmisiónyladistribución".).

1. LapresentacióndelaAutoridad

404. ElPIRdelaAutoridadconsideraunavariedaddeopcionesdegeneracióncomorecursosnuevosdesuministro.Tratalosactospotencialesdelosclientesconrelación a la generación distribuida como entradas fijas y mayormente secentra en opciones de recursos de escala de servicio público. La AutoridaddeterminólospreciosyelrendimientodelasdistintasopcionesabasedeunacombinaciónderevisióndeliteraturayelperitajedeSiemens,elconsultordela Autoridad. La Autoridad no basó los costos de los nuevos recursos ensondeosdemercadoosubastas.Paracadaunodelosrecursospotenciales,laAutoridaddeterminóelcosto,elrendimientoyladisponibilidad.Alosrecursosque requieren un periodo preparativo extenso antes de la operación se lesconcedió dicho periodo. Como se discute enmayor detallemás adelante, laAutoridad también limitó la disponibilidad de algunos recursos a base dedecisiones con relación a la velocidad en la que los recursos se podíandesarrollareinterconectar.

405. EncumplimientoconlapolíticaactualdePuertoRico,laAutoridadpresupusoquelosnuevosrecursosestaríanbajocontratoconlaAutoridadmedianteunaestructuradeacuerdodecomprayoperacióndeenergía(PPOA,porsussiglas

134

eninglés),enlugardeserdesarrolladosporopropiedaddelaAutoridad.366Enesta sección, la Autoridad presupuso que los desarrolladores de recursospodrían adquirir financiamiento con la Autoridad como contraparte. LaAutoridad presupuso un costo medio ponderado de capital para nuevosdesarrollos de 8.5%.367 Esto corresponde a un 3.4% del costo de la deuda(despuésdeimpuestos)y12.91porcientodelcostodecapitalpropio,conunaestructura de capital de 53 por ciento de capital propio y 47 por ciento dedeuda.368LaAutoridadcalculólosfactoresderecuperacióndecostodecapitalpara cada tipo de generación, reflejando la vida útil de cada activo.369 LaAutoridadasumióquetodoslosactivosdecombustiblefósilserecuperaríancompletamente(totalmenteamortizados)parael2050,encumplimientoconlaLey17,paraqueelactivopudieraretirarsetotalmentesincostosaislados.370

a. Recursosdecombustiblefósil406. LaAutoridadcaracterizóunavariedaddeopcionesdegeneraciónabasedel

combustiblefósiltradicional,incluidaslasturbinasdegasdeciclocombinadoy ciclo sencillo y motores recíprocos. La Autoridad identificó clases degeneradores en las que existen varios productos para proveer cantidadessimilaresde capacidadconcaracterísticasde rendimientoparecidasy luegoseleccionó ejemplos de productos en cada clase de una variedad demanufacturerosabasedesurendimientoencondicionesdePuertoRico.371LaAutoridad usó el software GT-Pro, que es el estándar en la industria, paramodelar el rendimiento de estas unidades y establecer los parámetrosrelevantes de dichas unidades para usarse en el modelo de expansión decapacidadAURORA(discutidoenlaParteIII(G)).372Paralosmotoresrecíprocosdecombustióninterna(unidadesRICE,porsussiglaseninglés),Siemensusóinformaciónderendimientopublicadaparaunamaquinagrandeconcapacidaddecombustibledual.373LaAutoridadanalizótodoslosgeneradoresentodaslasconfiguraciones que pueden operar con gas natural o diesel. La Autoridad

366 PIRPropuesto,página6-2.


368Id.



371 PIRPropuesto,páginas6-3y6-4.


373Id.

135

proyectóqueelgasnaturalseríaelcombustibleprincipalcuandoesteestuvieradisponible.374

407. Paraestimarelcostocapitaldecadaopcióndegeneracióndecombustiblefósil,laAutoridadutilizólaherramientaPEACEasociadaconelsoftwareGTProparaestimarelcostocapital.375ElcostoglobaldecapitaldesistemaenelsoftwarePEACE incluye costos de equipo e instalación (incluidos los cimientos, latubería, el cableado, etc.) además de ingeniería por contratistas, gastosindirectos de puesta en servicio, escala, contingencia y honorarios (paradeterminarelpreciodeingeniería,adquisiciónyconstruccióno“EPC”porsussiglaseninglés).Tambiénseincluyeronloscostosdelospropietariosparaeldesarrollo,permisologíaycostoslegales/decontratación.PEACEsupusoqueloscostosdedesarrolloseríanigualesal9%delprecioEPC.376ElsoftwaredePEACE incluye algunos ajustes de costo específicos al sitio para costos dematerialesymanodeobraperonoincluyeajustesespecíficosparaPuertoRico.LaAutoridadleaplicóelFactordeCostodeÁreadelDepartamentodeDefensadelosEE.UU.paraPuertoRico(FactordeCostodeÁreadelDepto.deDefensa),oel16porcientoalosresultadosdePEACE,aloscostosdeequipo,materialymanodeobra.377LaAutoridadindicóquelosestimadosdecostodePEACEnosontanprecisoscomoobtenerinformacióndecostoespecíficoparaelproyectode los proveedores, pero sí provee un enfoque consistente para todas lasopcionesderecursosdecombustiblefósil.378Loscostosdecapitalarrojadosseincluyen en el PIR Propuesto Anejo 6-15. El documento de trabajo de laAutoridadtitulado“AutoridadFossilNewResources10-92018_v6.2”379incluyelos resultados PEACE y los valores del Anuario Tecnológico de Referencia(AnnualTechnologyBaselineo“ATB”porsussiglaseninglés)parael2018delLaboratoriodeEnergíaRenovableNacional(“NREL”porsussiglaseninglés)para las plantas de turbina de combustión y ciclo combinado de gas. LosresultadosdecostodePEACE,despuésdeaplicarelFactordeCostodeÁreadelDepartamentodeDefensade16%,sonaproximadamente15%másbajosque

374Id.


376Id.

377Id.

378Id.

379DocumentodetrabajodelaAutoridadtitulado“PREPAFossilNewResources10-92018_v6.2.”

136

los valores del ATB de NREL del 2018 (con variaciones dependiendo de laplantaespecíficaquesecomparaconelvalorNREL).380

408. LaAutoridadasumióqueloscostoscapitalesparalasopcionesdegeneracióndecombustiblefósilsereduciríanlentamenteentérminosreales(ajustadoporla inflación)duranteeltranscursodelperiododeestudio,abasedelATBdeNRELdel2018.381ElPIRPropuestoindicaquedeacuerdoconlaAutoridad,losestimados de precio se deben considerar precisos desde un -15% hasta un+30%.382

409. LaAutoridadcalculóelcostonormalizadodeenergía(“LCOE,”porsussiglaseninglés)paracadaopcióndegeneracióndecombustible,suponiendolospreciosde combustible de caso base y costos de infraestructura de combustiblediscutidosenlaParteIII(F).383ElLCOEdependedelfactordecapacidaddecadainstalación, yaque los costosde capital de la instalacióndeben recuperarsemientrasmásomientrasmenosMWhseangeneradossielfactordecapacidadesmayor omenor, respectivamente. Para los CCGT, la Autoridad calculó elLCOEdemuestraparafactoresdecapacidaddeentre5%y90%,peroindicaqueentre40%y80%eselámbitomásprobabledeoperación.384ParaturbinasdegasyunidadesRICE,laAutoridadindicaunámbitodefactordecapacidaddeentre5%y30%.385LosLCOEporfactordecapacidadytipodesistemasepresentanenelCapítulo6delPIRPropuestoparapropósitosdeinformación;el software de modelización de Aurora calculó los costos operacionales ycapitalrealesporañoparacadainstalacióncomopartedesumodelizaciónalargoplazo.386

i Turbinasdegasdeciclocombinado("CCGT"porsussiglaseninglés)410. LaAutoridadseleccionósieteunidadesdeciclocombinadorepresentativascon

distintascapacidadesynivelesderendimientocomoopcionesdemodelizacióny caracterizó el rendimiento y costo esperados. Las unidades fueron lassiguientes:

• HClassGES107HA.01(capacidadmáximade449MW);

380 Id.hojas“GTCCCases(2018),”“CapitalCostCurve”y“NREL2018ATB.”


382Id.páginas6-13.

383Id.páginas6-14a6-15.



386Véase,porejemplo,lahojade“CostsbyResource”encualquieradelosarchivos“Metrics”provistosenlosdocumentosdetrabajo(workpapers)delaAutoridad.

137

• FClassGES107F.05(capacidadmáximade369MW);

• FClassGES107F.04(capacidadmáximade302MW);

• HitachiH-100(capacidadmáximade144MW);

• GELM6000DLE(capacidadmáximade66MW);

• GELM2500+G4SAC(capacidadmáximade38MW);y

• GELM2500SAC(capacidadmáximade29MW).

411. Los anejos 6-2 al 6-9 del PIR Propuesto proveen las características derendimientoyloscostosdemantenimientoyoperaciónparacadaunadeestasunidadessegúnmodeladas,operandocongasnaturalycondiesel.Cadaunadeestasunidadespuedefluctuarentreoperarynooperardemaneradiaria,conperiodos cortos de operación mínima y de tiempo inactivo. La AutoridadsupusoqueelcronogramarequeridoparadesarrollarlasopcionesCCGTesdeentre4años(paralosCCGTpequeños)hasta5.5años(paraelCCGTdeclaseH),distribuidoenpartesaproximadamenteigualesdeperiodosdedesarrolloydeEPC.387

412. EnelAnejo6-20delPIRPropuesto, laAutoridadindicasusLCOEestimadosparacadaunade lasnuevasopcionesCCGTgrandes, al igualque las curvasequivalentesparaEcoEléctricayCostaSur(cadaunabajoelcontratoaplicablequeestévigente,aligualqueEcoEléctricabajounpagodecapacidadreducidaasumida),aligualquelaplantadecarbóndeAES.

ii Turbinas de gas de ciclo sencillo, calefacción y potencia combinadas ymotoresreciprocantes413. La Autoridad seleccionó tres turbinas de gas representativas con distintas

capacidadesynivelesderendimiento,aligualqueunaplantapequeñaCHPyunidad RICE, como una opción para hacer el modelo y caracterizar surendimientoycostosesperados.Dichasunidadesfueronlassiguientes:

• GELM6000DLE(41MWGTpeaker);

• GELM2500SAC(22MWGTpeaker);

• FT8MOBILEPAC25DLN(23MWMobileGT);

• SolarTurbinesMars100(9MWCHP);y

387Id.página6-14.

138

• Wartsila18V50DF(16MWRICE).

414. Los anejos 6-10 al 6-13 del PIR Propuesto proveen las características derendimientoy los costosdemantenimientoyoperacionespara cadaunadeestasunidadessegúnmodeladasoperandocongasnaturalycondiesel,exceptolaunidadCHP.LaunidadCHPsedescribeenelApéndice4,enelAnejo4-1.Elmodelo describe a las unidades CHP como de “uso obligatorio,” aunque sepresupuso que satisfarían sólo un 30% de la carga pico de las sedes.388 LaAutoridadnoindicócómoselesproveeríagasnaturalalasunidadesCHP.

415. LaAutoridadasumióquelasGTmóvilesFT8MOBILEPAC25DLNinstaladasenlos lugares que actualmente tienen turbinas de gas más viejas serían 10%menoscostosasqueenlocalesnuevos.389

416. LaAutoridadasumióqueelcronogramadedesarrollorequeridoparacadaunodeestosgeneradorespequeñosseríade3años,divididoenpartesigualesentreperiodos de desarrollo y de EPC.390 En el Anejo 6-22 del PIR Propuesto, laAutoridadmuestralosLCOEestimadosparacadaunadelasopcionesGT,CCGTpequeñoyRICE(exceptolaunidadGTMóvil).LaAutoridadindicaquela66MWGELM6000DLEy144MWHitachiH-100soncompetitivasentérminosdecostoaúnen factoresdepocacapacidad.391ElAnejo6-24delPIRPropuestoincluyelainformaciónequivalenteparalaopciónCHP.

b. Viento417. Siemensdesarrollóloscostosnocturnosdelvientoquesopladesdeelmardel

ATBdeNRELdel2018.392LaAutoridadpreparómodelosdecostosdesistemassolaresPVdecasopromedio(casobase)abasedelCasoPromediodelATBdeNREL, y costos de caso bajo a base del Caso Bajo del ATB de NREL.393 LaAutoridad indica que el análisis del PIRPropuesto que incluye el efecto delcréditocontributivodeinversiónfederalporgeneracióndeviento,queestabapautado a expirar a finales del 2019 cuando se preparó el PIR Propuesto

388PIRPropuesto,Apéndice4,página4-2.



391PIRPropuesto,anejo6-22,página6-17,ydiscusiónenlapágina6-16.



139

(posteriormente se extendióhasta finalesdel 2020).394 El PIRPropuesto, nomencionaelcréditocontributivodeproducción.

418. LaAutoridadasumióquelosproyectosdevientoenPuertoRicousaríanrutasdedesarrollodetecnologíayrecursosdevientoTRG-8395,quecorrespondenalascondicionesdevientoenPuertoRico.396TRG-8incluyefactoresdecapacidadqueaumentaconeltiempo,locualresultaenreduccionesdelLCOEdelvientodurante el periodo de estudio.397 La Autoridad calcula el costo nivelado denuevosrecursosdevientoenelcasomedioquesereducende$121/MWhenel2021a$99/MWhenel2038.398Enelcasodebajocosto(quetambiéntienefactoresdecapacidadmayor),elLCOEmásaltoes$106/MWhen2021yelmásbajoes$53/MWhenel2038.399

419. LaAutoridaddesarrollóperfilesdegeneracióndevientoporhoraabasededatos meteorológicos y un formulario funcional que mide la velocidad delvientoconrelaciónalageneracióndeturbina(correspondienteaunaturbinadevientogenérica).AWSTruepowerdesarrollólosdatosmeteorológicoscomopartedelEstudioRenovabledelaAutoridad.400LaAutoridaddesarrollóestasgeometríasderecursosdelosperfilesdeAWSTruepowerencincositiosdelaisla (Sitios 07, 10, 15, 17, y 22 de AWS,mostrados en el Anejo 6-46).401 LaAutoridad ajustó la producción total para que correspondiera al factor decapacidadsupuestodelATBdeNRELparaungeneradoroperandoenunañoespecífico.402Parapropósitosdelperfildeproducciónporhora, laAutoridadsupusotresnivelesdefactordecapacidadabasedelosdatosNREL:28%entreel2020-22,30%entreel2023-29,y33%entreel2029-38enelcasobase,y31%,34%,y39%,respectivamente,enelcasobajo.403


395TRGsignifica“techno-resourcegroup”(“grupoderecursostecnológicos”).




399Id.

400 PIR Propuesto, página 6-38, y Siemens, 2014. PREPA Renewable Generation Integration Study. Accedido enhttps://Autoridadpr.com/es-pr/Documents/Siemens%20PTI%20Final%20Report%20-%20Autoridad%20Renewable%20-%20final-11.pdf.


402PIRPropuesto,páginas6-38y6-39.


140

420. LaAutoridadexcluyódelmodeloelvientoquesopladelatierrahaciaelmar.LaSección6.8delPIRproveelajustificacióndelaAutoridad.404LaAutoridadbasósudecisióndeexcluirelvientoquesopladelatierrahaciaelmarenlossiguientespuntos:

• LaAutoridadpiensaque el vientoque soplahacia elmar tendrácostosmayoresqueelsistemasolarPVequivalente,abasedeunestudiodel2015;

• NoseesperaquePuertoRicotengaunrecursodevientoquesoplahaciaelmarencomparacióna lugaresdondeelvientoquesoplahacia el mar se está desarrollando activamente, tales como elnorestedelosEE.UU.yEuropa;

• Llevar a cabo análisis adicional sería costoso y conllevaríademasiadotiempoparaincluirloenestePIR;y

• ElsistemasolarPVpodríaversedesplazadoporelvientoquesoplahaciaelmarsidichovientotuvieracostosmásbajos.

c. SistemasolarPVaescaladeempresadeserviciospúblico421. LaAutoridaddesarrollócostosnocturnosdelsistemasolarPVdelATBdeNREL

del2018.405LaAutoridadcreómodelosdecasospromedios(casobase)paracostosdesistemassolaresPVabasedelCasoPromediodelATBdeNRELycostosdecasobajoabasedelCasoBajodelATBdeNREL.406LaAutoridadcreómodelosdelcostodesistemassolaresfotovoltaicodeseguimientoenunsoloeje, aunque utilizó el factor de capacidad de sistemas fijos.407 La Autoridadpresuponequeelcostoelevadodelseguimientoenunsoloejeescomparablealcostodeproteccióndelosmódulossolarescontrahuracanes.408LaAutoridaddesarrolló costos de capital instalados y LCOE para sistemas solaresfotovoltaicotomandoencuentalosiguiente:

• LoscostosdeconexiónespecíficosparaPuertoRico,loscualessonmásaltosqueNREL;409



406PIRPropuesto,anejo6-25,páginas6-20.


408Id.


141

• LoscostosdepropiedadespecíficosparaPuertoRico,loscualessonmásaltosqueNREL;410

• LaeliminacióndelCréditoContributivoFederaldeInversión(“ITC”porsussiglaseninglés);411

• Unaproporciónde1.3CC-a-CA;412

• Unfactordecapacidadde22%CA;413y

• Un aumento en Puerto Rico del 16% a base de la evaluación decostosdeconstrucciónrelativosenPuertoRicohechaporelCuerpodeIngenierosdelEjército.414

422. LaAutoridadasumióunavidaútilde30añosparalosgeneradoresdesistemasolarPV415yelmismo8.5porcientoWACCparatodaslasnuevasopcionesdesuministro.416 Usando estos parámetros, la Autoridad desarrolló costosnormalizados de caso bajo y caso medio de energía de sistema solarfotovoltaicoinstaladosencadaaño.LosresultadosestáncontenidosenelAnejo6-33delPIR.ElLCOEdecasomedioendólaresdel2018esdeentre$63/MWh(2020)y$78/MWh(2023)duranteelperiododeestudio,aumentandoenelfuturoinmediatosegúnelITCsereduce,yluegodisminuyendolentamente(entérminosreales)enelfuturo.Laproporcióndeloscostossolaresdecasobajoylosdecasomedioesdeentre1.12enel2021y1.49alfinaldelperiododeestudio.Enlosescenariosmodelados,lamayoríadelosPVseinstalancercadelcomienzodelperiododeestudio(2024oantes),cuandolasproporcionesestánentre1.12y1.18.417

423. LaAutoridadasumióqueelritmoenelquelossistemassolaresPVdeescaladeservicio público podrían conectarse a la red se limitaría cada año. En losescenarios1,4,y5,yenelcasoESM,laAutoridadlimitólainstalacióna360MWalañoenel2020y600MWalañoporelrestodelperiododeestudio.418

410Id.páginas6-21.

411Id.


413Id.


415PIRPropuesto,Anejo6-32,página6-23.


417PIRPropuesto,Anejo6-31,página6-23.

418RespuestadelaAutoridadalNovenoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergíaROI-9-01,6dediciembrede2019.NótesequeestosvaloresdifierendelosquesemuestranenelPIRPropuesto,anejo6-28enlaspáginas6-22.

142

En el Escenario 3 y Sensibilidad 1, que modelan un costo menor y mayordisponibilidad de energía solar y almacenamiento, la Autoridad aumentó ellímiteanuala1200MWenel2021ytodoslosañosposteriores.419

424. La Autoridad modeló el almacenamiento y los sistemas solares PV comoinstalacionesseparadasparapropósitosdelPIR,perotambiénsupusoquelosRFP reales para los sistemas solares PV incluirían el almacenamiento enbateríasnecesarioparaintegrarlosPV.420AñadirlealmacenamientoenbateríaalosPVpermitequeelalmacenamientoseconsidereenelITC,421ytambiénquelaAutoridadpresupongaquetodalasistemasolarPVnorequeriríaequipoocostoadicionalparacumplirconlosrequisitostécnicosmínimos(MTR,porsussiglas en inglés) para la conexión.422 La Autoridad desarrolló perfiles degeneracióndeenergíasolarPVporhoraabasedeinformaciónmeteorológicausando el programa de software PVSyst. AWS Truepower desarrolló lainformación meteorológica como parte del Estudio de Integración deGeneración Renovable (Renewable Generation Integration Study).423 LaAutoridaddesarrollóestasgeometríasderecursosusandolosperfilesdeAWSTruepowerparalugaresalrededordelaisla,quesemuestranenelAnejo6-46.El programa PVSyst calcula la producción de una planta sistema solar PVespecíficaabasedelosdatosdeirradianciasolar.424LaAutoridadcreómodelosparaunaplantadeenergíasolarPVgenéricaencadalugar,yluegoadaptólaproduccióntotalparacorresponderalfactorsupuestode22%decapacidad.425

425. LaAutoridadnoconsiderólaenergíasolardistribuidaunrecursoseleccionadoporempresadeserviciopúblico.LainteracciónpotencialentrePVdistribuidaydeserviciopúblicosediscutemásadelante.



421 Respuesta de la Autoridad al Noveno Requerimiento de Información del Negociado de Energía ROI-9-03(a), 27noviembre2019(Eldocumentodetrabajo“PREB-AutoridadROI_9_03Attach1.xlsx”,hoja“ResourceYear”muestraquelaAutoridadsupusoqueelalmacenamientopuedeconsiderarseparaelITC).


423 PIR Propuesto, página 6-38, citando Siemens, 2014. “PREPA Renewable Generation Integration Study”. accedido enhttps://Autoridadpr.com/es-pr/Documents/Siemens%20PTI%20Final%20Report%20-%20Autoridad%20Renewable%20-%20final-11.pdf.



143

d. Almacenamiento426. LaAutoridadcreómodelosdebateríasdeiondelitiocomolaúnicaopciónde

sistemasdealmacenamientodeenergía(BESS,porsussiglaseninglés);estassonlasbateríasdealtovolumenconvencionalesqueseproducenparausoenlaredaldíadehoy.426LaAutoridadutilizóelpronósticodecostodebateríasdeSiemens. Siemens desarrolló la información de precio y rendimiento de lasbaterías a base de varias fuentes, incluidas la Autoridad de Investigación yDesarrollo de Energía del Estado de Nueva York (New York State EnergyResearchandDevelopmentAuthority,NYSERDA,porsussiglaseninglés),IHSMarkit,Lazard,yNREL.427Cadaunadeestasfuentesproyectaunadisminuciónen los costos de las baterías en términos reales, con una velocidad dedisminuciónmásaltaacortoplazoquesenivelaconeltiempo.ElpronósticodecasobasedeSiemensseaproximamásalasproyeccionesdeIHSMarkityLazard.Siemenstambiéndesarrollóuncasodebajocostodebatería,utilizadoenelEscenario3.

427. LaAutoridadproyectóunavidaútilde20añosdelossistemasdebatería.428LaAutoridadnoincluyóelaumentodeprecioparalaimplementaciónenPuertoRico.429LaAutoridadincluyósistemasdebateríade2horas,4horasy6horasen sus modelos, en unidades de 40 MW.430 La Autoridad incluyó costosoperacionalesfijosyvariables,ademásdecostosinicialesdecapital;losvaloressemuestranenlosAnejos6-39y6-40delPIR.

428. LaAutoridadproyectóquealritmoenelqueBESSsepodríaconectaralaredselimitaríacadaaño.EnlosEscenarios1,4,y5,yenelcasoESM,laAutoridadlimitólainstalacióna40MWenel2019,200MWalañoenel2020,y600MWalañoporelrestodelperiododeestudio.431ParaelEscenario3ySensibilidad1,queproyectanuncostomenorymayordisponibilidaddealmacenamientoy




429Lahoja“ResourceYear”dentrodecualquieradelosarchivosdeldocumentodetrabajodemétricasdelaAutoridad(talcomo“S3S2B_Metrics_Base_Case_SII.xlsx”)incluyeelcostodecapitaldelossistemasdebatería;estoscostosconcuerdanconloscostosdealmacenamientopresentadoseneldocumentodetrabajo“PREPAIRPSolarWindStorageCosts-UpdatedCF-Wind-final.xlsm”,elcual,asuvez,usaelATBdeNRELsinningúnajusteregionalenelcosto.

430PIRPropuesto,página6-31,ademásdelahoja“ResourceYear”dentrodecualquieradelosarchivosdeldocumentodemétricasdelaAutoridad(talcomo“S3S2B_Metrics_Base_Case_SII.xlsx”).

431RespuestadelaAutoridadalNovenoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergíaROI-9-01,6dediciembrede2019,página9.NótesequeestosvaloresdifierendelosqueseincluyenenelPIR,anejo6-28,páginas6-22.

144

energíasolar,laAutoridadaumentóellímiteanuala1200MWenel2021yentodoslosañossubsiguientes.432

429. La Autoridad no discutió el almacenamiento en batería distribuida comorecursoenelPIRPropuesto,yaseaenlasopcionesderecursosnuevosoenlaevaluación del lado de cliente/demanda contenida en el Apéndice 4. LadiscusióndelaAutoridaddelasmicroredesenelcontextodeMiniGridsimplicaelusodebateríasdistribuidas,dondelasbateríasdemicroredpodríanestardentrodelacapacidadBESSinstaladaparaservirlacargadebalance(esdecir,lacarganocrítica)dentrodecadaáreaMiniGrid.433Lasbateríasincorporadasenlasmicroredesnoseseparanoidentificancomorecursos.LaAutoridadsíproyectóunaumentode16%paraPuertoRicoenelcostodealmacenamientodistribuidocuandosehizoelanálisisdetarifasfuturascomparándolasconlasopcionesdeautoabastecimiento.434

e. Cogeneracióndecalefacciónyenergía(“CombinedHeatandPower”o“CHP”porsussiglaseninglés)

430. La Autoridad desarrolló parámetros para dos tipos de sistemas CHP,presentadosenelApéndice4delPIRPropuesto.Cadaunoesunaunidad9MW,con47porciento(47%)deeficienciaeléctricayefectiva,yeficienciatermalincluidadehasta70porciento(70%).Ladiferenciaentrelosdostiposesqueunoquemagasnaturalyelotrodiesel.

f. Pronósticodegeneracióndistribuida431. LaAutoridaddesarrollóunsolopronósticodeGDsolarabasedelPronóstico

deEnergíaAnual(AnnualEnergyOutlook,AEO,porsussiglaseninglés)delaAdministración de Información de Energía (Energy InformationAdministration,EIA,por sus siglasen inglés).435 LaAutoridadajustóelnivelactualdeGDutilizadaabasedelatasanacionaldeaumentocontenidaenelAEO para la Eficiencia y Reserva de Equipo del Sector Residencial y laCapacidadFotovoltaicaSolardeGeneraciónDistribuida.436LaAutoridadcalibróunmodelodepronóstico a basedeuna comparacióndel ritmohistóricodeimplementaciónGDconelAEO.Elmodeloseutilizóparacrearunpronóstico


433PIRPropuesto,apéndice1,páginas2-12

434VéasedocumentodetrabajoAutoridad“ESM_Rate_Impact_v3”.


436Id.

145

degeneracióndeGDaniveldistributivomásalládelhorizontedeplanificacióndelPIR.437

432. LaAutoridaddesarrollóunpronósticobaseparalageneracióndistribuidaCHPque presuponía que todos los proyectos CHP propuestos de los que laAutoridadteníaconocimientocontinuaranporlossiguientesaños.438Ademásde este CHP proyectado, la Autoridad dejó que el modelo de expansión decapacidadalargoplazodeAuroraseleccionaralosrecursosCHP,locualresultóenlautilizaciónadicionalCHPconrelaciónaloqueseincluyeenelpronósticobase.439

433. La Autoridad proyecta que la generación nueva de energía CHP y GD solarconectadaatransmisiónydistribuciónaumentede128GWhenel2019a2,416GWhenel2038.440GDyCHPreducenlademandatotaldeenergíaprovistaporempresadeserviciopúblicoenel2038enun14%menosqueelnivelbasedeEE,conrelaciónalademandabrutadeenergía.441CuandoseincluyentantoelnivelbasedeEEylageneracióndistribuidaenelpronóstico,searrojaquelacargaquesedebesatisfacerconrecursosprovistosporempresadeserviciopúblico muestran una tasa de crecimiento anual compuesto y combinado(combinedcompoundannualgrowthrate,CAGRporsussiglaseninglés)de-3.63%alaño.442

434. LaGDsolarnotieneunimpactodirectoenlademandapico,yaqueelpicoenPuertoRicoocurredenoche.EnelmodelodelaAutoridad,CHPpertenecientea los consumidores tiene un impacto neto en la demanda pico deaproximadamente 146 MW.443 La Autoridad proyecta que la demanda picodisminuyade2,761MWenel2019a1,706MWenel2038cuandoelnivelbasede EE y CHP se tomen en cuenta en el pronóstico de demanda pico.444 EstareducciónrepresentaunCAGRde-2.56%comparadoconunCAGRde-0.24%paraelpronósticobasedelademandabrutapico.445LacombinacióndeEEy

437VéaseRespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergíaROI-01-18(c),2deagostode2019.

438Id.

439PIRPropuesto,Apéndice4,página4-1




443PIRPropuesto,páginas3-22-3-23.


445PIRPropuesto,anejos3-24(página3-21)y3-26(página3-23).

146

generación perteneciente a los clientes reduce la demanda pico en un 36%comparadoconlademandabrutapicoproyectadaal2038.446

g. Costosdegeneracióndistribuida435. LaAutoridadconsiderólaenergíasolardistribuidacomounareducciónenla

cargaquelaempresadeserviciopúblicotendríaqueservir,peroapartedeeso,noseconsideróunrecursodelaempresadeserviciopúblico.Lacantidaddeenergíasolarfotovoltaicadistribuidanovaríaenlosescenariosynorespondea las tarifas de empresa de servicio público u otros resultados del PIR. Sinembargo, la Autoridad sí desarrolló y presentó un análisis de la economíarelativadelosclientesdetarifasdelaAutoridad,medicióndereddeenergíasolar fotovoltaica residencial, abandonode la red (autosuministro total)porenergía solar con almacenamiento, cogeneración y el uso de una planta dediesel.

436. LaAutoridadpresentóunanálisisdeloscostosrelativosparaloscasosS4S2yESM.EstascomparacionesseencuentranenlasSecciones8.2.13y8.3.10delPIR presentado, respectivamente.447 En cada caso, la Autoridad presenta elcomponentegenerativodetarifascomoequivalenteaaproximadamente11a12 centavos/kWh (subiendo según pasa el periodo de estudio), y elcomponentenogenerativorelativamentefijoentre6.6y7.4centavos/kWh.Latarifacombinadaesdeaproximadamente19centavosacortoplazo,bajandoacasi17centavos,yluegosubiendoa20centavos.448Encadacaso,laAutoridadtambiénpresentaunaversiónconpérdidasnotécnicas(al0.5%);lastarifasdeempresadeserviciopúblicosonmásbajasenestaversión.449LaAutoridadnoincluyóunatarifadereestructuraciónorepagodedeudaensuproyeccióndetarifaparaesteanálisis.LaAutoridadcalculólaeconomíadelosclientesconenergía solar fotovoltaica distribuida con y sin un cargo separado notrasladable.450

437. ParahacerunacomparaciónentreelserviciodelaAutoridadylaopciónGD,laAutoridadpreparómodelosdelcostodelaenergíasolarfotovoltaicaconysinelalmacenamientodistribuidorequeridoparaproveerservicioconfiableaunacasaquenoestéconectadaalared.LaAutoridadcalculóelLCOEdelamedición


447 Documentos de trabajo de la Autoridad titulados “S4S2B_Rate_Impact_V3.xlsm” y “ESM_Rate_Impact_v3.xlsm” (loscálculosseencuentranenestosdocumentosdetrabajo).

448PIRPropuesto,anejos8-37(página8-41)y8-59(página8-60)

449PIRPropuesto,anejos8-31(página8-41)y8-60(página8-60)

450PIRPropuesto,apéndice4,Anejo3-14,página3-29.

147

netadeenergíasolarusandolasproyeccionesdecostoATBdeNREL,ajustadopor16%porcostosdeinstalaciónmásaltosenPuertoRico,unfactorde1.2entrelacapacidaddeCCyCA,yITCsolar(calculadocomosielproyectofueraelegibleparael10%deITCcomercialluegodequeelITCmásaltoexpireenel2022).451 La Autoridad presupone un factor de capacidad de 20%.452 LaAutoridadincluyóelfactor1.2CCaCAsóloporelprimeraño(2019),locualresultaenlapresuposicióndeuncostoquees20%másaltoeneseañoqueenlosañosposteriores.453LosLCOEparaañosposterioresal2019correndesde$116/MWhenel2020hasta$130/MWhcuandosereduceelITC,yluegobajanyeventualmentellegana$86/MWhparasistemasinstaladosenel2038.454

438. Con estos precios, los análisis de la Autoridad demuestran que el costo deenergíadeunsistemasolarfotovoltaicodetechoesmásaltoqueelcostodelaAutoridad de generación hasta el 2028, pero que los sistemas solaresfotovoltaicosdetechoconpolíticasquelepermitanalosclientesevitarlatarifaentera (incluidos los costos de T&D), tales como medición neta, seránsumamente costo-efectivos. La Autoridad indica que esto confirma laproyección de que la energía solar fotovoltaico con medición neta seguiráimpulsandolaadopcióndelaenergíasolarfotovoltaicosimilaralastasasdeadopciónobservadas.455

439. LaAutoridadcalculaelcostodelsistemasolarfotovoltaico,sumadosuficientealmacenamiento para que el recurso combinado pueda satisfacer lasnecesidades de electricidad completas (autosuministro total). Esto requiereuna batería de 6 horas con capacidad de aproximadamente la mitad de lacapacidad de energía solar fotovoltaica.456 La Autoridad proyecta que lasbateríasresidencialescuestan20%másquelabateríaequivalenteaescaladeservicio público (por kW), incurren en un aumento de costo de un 16%deinstalaciónenPuertoRico,ysonelegiblesparaelITC.457Estaconfiguracióndeautosuministrodeenergíasolaryalmacenamientoesalrededordelastarifastotales de la Autoridad, a base del LCOE, y el costo de auto suministro

451Id.

452Id.

453Estonospareceunerrorinvoluntarioytratamossuimpactoenladiscusiónmásadelante.

454PIRPropuesto,apéndice4,anejo3-14,página3-29.


456 Véase documentos de trabajo de la Autoridad “S4S2B_Rate_Impact_V3.xlsm” y “ESM_Rate_Impact_v3.xlsm,” hoja“Residential”.

457PIRPropuesto,apéndice4,anejo3-18,página3-33.

148

residencialcompletoqueestápordebajodelastarifasdeAutoridadenel2026ysequedapordebajoporelrestodelperiododeestudio.458

440. LaAutoridadnopreparómodelosencasodeunaaceleraciónaunmayorderesultadosdeautosuministro(debidoaventasaúnmásbajas)ylaAutoridadtampoco preparó modelos para casos con menor uso de GD en lugares declientes.

441. LaAutoridadanalizóunaopcióndeCHPcomercialyunaopcióndegeneradordedieselparaevaluar laeconomíade los clientes conformeelabandonodecargaporcargasindustrialesocomerciales.Enunfactorde80%decapacidad,generalmenteelCHPescosto-efectivocomparadoconlatarifacompleta,peromáscaroquelaporcióndegeneraciónsola.459Segúnsediscutióanteriormente,laAutoridadproyectoque lasplantasCHPsolopodrían compensarporunaporcióndelacargaenunainstalaciónparticular(30%delacargapico);estolimitaelmercadopotencialyeltamañodelrecursoCHPagregado.LaAutoridaddejóqueelmodeloAuroradeterminaralacantidaddeCHPutilizado,envezdeestablecer una cantidad fija de aportación. La Autoridad presupone que losgeneradoresdedieselconunfactordecapacidadde80%tienenunLCOEde$181/MWh, que está cerca de la tasa promedio con todo incluido yconsiderablemente más alto que la porción de la tasa exclusivamente degeneración.460

442. LosinformesytestimoniosderefutacióndelaAutoridadsediscutenluegodelosinformesdetercerosinterventores.

2. Interventores

a. EnvironmentalDefenseFund(EFD)443. En su Testimonio Presentado Anticipadamente, la Dra. Elizabeth Stanton

testificó a nombre del EDF que Puerto Rico debe aprender del ejemplo deHawaiiydesarrollarrecursosdealmacenamientoyenergíarenovableabajocosto.461

444. LaDra.StantontambiénindicóquelosestimadosdecostodevientohaciaelmarproducidosporLazardhanbajadoun43porcientoenlosúltimoscinco

458PIRPropuesto,anejos8-37(página8-41)y8-59(página8-60).

459Id.

460Id.

461EDF,TestimoniodelaDr.ElizabethStanton,23deoctubrede2019,página4.

149

años,a$92/MWhenel2018.462LaDra.Stantonnoproveyóestimadosdecostodel viento hacia el mar, y tampoco incluyó costos de viento hacia el marespecíficosparalosrecursosdevientodePuertoRico.

445. La Dra. Stanton citó la Corporación de Finanza Internacional (InternationalFinanceCorporation),lacualindicaquelosgeneradoresdeenergíasolarconfrecuenciasepuedenconstruirenunperiodode6a12meses,comparadoconlos4-5añosparageneradoreshidroeléctricosydecombustiblefósil.463LaDra.Stanton señaló que la Autoridad impuso limites en la capacidad anual deconexiónpararecursossolaresydebateríaperonoparageneradoresdegas.464SeñalóqueestoslímitescreanunriesgodequelosrequisitosdeRPSdel2022nosesatisfagan.465

446. LaDra.Stantonsostuvo466quelasplantasdecombustiblefósilconsideradasporlaAutoridadenelPIRPropuestocorrenelriesgodeconvertirseenactivosendesusosinosedepreciancompletamenteal2050,cuandoel100porcientodelaenergíasedebegenerarporrecursosrenovablesbajolaLey17.AlegóquelaAutoridad no tomó en cuenta demanera correcta la vida útilmás corta deactivosde combustible fósil instaladosmás cercadel2050enelperiododerecuperacióndecapital,yqueelvaloractualnetodedichosescenariossedebeaumentar.Recomendóqueloscostosseamorticendurantelavidaútilviable,tomandoencuenta las leyesy losreglamentosadecuados.467LaDra.StantontambiénindicóquelaAutoridadnotomóencuentaelriesgodenoteneraccesoatarifasdeinterésrazonablesparainversionesdegas.LaDra.Stantonindicóquelasinversionesengeneradoresrenovablesnoconllevanunriesgotanaltodeseractivosendesusoyaquesucombustibleesgratuito.468

447. En su Informe Final, el EDF indicó que la Autoridad debe alentar y facilitarsoluciones de productores que a su vez son consumidores, incluida lageneracióndistribuida.469ElEDFmencionólapreocupacióndequelaAutoridadestésubestimandoelriesgodeabandonodelclienteafavordelautosuministro

462Id.23deoctubrede2019,página8.

463Id.23deoctubrede2019,página18.


465Id.página19.

466Id.23deoctubrede2019,páginas19-24.

467Id.página24.468Id.

469EDFAlegatoFinal,6demarzode2020,página2.

150

enlaconsideracióndesusestrategias.470AlEDFtambiénlepreocupaquesiloshogaresdejanlared,menosclientespermaneceránparacompartirlacargadelos costos de infraestructura de la empresa de servicio público.471 Al EDF lepreocupaqueapesardelcrecimientoenbateríasyenergíasolarinstaladosporclientes, laAutoridadactualmenteno tieneningúnprocesodeadquisiciónoincentivos para atraer clientes o añadir sus recursos a los VPP.472 El EDFrecomendóquelaAutoridadinvestiguedichosprogramasyevaluéypromuevaVPPyactivosdetrásdelcontador(behind-the-meter).473

448. El EDF criticó el PIR por poner limitaciones en la adopción anual dealmacenamientodebatería y sistemas solares fotovoltaicos e indicóque lasjustificacionesdelaAutoridadparadichoslímitesnotienenfundamento.474ElEDFrecomendóquelaenergíarenovableyelalmacenamientodebateríaesténenigualdaddecondicionesconlageneracióndecombustiblefósil,sinlímitesarbitrariosensuvelocidaddeadopción.475ElEDFtambiéncriticóalaAutoridadporconsiderarlasbateríasylaenergíasolarrecursosdistintos,envezdeunrecursocombinadoquepudohaberreducidoelcostoglobal.476

449. ElEDFalegóqueelPIRPropuestosubestimólosbeneficiosdelpoderdevientoeindicóqueelvientoes“generalmenteunodelosrecursosdemásbajocosto”y“unopensaríaqueelPIR incluiríaunacantidadsubstancialderecursosdeviento.”477ElEDFalegóqueesencialmente,laAutoridadsóloanalizólasplantasdegasyenergíasolarfotovoltaicadeescaladeserviciopúblico,ynoanalizólaeficiencia de energía, respuesta de demanda, plantas virtuales o bateríascombinadasconsistemassolaresPV.478

450. ElEDFrecomendóquesepubliqueunasubasta(RFP)detecnologíaneutra(yquelofaciliteunterceroindependiente)antesdelpróximoPIRparasolicitarpropuestasdegeneracióndeenergíayopcionesdealmacenamiento,ygenerarlospreciosusadoscomo insumopara losmodelosdePIR.479ElEDFtambién

470Id.página24.

471Id.página25.

472Id.página49.

473Id.página50.

474Id.página20.

475Id.página44.

476Id.página21.

477Id.página27.

478Id.página32

479Id.página56.

151

sugirióque laAutoridad lleveacabounestudiopotencialdevientodesdeyhaciaelmaryqueuselosresultadosparaelpróximoPIR.480

451. En su Memorándum de Respuesta, el EDF sugirió que la Autoridad y elNegociadodeEnergíaevalúenlossistemassolaresfotovoltaicosdetechoylossistemas solares fotovoltaicos de escala de servicio público en igualdad decondiciones481yreconozcanquemientraslossistemassolaresfotovoltaicosdeescaladeserviciopúblicopuedeteneruncostodeenergía(LCOE,porsussiglaseninglés)másbajo,laenergíasolardetechotambiénpuedeproveerbeneficiosderedadicionales(ademásdeempoderaralconsumidorencuantoalaenergíalimpiay resiliencia)quesedebenconsideraral igualqueelLCOE.482ElEDFtambién provee pasos que la Autoridad incluya VPP en PIR futuros yadquisiciones. Estas sugerencias incluyen convocar una subasta parapropuestasVPPparaproveerservicios,permitiéndolealasVPPqueparticipenensubastasparaserviciosespecíficosconrelaciónalosrecursosdeescaladeserviciopúblicoyofrecerunatarifaparaserviciosespecíficos.483EnsuInformedeRespuesta,elEDFreiterósusugerenciadeunasubastaneutralencuantoala tecnologíayrecomendóqueseescribademanerasuficientementeampliacomoparapermitirlealosVPPqueparticipen.484ElEDFtambiénrecomendóque la Autoridad comience a desarrollar tarifas para servicios que los VPPpodríanproveeryconsidereprogramassencilloscomoelprogramade“traertupropioaparato”deGreenMountainPower.485ElEDFcomunicósuapoyoconlassugerenciasdeSunrunylasLEOconrelaciónalosprocesosparaacelerarlaintegracióndealmacenamientoyenergíasolar.486

b. OrganizacionesambientalistasLocales(“LEOs”porsussiglaseninglés)452. EltestimonioescritodelDr.AgustínIrizarryRiverapara lasLEO, incluyeun

cálculodetalladodeloscostosalternativosdebateríasydelossistemassolaresfotovoltaicos.Derivauncostode7.8centavos/kWhporgeneracióndeenergíasolarfotovoltaicaenel2019,quebajaa2.7centavos/kWhenel2030yluegoa

480Id.página52.

481EDFReplicaaAlegato,20deabrilde2020,página7.

482Id.página5.

483Id.página13.

484Id.página14.


486Id.página20.

152

1.8centavos/kWhenel2038.487Presuponequeelclienteesdueñodelsistemaylofinanciaconunpréstamopersonal;nopresuponeelusodelITC.488Hacereferencia al “U.S. SolarPhotovoltaic SystemCostBenchmark:Q12018”delNRELcomolafuentedesusestimadosdecosto.489ElDr.IrizarryRiveracitóuncostoinstaladoyfinanciadode$2.37/WACporsistemasfotovoltaicosdetecho,a base de la suma del costo del módulo PV, inversor, balance del sistemaestructuralyeléctrico, costode cadenadedistribución, impuestos,manodeobradeinstalación,permisosygastosindirectos,conunaproporciónde1.15CC a CA y un préstamo personal con una tasa de interés de 4.5% por 60meses.490DurantelavistaevidenciariaelconsultordelNegociadodeEnergíalepreguntó al Dr. Irizarry Rivera sobre el hecho de que los costos que usó elinforme NREL no incluyeron los costos de adquisición del cliente ni lasganancias.ElDr.IrizarryRiveratestificóquenoesnecesarioincluiresoscostosyaquesuanálisissellevaacabodesdelaperspectivadeunclientequeadquiereloquenecesitaparasuhogar,ynodesdelaperspectivadeundesarrollador.491

453. Ensutestimonioescrito,elDr.IrizarryRiveracomparóelcostodegeneracióndeenergíasolarfotovoltaicaalcostoasumidodeloscontratosrenegociadosdelaAutoridadconrecursosdelossistemassolaresfotovoltaicosquehanfirmadocontratosconlaAutoridad.492IndicóquelaAutoridaddeberíaescogersistemasdetecho,aúnconelcostocalculadoporlaAutoridadde15.3centavos/kWh,envezdelossistemasrenegociadosa15centavos/kWh,porquelosproyectosaescala de servicio público estarán sujetos a pérdidas de líneas, costos deserviciodeladeudaycostosadministrativos.493

454. ElDr.IrizarryRiveratambiéncriticóalaAutoridadporincluirynoexplicarelaumentode16%alcostoporcostosespecíficosaPuertoRico,yporusarunfactordeconversión1.2CA-CCenvezdelaproporciónde1.15sugeridaporNREL.494TambiénindicóquelaAutoridaddebióhaberusadoelmodelodecostoATB“deinvestigaciónydesarrollo”deNREL,envezdelcaso“investigaciónydesarrollo + mercado” porque el último refleja la dinámica de mercado

487LEOs,TestimoniodeAgustínIrizarryRivera,23deoctubrede2019,página11.

488Id.página18

489Id.página10;LEOs,RespuestadelaAutoridad-LEO-1,24denoviembrede2019,página2.

490LEO’RespuestaaROIAutoridad-LEO-1,24denoviembrede2019,páginas2-3.

491VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,2:30-2:32.

492LEOs,TestimoniodeAgustínIrizarryRivera,23deoctubrede2019,página12.

493Id.

494Id.página17.

153

alrededordeuncréditodeimpuestosquenoleaplicaríaaundueñodeunacasaqueuseunpréstamopersonalenPuertoRico.495

455. Alexaminarelcasodeabandonoderedpotencial,elDr.IrizarryRiveraindicóquelaAutoridadexageróeltamañorequeridodelabateríaparaoperacionesautosuficientes(off-grid),porqueelconsumopromedioporhogar(13kWh)esmenosdeloquelaAutoridadpresupuso(17.8kWh).496TambiénindicóquelasbateríasenPuertoRicocuestanmenosdeloquepresupusolaAutoridad.Enunacontestaciónduranteeldescubrimientodeprueba,indicóqueelcostodeunabateríade3.6kWhdeunalmacéndePuertoRicoes$2,395,o$665.30porkWh.497ElDr.IrizarryRiveracomparóelcostodeautoabastecimientousandosuproyeccióndecostosalastarifasvigentesdelaAutoridadyalastarifasdelaAutoridadluegodelaaplicacióndelcargodelacuerdodereestructuraciónpropuestoymuestraqueloscostosdeautoabastecimientosonmenoresqueloscostosdeenergíaprovistaporreddurantetodoelperiodo,conunaumentodeladiferenciaconelpasardeltiempo.498ElDr.IrizarryRiveraconcluyóquees más probable que los clientes de la Autoridad adopten opciones degeneracióndistribuidayautoabastecimientodeloqueindicanlastendenciashistóricas,impulsadasporcostosreducidosdePV,cargosdereestructuración,retos de fiabilidad continuados aún durante buen clima y los costos deinversiónnecesariosparaobtenerservicioeléctricofiable.499

456. Enelanejodesutestimoniosuplementario,elSr.SandovaldelasLEOpresentóuncálculodealmacenamientoquedistribuidopodríareducirloscargospicoentre10y16MWsal2025y25y37MWparael2038,locualreflejaelefectode6,000sistemasdealmacenamientoresidencialenelcasobajoy9,000enelcasoalto.500

457. En su Testimonio Presentado Anticipadamente para las LEO, la Sra. AnnaSommerdiscutióelriesgodesalidadeclientesdelsistemadelaAutoridad.501Demostróquelasalidadeclientestienesentidoparalaeconomíadelclienteenlamayoríadelosaños,especialmentedespuésdeincluirloscargosdelAcuerdo

495Id.página19.

496Id.página13.

497LEOsRespuestaaROIPREPA-LEO-1,24denoviembrede2019,página3.

498LEOs,TestimoniodeAgustínIrizarryRivera,23deoctubrede2019,páginas14-16

499Id.enpáginas20-21.500LEOs,TestimonioPericialSuplementariodeRonnyO.Sandoval,11dediciembrede2019,anejo“ADistributedEnergyResourceRoadmapforPuertoRico:Phase1Report,”páginas15-16.

501LEOs,TestimoniodeAnnaSommer,23deoctubrede2019,páginas9-12.

154

deApoyodeReestructuraciónPropuesto(Figura3,página11).IndicóquelatarifadelaAutoridadenrealidadpodríasermásaltadebidoalaformaenquese recupera la inversión de capital en la práctica (con una cantidad quedisminuyetodoslosañossegúndepreciaelactivo),ylaprobabilidaddequelasinversiones de endurecimiento de la red (tales como inversionesMiniGrid)crearíancostosnogenerativosquenosereflejanenlastarifaspresentadas.

458. La Sra. Sommer sostuvo en las páginas 20-21 de su Testimonio PresentadoAnticipadamentequelaAutoridadexageróelcostocapitallossistemassolaresfotovoltaicos al añadirleun factorde conversión innecesariode1.3 entre lacapacidadCCyCAcomopartedesucálculo.502LaSra.Sommersostuvoqueelfactor de capacidad está en unidades kWhAC/kWhDC y por lo tanto toma encuentalaconversiónentrelacapacidadCCdelospanelessolaresylaenergíaCAqueseproveealaredeléctrica.

459. LaSra.SommertambiénsostuvoquelaAutoridadsubestimóelcostodenuevosgeneradores de gas natural de ciclo combinado. Indicó que los costos queproyectalaAutoridadsonmásbajos(entérminosde$porkW)queloscostospresentados en un proceso de subasta recientemente en Indiana parainstalaciones más grandes, lo cual va en contra de la economía de escalaesperada.503LaSra.Sommerseñalóqueelaumentode16%porconstruirenPuertoRicodebe,afindecuentas,acogerproyeccionesdecostoenPuertoRicomásaltas,envezdemásbajas,queenlosEstadosUnidos.504

460. En su Informe Final, las LEO sostuvieron que el costo de energía solardistribuidaessustancialmentemásbajodeloquelaAutoridadpresupusoensuPIR,yquelaAutoridaddebióhaberadquiridocostosrealesdelageneraciónexistentedeclientesoinstaladoresenPuertoRico,envezdedependerdelasfuentes NREL.505 Las LEOs sostuvieron que la Autoridad presupuso que lageneracióndistribuidaesentredosycuatrovecesmáscaraqueenlosEstadosUnidos,conunadiferenciaqueaumentaconeltiempoyqueestonosebasaencostosrealesenPuertoRico.506LasLEOsostuvieron,específicamente,queelFactordeCostodeÁreade16%delDepartamentodeDefensanoesconsistente




505LEOsAlegatoFinal,6demarzode2020,páginas10-11.

506Id.página11.

155

con los costos reales, por lomenos para energía solar de techo.507 Las LEOreiteraronmuchosdeestospuntosensuInformedeRespuesta.508

461. ElInformeFinaldelasLEOsostuvieronquelageneracióndistribuidapodríacontribuir “muchomás” a la red de lo que proyecta la Autoridad en el PIRPropuesto,sielcostodelossistemasdistribuidosesmenordeloqueestimalaAutoridad y si la Autoridad ofrece “incentivos adecuados y de mejorintegración”.509LasLEOindicaronquesilageneracióndistribuidacontribuyemás,entonces,“recaeríamenoscargadelaconstruccióndenuevageneraciónsobrelaAutoridadylosconsumidores.”510

462. ElInformeFinaldelasLEOreiteróelargumentodelaSra.Sommers(descritoanteriormente)dequeelusodeunfactordeconversióndeCCaCAyelfactorde capacidadproducenestimados exagerados en cuanto al costode energíasolaraescaladeserviciopúblico.

463. ElInformedeRespuestadelasLEOrespondelaspreguntashechasdurantelasvistaspúblicas y apoyao seoponea variasde lasdeclaracioneshechasporotrasPartesensusInformesFinales.ConrespectoalasolicituddelNegociadodeEnergíadeproveercomentariossobreelusodesistemassolaresdetechoenvezdeproyectosaescaladeserviciopúblico, locualespertinenteaestasección del PIR Propuesto, las LEO sugirieron que la Autoridad provea unprograma expedito para la interconexión automática de los sistemas PVdistribuidos, así como la medición neta de electricidad para esos sistemas,luegodeunainspecciónporuningenieroindependiente.511LasLEOtambiénsugirieronquelaAutoridaddebeentrarencoordinaciónconlosdueñosdelossistemasdealmacenamientoyPVdistribuidosparaganarvisibilidad,yquelaAutoridaddebecompensaralosclientesporlosserviciosqueestosrecursospuedanproveerlealareddesuministrodeelectricidad.512

464. El Informe de Respuesta de las LEO también responde a la solicitud delNegociado de Energía de proveer comentarios sobre las VPP (i.e.,intermediariosdistribuidores)(i.e.,aggregators).LasLEOindicaronqueesuna“decisión que no se lamentará” (no-regret decision) el posicionar estosproyectos[iniciadosypagadosporlosclientes]porlarespuestaenfrecuencia

507Id.página12.

508Véase,e.g.,LEOsReplicaaAlegato,20deabrilde2020,enpáginas12-13.

509LEOsAlegatoFinal,6demarzode2020,página12.

510Id.

511LEOsReplicaaAlegato,20deabrilde2020,enpágina3.

512Id.página4.

156

yotrosserviciosdereddesuministrodeelectricidadquepuedanproveer.”513Sin embargo, las LEO advirtieron que los agregados no deben ser la únicamaneradeatraerlosrecursosdistribuidos.LasLEOsugirieronque“senecesitaunprogramamásprofundo,holísticoyproactivoparabrindarleslosbeneficiosdelageneracióndistribuidaalospuertorriqueñosconingresoslimitados.”514Encuantoa laadquisiciónde lasVPP, lasLEOenfatizaronla importanciadecumplir cabalmente con los procesos de adquisición establecidos por lasreglas515yhacerreferenciaalosprocesosquesediscutierondurantelavistaevidenciaria,comoloseríanlassolicitudesdepropuestas,elusodearancelesytarifas,yelusodeprogramasquefomentenEEyDR.516LasLEOindicaronquelascooperativaspuedensermodelosefectivosparapromoverlaparticipacióndelascomunidadesdebajosingresos.517

465. El Informe de Respuesta de las LEO señaló que la Autoridad no analizó demaneraadecuadalosrecursosdeviento,puesnotomóencuentasuspatronesdeproduccióndeenergía.ElinformecitóalDr.Bacalaoalseñalarqueestofue“unodelosaspectosenelquepiensoquenuestroanálisisnofueexhaustivo.”518El Informe de Respuesta de las LEO no hace ninguna distinción entre losrecursosdevientoentierraocostaafueraenrelaciónconestapreocupación,oaclara qué tipo de recurso de viento ellos piensan que tiene un patrón deproducciónquecomplementaelsolar.

c. Interventoressinfinesdelucro(“NFPs”porsussiglaseninglés)466. En su testimonio escrito para los NFP, el Dr. EricWoychik testificó que los

costos de los PV solares, el viento y las baterías han disminuidosustancialmenteenlaúltimadécada.519RecomendóquelosDER,incluidoslossolares y de almacenamiento, pero también la eficiencia energética y larespuesta a la demanda, pueden “orquestarse” para maximizar el valor.520Señalóquelosrecursosquepuedenaumentar,yenlosquesepuedeconfiar

513Id.página8.

514Id.página9.

515Id.páginas9-10

516Id.página10.517Id.páginas11-12.

518Id.página22,concitaaNegociadodeEnergíaenvivo,VistaEvidenciaria/CEPR-AP-2018-0001,YouTube(5defebrerode2020),https://youtu.be/vIXWJt52Hfk?t=13073.

519Interventoressinfinesdelucro,TestimoniodelDr.EricWoychik,22deoctubrede2019,páginas7-8.

520Id.página9.

157

durantemomentosdecargaalta,tienenmásvalorydebenfavorecerse.521Dr.WoychiktambiénrecomendóqueelNegociadodeEnergíasoloapruebe1,000MW de generación de la estación central que cuesta menos que el costocombinado de energía solar y almacenamiento (batería) o viento yalmacenamiento (batería) de $0.025/kWh.522 Expresó su preocupación encuantoaque,debidoaqueestoscostosahoraestándisponiblesenlosEstadosUnidos,lageneracióndelaestacióncentralnoseráeconómicasicuestamásqueestenivel.523

467. EnsuInformeFinal,losNFPargumentaronqueelsectordelaelectricidadseestá “moviendo hacia la instalación de sistemas solares fotovoltaicosindividualesconbateríadeapoyo,”yqueelPIRdelaAutoridadnoreflejaestehechoparaconseguirlosbeneficiosparasusclientes.524LosNFPargumentaronquelaresilienciaqueofrecenelsistemasolardetechoylasbaterías,impulsauna nueva realidad de mercado tras el Huracán María.525 Los NFP tambiénargumentaronque,debidoaqueelsistemasolardetechoylasbateríaspodríanevitarlanecesidaddeconstruirinstalacionesdeLNGylíneasdetransmisión,usarestas tecnologías “disminuyeel riesgodequeelabandonode la reddesuministro de electricidad cree nuevos costos no recuperables (strandedcosts).”526 Los NFP argumentan que el PIR no tomó en cuenta las centraleseléctricas virtuales (virtual power plants), y laAutoridad estuvo de acuerdodurante la vista evidenciaria que las VPP pueden sustituir otras centraleseléctricas.527

468. LosNFPindicaronqueun“sistemasolartraselimpuestoalcontador”(“solarbehindthemetertax”)asociadoconelRSApropuestoaceleraríaelabandonode la red de suministro de electricidad, empeoraría el flujo de caja de laAutoridad,yresultaríaenunPIRPropuestonoviable.528Argumentaronquelospreciosdeelectricidadaltosfomentaríaquelosclientesabandonenlareddesuministrodeelectricidad,locualdisminuiríala“capacidaddePuertoRicode

521Id.página11.

522Id.página14.

523Id.

524NFPsAlegatoFinal,6demarzode2020,página8.

525Id.página9

526Id.página10


528Id.páginas12-13

158

pagar por soluciones energéticas sensatas”.529 LosNFP apoyan un “esfuerzocolaborativo” entre laAutoridad, elNegociadodeEnergía, los clientes, y losproveedoresdeDER,parareducirloscostosyminimizarelabandonodelareddesuministrodeelectricidad.530

d. ProgressionEnergy469. EnsuTestimonioPresentadoAnticipadamente,elSr.KevinBannistertestificó,

a favor de Progression Energy, sobre la disponibilidad y potencial atractivoeconómicodelosrecursosdelaenergíaeólicamarinaparaPuertoRico.ElSr.Bannister presentó evidencia de que los costos del viento costa afuera hanbajado en otras partes del mundo recientemente, y que las proyeccionesrecopiladas por el Departamento de Energía de EE. UU. muestran que losexpertosesperanquelospreciossiganbajando.531ElSr.Bannisterseñalóqueseesperaquelosrecursosdeenergíaeólicamarinatengancostosniveladosenalgunos lugares de entre $60-$70/MWh, una vez que la industria alcanceeconomíasdeescala.532ElSr.BannistertestificóquelaAutoridadcometióunerroralconsiderarquelaenergíaeólicamarinatendríaelmismopatróndiariodegeneracióneólicaterrestre,abasealosdatosdelCentroNacionaldeBoyasColectorasdeDatos(NationalDataBuoyCenter).533Élusaunarelaciónaescala(scaling relation) para calcular las velocidades del viento a la altura de lasturbinas de viento (porque las boyas actuales no son tan altas como unaturbina),luegotrazaestavelocidaddelvientoalaproducciónqueseesperadeunaturbinadevientodeSiemens.534ElSr.Bannistermostróque,enbaseasuanálisis, la energía eólicamarina tiene una forma de carga sustancialmentediferentea laeólica terrestreya lossistemasdeenergíasolar fotovoltaicos,segúnsemuestraenlaFigura12.535ElSr.Bannisterconcluyósutestimonioconrecomendacionespararealizarmásanálisis,yargumentóqueelPIRnodebeaprobarsesinunaevaluaciónadecuadadetodoslosrecursosdegeneración.536SeñalóquelatecnologíadeProgressionEnergypermitequesedesarrollecerca

529Id.página16.

530Id.

531ProgressionEnergy,TestimonyofMr.KevinBannister,23octubre2019,líneas92-108.

532Id.líneas115-129.


534Id.líneas221-234

535Id.líneas247-253


159

delacostanortedePuertoRico,yrecomiendaqueseincluyanenelPIRhasta500MWdevientocostaafuera.537

e. SolarandEnergyStorageAssociation–PuertoRico(SESA-PR)470. En su Testimonio Presentado Anticipadamente, el Sr. Patrick J. Wilson

recomendócambiosaalgunasdelaspresuncionessobrelaadopcióndeenergíasolar y almacenamiento distribuidos. Identificó varios proyectos actuales yprobablesproyectosfuturosquesegúnélnosehantomadoencuentaenelPIRPropuesto, como lo serían los fondos bajo la Subvención en Bloque para elDesarrolloComunitarioparalaRecuperaciónanteDesastresparageneracióndistribuida($400millones),lospagosparalosREC,lasreduccionesencostosparalainnovación,agregadosdelageneraciónyalmacenamiento,lasopcionesfinancieras emergentes, la adopción de almacenamiento con energía solarcomo práctica común tras el Huracán María, y las nuevas compañías queofrecen energía solar y almacenamiento de nuevas maneras.538 Mr. WilsonsugirióquelageneracióndistribuidaseanalicedemaneramásprofundaquelapresentadaenelPIRPropuesto.539

471. Durante lavistaevidenciaria,elSr.Wilson testificóqueesmuyraroque losclientesque instalan sistemas solares yde almacenamientohoydíaquieranabandonar la redde suministrodeelectricidad.540 Señalóque comoel cargomensualporlaconexiónessolocuatrodólaresalmes,aúnsielsistemapudierasuplirelcienporcientodelconsumodelcliente,valelapenahacerelpagodedichacantidadbajaparapoderusarlareddesuministrodeelectricidadcomoreservadeseguridad.ElSr.Wilsontestificóquelamediciónnetafielpromuevela certeza de los clientes, la estabilidad delmercado y el crecimiento de laenergíasolar.541TambiénseñalóqueelRSApropuestofomentaríaelabandonodelareddesuministrodeelectricidad.

472. ElInformedeRespuestadeSESA-PRconsisteenseccionesidentificadasdelosInformespresentadosporotrosTercerosInterventoresconlosqueSESA-PRestádeacuerdo.Muchosdeéstosestánrelacionadosconlostemasdiscutidosenestasección,yestospuntossediscutenenlosmaterialespresentadosporlaparte.


538SESA-PR,TestimoniodePatrickJ.Wilson,23deoctubrede2019,páginas15-16.

539Id.página16.

540VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,1:49-1:50.

541Id.1:50-1:51.

160

f. Sunrun473. En su Testimonio Presentado Anticipadamente, el Sr. Christopher Rauscher

testificó en apoyo del uso de recursos solares y de almacenamiento pordistribución agregada (aggregated) como lo serían las centrales eléctricasvirtuales(lasVPP,porsussiglaseninglés).Bajodichaconfiguración,losbienesdistribuidospuedensermonitoreadosyadministradoscomounrecursoquesepuededespacharamúltiplesnivelesdeagregación(aggregation).542ElSr.Rauscher señaló que las VPP pueden proveer los mismos servicios que lasfacilidadesdealmacenamientomásgrandes(comoporejemplo,serviciosdemayordemandayaumento(peakandrampingservices),capacidaddereservainmediata disponible, y (soporte de frecuencia),543 y además proveencapacidadesexclusivasabasedellugarenlareddesuministrodeelectricidad(comoporejemplo,apoyodetransmisiónlocalizada,reduccióndelacargadelareddedistribución,manejodelvoltaje,yresilienciaenáreaspequeñas).544

474. ElSr.Rauscher también testificóqueélpiensaque losrecursosdistribuidospueden ser más rentables que los recursos centralizados ya que evitan laspérdidasenlaslíneasypuedenaprovecharlascontribucionesdelosclientesalos costos del sistema.545 El costo del servicio puede ser más bajo que losrecursos de almacenamiento en grandes cantidades porque el clientecontribuyealcostoparaobtenerlosserviciosderesiliencialocal.546

475. ElSr.RauscherseñalóqueelDr.BacalaodijodurantelaConferenciaTécnicaque la idea de las centrales eléctricas virtuales está “insertado” en el PIRPropuesto.547 El Sr. Rauscher recomendó la idea de las VPP se expresen demanera explícita.548 Mr. Rauscher expresó su preocupación de que si losrecursosdealmacenamientodetrásdelcontadornoseexplicanexplícitamenteyseusancomorecursosdelareddesuministrodeelectricidad,laAutoridadadquiriráalmacenamientoengrandescantidadesparaproveereseservicio,locualresultaráenuncostodecapitalduplicadoparaPuertoRico.549Señalóquela idea de las VPP es compatible con el PIR Propuesto, el cual incluye el

542Sunrun,TestimoniodeChristopherRauscher,23deoctubrede2019,página4.

543Id.

544Id.página5.

545Id.páginas5-6.

546Id.página7.

547Id.páginas3-4.

548Id.páginas8-9.

549Id.página9.

161

desarrolloderecursossolaresydealmacenamientosustancialesdentrodelospróximosaños,yquelasVPPpuedeneliminarlamayoríadeloscostosdetierraeinterconexiónyreducirlanecesidaddelacapacidaddetransmisiónydelacapacidaddereservainmediatadisponible(spinningreserves).550

476. El Sr. Rauscher calcula una posible escala para el sistema solar de VPP yalmacenamientopararesidenciasenPuertoRicoa6.6GWdesolary12.4GWhdealmacenamiento.551Señalóqueestaescalaindicaque“nohayningúnlímitesuperiorpráctico”silaintencióndelaAutoridadesdesarrollarlasVPP.552Mr.Rauscher describió la infraestructura de comunicación necesaria para lacoordinación y la intermediación y distribución relacionadas con las VPP, yseñalóquepuedenusarsechipscelularesoredesinalámbricasdeclientes,paranonecesitarunareddecomunicacióndeserviciospúblicosaparte.553Tambiénseñaló que las baterías agregadas de distribución (aggregated batteries)tambiénpodríanresponderalaslistasolasseñalesdepreciodelaAutoridad,sin tener que integrarse a los centros de control de la Autoridad.554 El Sr.Rauscherdescribe las opciones flexiblesdisponiblespara laAutoridady losintermediariosdistribuidoresparapagarporlosserviciosbrindadossinhacercambios en los procesos de facturación o las estructuras de precios; laAutoridad le pagaría al intermediario distribuidor quien entonces podríaofrecerlesvariasformasderemuneraciónalosparticipantes.555

477. ElSr.RauschersugirióquelaintermediaciónydistribuciónrelacionadasconlasVPPpuedenadquirirsedemanerarentable:definiendolanecesidad,nolasolución; compartiendo la información; promoviendo la creatividad de losproveedores; valorando la modularidad y la flexibilidad; y evaluando lasopciones demanera holística.556 El Sr. Rauscher indicó que las VPP puedenapoyarunmodeloMiniGrid,silaAutoridadyelNegociadodeEnergíaescogenese modelo.557 Sugirió que los edificios públicos (incluidas las escuelas, losedificiosmunicipales y la vivienda pública) podrían un buen anfitrión para


551Id.página14.

552Id.

553Id.página15.

554Id.página16.




162

recursosde almacenaje yde energía sola agregada, a la vezque ofreceríanbeneficiosderesiliencia.558

478. Durantelavistaevidenciaria,elconsultordelNegociadodeEnergíalepreguntóalSr.Rauschersilossistemassolaresfotovoltaicospuedenimplementarsealaescala contemplada por el PIR Propuesto sin las ganancias o los costos deadquisicióndelosclientes.559ElSr.Rauschertestificóque,enelcasoenelquelos clientes obtienen sistemas distribuidos de PV solares de maneraindependiente, que es lo que asume el PIR, los costos de adquisiciónde losclientesyotroscostosvariables(softcosts)sonmásaltosqueloscostosporequipo.También testificóqueeldesarrollador/instaladordebe tener algunaganancia para sentirsemotivado a continuar en el negocio. El Sr. Rauscheridentificó un caso hipotético alterno, en el que – si la Autoridad estuvierainteresada en protegerse contra el abandono de la red de suministro deelectricidad – la Autoridad podría desarrollar una estructura en la que laempresadeserviciopúblicoes lacompradora(off-taker)de laenergía,y losclientes podrían ser intermediarios distribuidores (aggregated) para lainstalaciónporlote(batchedinstallation).560Enestecaso,testificóqueelclienterecibiría algún ahorro en sus facturas y energía confiable, mientras que eldesarrolladorrecibeunrendimientorazonable,eincurreencostosmásbajosdeadquisicióndelcliente.

479. Durantelavistaevidenciaria,alpreguntárselesobreelabandonodelareddesuministrodeelectricidadqueestáocurriendohoydía,elSr.Rauschertestificóquesufirmadeterminaeltamañodelossistemasparamanteneralosclientesenlareddesuministrodeelectricidad,locualélpiensaqueesmáseconómicopara el cliente y para la empresa de servicio público.561 Luego, durante lasvistas,elSr.RauschertestificóquelasVPPpuedenserunaproteccióncontraelabandonodelareddesuministrodeelectricidadporquelosparticipantesenlasVPPpuedenproveerleunservicioalaempresadeserviciopúblicoyrecibirremuneración por ese servicio, y a la vez retener la resiliencia para sushogares.562 El Sr. Rauscher testificó que casi todos los sistemas solares enPuerto Rico están siendo instalados con almacenamiento,563 pero que elalmacenamiento no está siendo utilizado como un recurso para el servicio


559VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,sesióndelatarde,2:57-2:58.

560Id.,2:58-2:59

561Id.,1:49.

562VistaEvidenciaria,7defebrerode2020,sesiónmatutina,3:41-3:43.

563Id.3:40-3:41

163

público.Porlotanto,testificóque“probablementePuertoRicotieneoprontotendráelrecursodeVPPmásgrandedelmundosinusar.”564

480. ElInformeFinaldeSunrunindicóqueeltestimoniodelSr.Rauscherydeotrosperitos,incluidoeldelostestigosdelaAutoridad,apoyalaconclusióndequelas VPP pueden proveer servicios indistinguibles de los provistos por lageneración máxima (peaker) de los combustibles fósiles; que las VPP de“muchasmaneras”sonsuperioresaotrasopcionesderecursos(incluidaslasenergíasrenovablesaescaladeserviciopúblico);queessencilloobtenerlasVPP usando las RFP, tarifas o programas; que es sencillo construir y hacercrecerlasVPPdebidoasunaturalezamodular;quelasVPPpuedenayudaraaplazarlosgastosdelainfraestructuradetransmisión;yquelosclientesdelossistemassolaresydealmacenamientoconstituyenrecursosdeVPPsinusardelosquesehaceusocadadía.565

g. Wartsila481. Ensu testimoniocomoperito,elSr.BrianFladgerdeWartsilaseñalóque la

Autoridad ha considerado precios para las tecnologías de motores decombustión interna alternativos (“RICE,” por sus siglas en inglés) que sonincorrectos.566IndicóquelaAutoridadusóunacotizacióndeWartsilade2015parallegaralcostousadoenelPIRPropuesto,peroquelospreciosactualesdeWartsila son mucho más bajos que los considerados por la Autoridad.567Específicamente,señalóquelospreciosactualesdeWartsilaparalosmotoresRICEfluctúanentre$872y$981/kW,ylaAutoridadhaconsideradouncostoconinstalacióndemásde$1,600.568ElSr.FladgerindicóquelaAutoridaddebióhabercontactadoalosproveedoresparaobtenerlainformaciónmásprecisasobrelosprecios,envezdeaumentarlosenbaseaunacotizacióndel2015.569

482. ElSr.FladgertambiénseñalóquelaAutoridaddebióhabertomadoencuentaaspectos adicionales del rendimiento de nuevas y potenciales unidades degeneración. En particular, indicó que la Autoridad debió haber tomado encuenta los costos iniciales al evaluar y tomar como modelo RICE y los

564Id.3:42-3:43.

565SunrunAlegatoFinal,6demarzode2020,párrafo1(página0)ypárrafo11(páginas12-13)

566Wartsila,TestimoniodelSr.BrianFladger,página6.

567Id.

568Id.páginas6-7.

569Id.página7.

164

generadoresdeciclocombinado.570Señalóquelascentralesdeciclocombinadoquedaninicio300vecesalaño(aproximadamentediariamente)incurriríanencostosde$5,000a$10,000porcadainicio,yademásincurriríanencostosdeO&M más altos ($5/MWh en vez de los $1.75/MWh considerados por laAutoridad).571ElSr.FladgertambiénseñalóqueelmodeloconsideradoporlaAutoridad debió haber diferenciado entre RICE y las unidades de ciclocombinadoconrespectoaltiempodeinactividadmínimo.572

483. En su Informe Final,Wartsila señaló que la Autoridad utilizó comomodeloinformaciónincorrectaenrelaciónconRICEylasunidadesdeCCGT(segúndediscute en detalle en el testimonio del Sr. Fladger). Wartsila criticó eltestimonioderefutacióndelDr.Bacalaosobreloscostosdeinstalación,eindicóqueWartsilaestáenmejorposiciónque laAutoridadparasaberelcostodeinstalacióndesusproductos.573WartsilaseñalóquelaAutoridaddebióhaberusadolospreciosqueelSr.Fladgerproveyóensutestimonio.574Encuantoaloscostosde inicio,Wartsilaarguyóquealexcluirestoscostos, loscualeselDr.Bacalaoseñalóquedebieronhabersidoincluidos,elPIRPropuestonoreflejaloscostoscorrectos.575Deigualmanera,Wartsilaindicóqueelmodelotomadopor laAutoridadnohacedistinción entreRICE y las unidadesdeCCGT conrespectoaltiempodeinactividadmínimo,porloquenoreflejaunaventajadelasunidadesRICE.576WartsilaseñalóquelasunidadesRICEsonmásflexiblesquelasCCGT,yporlotantosonmásadecuadasparalaintegraciónrenovable.577

h. Windmar484. El testimonio escrito del perito Víctor González discute el hecho que el PIR

Propuestono trata el asuntodel almacenamientoaunaescalaqueno sea aescaladeserviciopúblico.578Recomiendaquesepagueelalmacenamientoporlosserviciosauxiliaresprovistos,yquelaconexiónseasencilla.579Sugiereque,

570Id.página9.

571Id.página10.


573WartsilaAlegatoFinal,6demarzode2020,páginas5-6.

574Id.páginas5-6.

575Id.página7

576Id.páginas7-8

577Id.página8.

578WindmarGroup,TestimoniodelSr.VíctorGonzález,23deoctubrede2019,página3.

579Id.

165

ensuexperiencia,elalmacenamientoinsitu,congeneraciónsolar,eselsistemaideal.580

485. Durantelavistaevidenciaria,elconsultordelNegociadodeEnergíalepreguntóalSr.GonzálezsilasPVsolarespuedenimplementarsealaescalacontempladaenelPIRPropuestosingananciasocostosdeadquisicióndelosclientes.581ElSr.Gonzáleztestificóqueloscostosdeadquisicióndelosclientesporlogeneralsonmuy altos, pero podrían reducirse a casi nada si la implementación sehiciera para un gran número de casas a lamisma vez y en conjunto con laempresadeserviciopúblico.Tambiéntestificóque,comohombredenegocios,suobjetivoesmaximizar laganancia. Señalóqueestaganancia remuneraaldesarrolladorpordesarrollarelproyectoyporelriesgoderendimiento.

486. Durante la Vista Evidenciaria, el Sr. González también testificó sobre si losclientes a los que su compañía les provee servicios de energía solar yalmacenamiento tienen la capacidad de abandonar la red de suministro deelectricidad.582Testificóquesucompañíalesrecomiendaalosclientesquenoinstalensuficientealmacenamientoparasatisfacertodassusnecesidades,pueslamayoríadeloshogarestienenlaoportunidaddetenergananciasenbasealaeficienciaenergética.Sucompañíasíeducaasusclientessobrecómoidentificarsuscargascríticasparapoderdeterminareltamañodelsistemaparamantenerunservicioconbuenacapacidadresilienteconrespectoaesascargas.TambiéntestificóqueélpiensaquesiseapruebaelRSAconloqueélllamoun“impuestosolar,” los clientes adquirirán paneles y baterías adicionales paradesconectarsedelareddesuministrodeelectricidadporcompleto.583

3. RefutacióneinformesdelaAutoridad

a. TestimonioderefutacióndelaAutoridad487. El20dediciembrede2019,elDr.NelsonBacalaopresentóuntestimoniode

refutaciónqueatendiómuchosdelospuntostraídosportestigosinterventoressobreelcostoy/odesempeñodelasnuevasopcionesdegeneración.

488. Encuantoalaenergíaeólicamarinayterrestre,elDr.Bacalaopresentóelcostonivelado de energía eólica marina y terrestre generada, utilizando el 2019NRELATBquecontienecostosproyectadosparaenergíaeólicamarina.ElDr.

580Id.página4.

581VistaEvidenciaria,4defebrerode2020,sesióndelatarde,2:55-2:57.

582Id.1:47-48.

583Id.1:49.

166

Bacalaodemostróque,utilizando lassuposicionesde laAutoridad,ambas laenergíaeólicamarinayterrestresonmáscostosas,enunabaseLCOE,quelaenergía solar fotovoltaica en ambos el escenario de demanda moderada ydemandabaja.584

489. ElDr.Bacalaoabordóelriesgodequeelcostodegeneraciónfuesemásaltoporque los desarrolladores puedan no tener acceso a capital con tasas deinterésrazonables.ElDr.Bacalaoargumentóqueesteriesgoaplicaigualmenteatodaslasopcionesdegeneraciónoalmacenamientoyqueestacríticamenteatado a la solvencia del intermediario financiero del proyecto (es decir, laAutoridad).585

490. ElDr.Bacalaoaborda lasuposicióndel testigoInterventorsin finesde lucroWoychik de que la energía solar fotovoltaica y almacenamiento puedenobtenerse a un costo de $25/MWh. Indicó que el PIR fue desarrolladoutilizandocostosNRELATB,ajustadosparafactoresespecíficosdePuertoRico(incluyendocostosdeimportación,tierraytrabajo),yquecostosde$25/MWhestánen“elcampobienbajo”dePPAssolaresbienrecientesenlosE.U.yenotrospaíses.586

491. ElDr.BacalaoabordólapreocupacióntraídaporelperitodeEDFelDr.StantonqueelPIRPropuestosubestimaelriesgodelasplantasdegasdeconvertirseen activos varados porque su tiempo de vida se extiende pasado el 2050,cuando toda la generacióndebe ser renovable. Él explícitamente indicóquetodaslasunidadesdecombustiblefósilestán“complementeamortizadasparael 2050” y demuestra como el costo efectivo de capital de opciones degeneraciónincrementaconsufechadeinstalación.587

492. El Dr. Bacalao abordó varias preocupaciones traídas por el Sr. Fladger deWartsilasobreelmodelajeysuposicionessobreelcostoydesempeñodelasunidadesRICEyotrosgeneradoresdecombustiblefósil.ElDr.BacalaoindicóquelaintenciónesqueloscostosdegeneradorutilizadosenelanálisisdelaAutoridad sean razonables y basados en costos alcanzables, incluyendocualesquiera costos añadidos para ejecutar proyectos en Puerto Rico y loscostosdelosdueños“talescomodesarrollo,manejodeproyecto, impuestos,financiamiento, interconexión de proyecto, etc.”588 En cuanto al desempeño

584Autoridad,TestimoniodeRefutacióndelDr.NelsonBacalao,20dediciembrede2019,páginas2-3.

585Id.página4.

586Id.página5.587Id.páginas9-10.


167

asumido en elmodelaje de Aurora, especialmente en relación a tiempos deactividadytiemposdeinactividad,elDr.BacalaoindicóqueelmodeloAuroraoperaconunaresolucióndenomenosdeunahora(ydoshorasenelmodoLTCE), asíqueeldesempeñoen tiemposasignadosmáscortosqueeste “nohabríaunadiferenciaenlaseleccióndetecnologías.”589ElDr.BacalaoreconocióqueelmodelodelaAutoridadnoconsideróloscostosinicialesperoargumentóqueesimprobablequeloscostosañadidoscambienladecisióndeseleccióndeequiposporquelascompañíasqueestáncomenzandooperaciones(startups)estánimpulsadasporlanecesidaddeminimizarlareducciónrenovable.590

493. El Dr. Bacalao respondió a dos argumentos del testimonio del Dr. IrizarryRiveradepartedeLEO:i)quedeacuerdoconloscálculosdelDr.IrizarryRiveraelproyectosolarresidencialesmenoscaroqueelproyectosolaragranescalaquemodelalaAutoridad,yii)quelaAutoridaddebedependerexclusivamentedeenergíasolarfotovoltaicaresidencial(envezdeagranescala).Enelprimerpunto,elDr.Bacalaosugirióqueladiferenciaenelfinanciamientodeproyectos(comercial, financiamiento por tercero vs. un préstamo personal) puedeocasionar diferencias en el precio resultante.591 Indicó además que lospréstamos personales puede que no estén disponibles a todos los hogaresrequeridosparaelectrizarlaredconenergíasolarfotovoltaicaresidencial,592yqueelDr.IrizarryRiveradependedepreciosdeEstadosUnidosdeNREL(envezdepreciosespecíficosaPuertoRico),mientrasquelaAutoridadajustólospreciosdeEstadosUnidosparatomarencuentaloscostosdePuertoRico.593ElDr. Bacalao adicionalmente argumentó que “la Autoridad no puedeprudentementeplanificarelsistemadependiendodegeneraciónpropiedaddelosclientesquepuedequeaparezcaonoenlascantidadesrequeridas.”594

494. En cuanto al argumentodelDr. IrizarryRiveradedependerde sistemasdeenergía solar fotovoltaica residenciales y no a gran escala, el Dr. BacalaoargumentóquelaAutoridad“…simplementenopuedeesperarquecantidadesadecuadasdecapacidaddeenergíasolarfotovoltaicaresidencialycapacidadde almacenamiento de energía sematerializará.”595 Además, argumentó que

589Id.página11.

590Id.

591Id.página16.

592Id.página17.


594Id.página16.

595Id.página21.

168

paracumplircon lanecesidadagregadadeserviciosdeenergía,capacidadyservicios auxiliares, la Autoridad requiere control sobre un conjunto derecursos,“…quepuededespacharsegúnlasnecesidadesycontingenciasquedictaminendelsistema.Losrecursosdeenergíasolarfotovoltaicaagranescala,enconjuntoconlossistemasdealmacenamientodeenergíadebatería,puedencalificarcomotalesrecursos,asícomolacapacidaddegeneraciónagas.”596

495. ElDr.BacalaorespondióaltestimoniodelSr.González,deWindmar,encuantoal almacenamiento distribuido y a gran escala. El Dr. Bacalao indicó que elalmacenamiento es un recurso crítico para la operación de la red segúnincrementa la introducción de energía renovable, pero que la Autoridad nodebedependerdealmacenamientodistribuidoinstaladoporclientesporqueno podría garantizar que serían provistos la cantidad necesaria y nivel decontrol.597

b. InformesfinaleseinformesderespuestadelaAutoridad496. ElInformeFinaldelaAutoridadbrevementeresumelaestrategiapresentada

enelmismoPIRPropuestosobreopcionesnuevasdegeneración.

497. ElInformedeRespuestadelaAutoridadrespondeacríticassobrelaimposicióndelímitesdemodelajeenelritmodeinstalacióndelaenergíasolarfotovoltaicay almacenamiento, arguyendo que otras partes críticas “no han ofrecidoevidenciaestableciendoque los limitesson irrazonables,nihandemostradoquelaAutoridadnoestáfinalmenterestringidaencuantoalritmoenquelosrecursos renovables y de almacenaje pueden realmente ser añadidos.”598 LaAutoridadadicionalmenteindicóque:

Dadas las restricciones que la Autoridad, un potencialconcesionario de T&D y desarrolladores de energía solarfotovoltaica y sistemas de almacenamiento de energía debateríainevitablementeenfrentarán,segúndocumentadoenelInforme Principal del PIR Propuesto en la Parte 6.4.6,sencillamentenoesrealista,niseríaresponsable,paraelPIRPropuestoasumirquePuertoRicopuedelograrunusorápidodeenergíasolarfotovoltaicaydesistemasdealmacenamientode energía de batería (“BESS”) a lo reflejado en el Plan deAcción. La evidencia presentada a través de estos

596Id.

597Id.página22.

598PREPAAlegatoFinal,20deabrilde2020,página17.

169

procedimientosestablecequeelPlandeAcción,elcualalcanza40% de introducción de energía renovable casiinmediatamente,contemplaunodelosritmosmásrápidosdedesarrollo y capacidad de integración de energía solarfotovoltaicayalmacenamientodeenergíadebateríaquesehalogradoentodoelmundo.599

498. LaAutoridadañadió:

Que habrá límites a cuánta capacidad de energía solarfotovoltaica y BESS puede ser añadida al sistema de laAutoridadcadaañoloqueesunacuestióndesentidocomún.SolohayciertosproyectosdeinterconexiónquelaAutoridadpuede supervisar y físicamente atender en un periododeterminado,yhaypreocupacionesprácticas,deseguridadyconfiabilidad que restringen cuánta capacidad puede serañadida más o menos, concurrentemente a un sistema detransmisiónoperativo.600

499. ElInformedeRespuestadelaAutoridadatendiólascontribucionesrelativasdegeneraciónrenovabledistribuidaygranescala,enrespuestaalascríticasdequeelPIRnoponesuficienteconfianzaenrecursosdeenergíadistribuida.LaAutoridadindicóqueelPIRPropuestoasumeladisponibilidadde“cantidadessustancialesdegeneracióndistribuida.”601Además,laAutoridadindicóqueelanálisisdePIRPropuesto:

…demuestra que los incentivos a los clientes para quedesarrollengeneraciónpropiedaddelosclientescontinuarána través del periodo de planificación y por tanto lasproyeccionesdelademandaesquecontinuaráanivelesaltoslaintroduccióndegeneraciónpropiedaddelosclientes,talescomoinstalacionesdeenergíasolarfotovoltaicaresidenciales,y recursos que pueden agregarse a través de [centraleseléctricasvirtuales(VPPs,porsussiglaseninglés)].Aunasí,laspruebasdelLTCEdelPIRPropuestoclaramentedemuestranque las cantidades sustanciales de generación distribuida(incluyendoproyectossolaresresidencialesyotrasformasdegeneración propiedad de clientes), eficiencia de energía y


600Id.página21.

601Id.página23.

170

respuesta a la demanda anticipadas durante el horizonte deplanificación no serían suficientes para cumplir con lademanda proyectada, y necesitarían estar complementadasporgrandescantidadesdegeneraciónrenovableagranescala,comode cantidadesmás pequeñas pero aún sustanciales decapacidaddegeneracióngas.602

500. La Autoridad reiteró la declaración del Dr. Bacalao durante la VistaEvidenciaria de que la generación distribuida y los recursos dealmacenamientopuedenseragregadospara jugarun rolde recursosagranescala.603

501. EnsuInformedeRespuesta,laAutoridadrespondealacríticadeLEOdelcostocapital de las plantas de gas describiendo el uso de la herramienta deestimacióndecostosPEACE,lacuallaAutoridadindicóesunaherramientaymétodo de estimación de costos ampliamente aceptada.604 La Autoridadenfatizó que el análisis del PIR trató a todos los recursos de generaciónconsistentemente.605

502. ElInformedeRespuestadelaAutoridadtambiénatendiócálculosparticulareshechos por expertos para interventores sobre el costo de energía solarfotovoltaica. En particular, atiende el testimonio de la Sra. Anna Sommer(resumidoabajo)alclarificarqueelfactordecapacidadutilizadoparacalcularelcostonivelado(yproducción)deenergíasolarfotovoltaicaesenteramenteunfactordecapacidadAC(sinlaconversiónentreDCyACincluida).

503. LaAutoridadatendiólaspreocupacionesdeotrasPartessobreelcálculodelcosto de generación distribuida. La Autoridad indicó que los precios deproyectossolaresresidencialesnodebenserlabasesobrelacualdesarrollasuplanderecursos.606LaAutoridadreiteróelargumentodelDr.BacalaoquelaAutoridad “no puede tomar prudentemente decisiones de planificación derecursos con la esperanza de que miles y miles de instalaciones dealmacenamiento solar de residenciales serán contratadas, financiadas,instaladasymantenidasporlospróximospardeañosparaquepuedanproveergrandescantidadesdecapacidadyenergíaquePuertoRicovaarequerirde

602Id.página24.

603Id.


605Id.página26.

606Id.página44.

171

recursos de energía solar fotovoltaica.”607 La Autoridad adicionalmenteargumentóqueloscostosdegeneracióndistribuidanoafectandirectamentelacantidadderecursosdistribuidosquemodelóelPIR,queelPIRasumequelosclientescontinuaránteniendounafuerteiniciativaparainstalarenergíasolarfotovoltaica, resultando en una necesidad de recursos a gran escala que es“sustancialmentemenordeloqueseríadeotramanera,”608yqueaunquelosrecursosdistribuidoscostaranmenosqueloqueelPIRasume,lasconclusionesdelPIRnoseafectarían.609

504. EncuantoalusodeunRFPparadeterminarloscostosdelosrecursosanteunPIRPropuesto,laAutoridadargumentóqueesapropiadousarun“estimadosdecostosbasadosenlasfuentesdeinformaciónestándaresdelaindustria,”610en vez de “poner el carro delante de los caballos teniendo a la AutoridadcorriendomúltiplesRFPspararecursosdegeneraciónantesdequehayatenidoelbeneficiodelanálisisdePIRPropuestoparadarleformaaestosRFPs.”611

4. Discusión

a. UsodelagregadoporcostodeláreadelDoD505. LaAutoridadusóun16%defactordecostocapitalparaincrementarelcosto

decasitodaslastecnologíasconsideradasenelPIR.612ElfactordecostoestábasadoenelFactoresdeCostodeÁreadelDepartamentodelaDefensa(“DoD”por sus siglas en inglés) de EEUU.613 El Departamento de Defensa utilizafactoresdecostocomoesteparaestimarcómoloscostosparalaconstrucciónde facilidadesmilitares variarán entre distintas localizaciones dentro de losEstadosUnidosyalrededordelmundo.614LaAutoridadutilizaestefactorparareflejarsucreenciaqueeldesarrolloydesplieguedetecnologíasdegeneraciónde energía es más costoso en Puerto Rico que en los Estados Unidos

607Id.

608Id.página45

609Id.

610Id.página47

611Id.

612Laúnicanuevatecnologíaquefuemodeladasinesteagregadodecostosfuealmacenamientodeenergíaagranescala.


614 U.S. Army Corps of Engineers, 16 mayo 2019. “DOD AREA COST FACTORS (ACF) PAX”, página 1. Accedido enhttps://usace.contentdm.oclc.org/utils/getfile/collection/p16021coll8/id/4046.

172

continentales,615 en ausencia de los costos actuales o precios ofrecidos paratecnologíasdenuevageneraciónparainstalaciónenPuertoRico.

506. Lastecnologíasdegeneracióndeenergíanosonconstruccióntípica.Materialeslocales formanunaporciónrelativamentepequeñade losmateriales (ymásaún,elvalorde losmateriales)utilizadosparaconstruirungenerador.Granparte del costo es para equipo que se construye en fábricas en otros sitios(como turbinas de gas o paneles solares), y entonces se mueve al sitio. Lafraccióndecostospor trabajo (relacionadoamateriales) tambiénpuedeserbastante distinta de la construcción típica. Estos factores nos hacen dudarsobreelusodeunagregadodecostosdesarrolladoparausarseenconstruccióntípica.

507. Sin embargo, entendemos que hay costos adicionales para construcción degeneradores en Puerto Rico, tales como aquellos relacionados a latransportación de materiales por mar desde los E.U. continentales. LaAutoridad ha aplicado 16% de agregado al costo de capital de todas lastecnologías,616 y así de esta manera el agregado no da forma de manerasignificativaalresultadodelmodelajequecomparalasdistintasopciones.Losgeneradores de combustible fósil son menos capital intensivos (por kWhgenerado)que laenergía solar fotovoltaica,porque también tienencostodecombustible,asíqueelusodelaAutoridaddeunagregadodecostosdecapitaluniforme puede levemente favorecer las opciones de combustible fósil. LaAutoridadtomaencuentaelcostoparaentregarcombustibleaPuertoRico,según discutido en la Parte III(F). Aun con el agregado la energía solarfotovoltaicageneralmentepermanecemenoscostosaquecualquierotradelasopciones de combustible fósil, en una base de LCOE, y la Autoridad no haaplicadoelagregadoalalmacenamientodebateríaqueacompaña laenergíasolarfotovoltaica.Porlotanto,elNegociadodeEnergíaconcluyequeelusodelagregadodecostonohatenidounefecto fuerteoparcializadoenelPlandeAccióndelPIRpropuesto.

508. Considerandoelbalancedelaevidenciaenesteprocedimiento,elNegociadode Energía decide que el uso del agregado de costo uniforme de 16% ESACEPTABLEparapropósitosdeplanificacióndelPIRpropuesto.Sinembargo,elNegociadodeEnergíaestádeseandosaber loscostosypreciosrealesquevendrán de solicitudes competitivas vislumbradas en el Plan de Acción (ydiscutidasenlaParteIV).Además,paraPIRsfuturos,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadanodescansarenunfactordecostodeestetipo,yen


616Nuevamenteconlaexcepcióndealmacenamientoagranescala.

173

vez basar su análisis en los resultados de solicitudes reales y precios delmercadodisponiblesparaeldesarrolloeinstalaciónenPuertoRico.

b. Accesoacapitalycostodelcapital509. TodaslasopcionesdegeneraciónexaminadasenestaParteestánmodeladas

comosiendofinanciadas,conloscontribuyentespagandoporellasatravésdeltiempo. La Autoridad asumió un costo de capital de 8.5% para todas lasopciones. La Autoridad asumió que los costos y beneficios de cada tipo degenerador son independientesde la estructuradepropiedaddel generador.Para un modelo PPOA, la Autoridad asumió que sería una contraparteaceptable,permitiendoaldesarrollador/dueñodelproyectolevantarcapitalalcostorazonablepromediode8.5%.MientrasquelaAutoridadpermaneceenlaQuiebradeTituloIII,tieneaccesolimitadoy/ocostosoalosmercadoscapitales,y es pocoprobableque sea consideradouna contrapartedebajo riesgo.NopodemossaberhoycualserálasolvenciadelaAutoridadcuandosalgadelaquiebraporqueesecaminoaúnnoseconoce.Porlotanto,loscostosdetodaslas opciones de generación en esta Parte están sujetos a una incertidumbresustancial. Decidimos, sin embargo que, la paralización frente a estaincertidumbre no es una estrategia aceptable para planificar el futuro deenergíadePuertoRico.PorlotantoACEPTAMOSlasuposicióndelaAutoridad,para propósitos del proceso del PIR propuesto, que todas las opciones degeneracióntenganelmismoaccesoasequibleacapital.LabúsquedadetalladadelPlandeAcciónresultantedelPIRpropuestonecesariamenteserámoldeadapor el proceso deTitulo III, entremuchos otros factores, y elNegociadodeEnergíaquedarávigilanteensucompromisoconlasaludfiscaldelaAutoridadylosimpactosqueresultendecontrataciónderecurso.

c. Losgeneradoresdecombustiblefósil510. LaAutoridadutilizóunaherramientadeestimacióndecostosaceptadaenla

industria, PEACE, para estimar los costos de las opciones de generación decombustiblefósilutilizadasenelPIR.LaAutoridaddescribelosestimadosdecosto que produjo como precisos dentro -15% a +30% de posibles costosfinales.617 Entendemos que unamayor precisión en los costos requeriría unesfuerzosustancialparaespecificarlosproyectospropuestosenmayordetalle,yqueestetipodetrabajoadicionalnoes justificadoaniveldeplanificación.Mientras que la Autoridad utilizó las especificaciones de generadoresparticulares para desarrollar resultados indicativos, el PIR propuesto noespecifica productos particulares o comerciantes en el Plan de Acción. La


174

intención es que los procesos detallados de contratación cumplan con laadopcióndelPIRpropuesto,consistenteconelPlandeAcción.

511. En su testimonio, la Sa. Sommer indica que ella cree que los costos degeneradoresdecombustiblefósildesarrolladosenel ISRPropuestosonmásbajosqueloscostosdegeneradoressimilaresidentificadosenlosresultadospúblicosdeotrosprocesosdeplanificacióndeserviciospúblicos.618LoscostosdeotraslocalizacionesquelaSa.Sommeridentificacaendentrodelrangode-15% a +30% que la Autoridad identifica como el rango de precisión de suestimado.619 Estamos de acuerdo con la observación de que el uso de laAutoridaddeunagregadodecostosparaPuertoRicodebe implicarque loscostosenPuertoRicoseesperaríaquefuesenmásaltos,enpromedio,queloscostosenlosEstadosUnidoscontinentales,envezdemásbajos.

512. ElNegociadodeEnergíahaconsideradoeltestimoniodelSr.Fladgerencuantoal costode losgeneradoresRICEyel valorde su capacidadde reacción, asícomo las respuestas del Dr. Bacalao en cuanto a los costos de servicios ymodelaje. El Negociado de Energía entiende que hay competenciamultidireccional en el modelo de expansión de capacidad, incluyendogeneradoresderespuestarápida(talescomoRICEyturbinasdegas)ybateríaspara proveer servicios ancilares y para integrar renovables de variables ytambiénentreplantasdeciclocombinado,solares,unidadesRICEyotrosparaproveer generación de energía. Colocar parámetros a cada opción degeneración en cuanto a costo y desempeño es importante para que estascompetenciasseresuelvan.ElNegociadodeEnergíaACEPTAlaexplicacióndelDr. Bacalao en cuanto a la diferencia entre el costo del comerciante de lasunidades RICE (según provisto por el Sr. Fladger) y el costo completo delservicio,queesloquedebesermodeladoenelPIRpropuesto.

513. TrasconsiderarlasradicacionesdelaAutoridadyeltestimoniopresentadoenestecaso(incluyendoelpresentadoporelDr.Bacalao,laSa.Sommer,yelSr.Fladger), el Negociado de Energía ACEPTA el uso de la Autoridad de lassuposicionesdeentradasparacostosydesempeñodeRICEyunidadesdeciclocombinado para este proceso de planificación. El PIR propuesto no es unproceso de contratación e incluye análisis de sensibilidad que reflejapotenciales futuros distintos, incluyendodiferentes costos de combustible ytecnologíasdegeneración.ElNegociadodeEnergíaentiendequeelobjetivodelPIR propuesto es indicar caminos hacia adelante que sean robustos contraincertidumbres, mientras que permite procesos subsiguientes para tomardecisionesfinalesdetalladas.SegúndetalladoenladiscusióndelPlandeAcción


619LaSra.Sommercitaunrangoen2018de$960/kWa$1101/kW(Sommer,páginas21-22),mientraslaAutoridadasumecostoatiempopresentede$1096/kW(Sommer,página21).

175

(ParteIV),esperamosquelaAutoridaddiseñarásusprocesosdecontrataciónconformeconelPIRaprobadodemaneraqueambaslasunidadesbasadasenturbinasyRICEpuedancompetirparaproveerserviciosdegeneraciónbasadosencombustible,siesosserviciosserequierencomopartelacarteradeofertadeenergíadelaAutoridad.

514. ElDr.StantonalegaquelaAutoridadhafalladoentomarencuentalanecesidadderetirartodoslosactivosdecombustiblefósilparael2050alfijarlosciclosde vida de amortización para los generadores de combustible fósil bajoconsideraciónenelPIRpropuesto.620ElNegociadodeEnergíaidentificóestepotencialasuntoaúnantesdequesepresentaraelPIRpropuesto(reflejandolaaprobacióndelaLey17)yordenóalaAutoridadaevitarcostosvaradosalrequerirqueseretirarantodoslosactivosdecombustiblefósilparael2050.621El PIR propuesto indica que la Autoridad ha hecho esta contabilidadcorrectamente,622yelDr.Bacalaoreiteraestoensutestimonioderefutación.623Elexamende laevidenciadelNegociadodeEnergíanospermiteCONCLUIRqueelanálisisdelaAutoridadescorrectoenestepunto.

d. Energíaeólicaterrestre515. EnelPIRpropuestoy losdocumentosdeapoyo, laAutoridadpresentóunos

perfilesdegeneracióneólicaporhora(ambosmodeladossegúnmedidosdefacilidadesreales)yutilizóelestándardelaindustria,entradasevaluadasparatrayectoriadecostosyfactordecapacidaddeturbinasdevientodelmarhacialatierradeNREL,alamedidadelnivelcorrectoderecursoeólicoparaPuertoRico.Mientrasquevariosinterventoresargumentaronqueelvientoesdebajocostoyqueelvientoofreceunperfildegeneracióndiferentealaenergíasolar,ningúninterventorproveyóevidenciadequeestasdeclaracionesseanciertaspara Puerto Rico. Por lo tanto el Negociado de Energía ACEPTA lassuposicionesdelaAutoridadencuantoalvientodelmarhacialatierraparapropósitosdeplanificaciónenesteIRP.Sinembargo,loscostosasumidosnoreflejanlaslicitacionesrealesdeproponentesreales.ElNegociadodeEnergíaporlotantoORDENAalaAutoridadaasegurarsequetodoslosRFPsabiertosaenergíasolarfotovoltaicatambiénpermitanalvientodelmarhacialatierraacompetir.AlevaluarlasrespuestasalRFPeólico,laAutoridaddeberequeririnformaciónsobreelperfiltemporaleólicoenelsitiodelproponenteydebe

620EDF,TestimonioDirectodelaDra.ElizabethStaton,23deoctubrede2019,página24.

621NegociadodeEnergía,ResoluciónyOrdensobrelostemasdiscutidosenlaConferenciaTécnicadel1deabrilde2019,yaclaracióndepreguntasdelaAutoridad,CEPR-AP-2018-0001,5deabrilde2019,página4.

622PIRPropuesto,página6-3

623Autoridad,TestimoniodelDr.NelsonBacalao,20dediciembrede2019,páginas9-10.

176

compararelrecursoeólicopropuestoconlacombinacióndesolarybateríasquepuedanproveerenergíacomparableycapacidadpiconocturna.

e. Energíaeólicamarina516. LaAutoridadnomodelóvientodelmarhacialatierraenelPIRpropuesto.La

evidenciapresentadaporelSr.Bannisterindicaqueelvientodelmarhacialatierrapuedeteneruna formadecargaqueescomplementariaa lasolar.Unrecurso renovable que confiablemente produce salida sustancial durante elpicodelanocheseríavaliosoenquepodríanosoloevitarelcostodeenergíasolar fotovoltaica pero también el costodel almacenamientonecesario paramoveresesolaralanoche.ReconocemosqueelvientodelmaralatierraesunaindustriarelativamenteemergenteenlosEstadosUnidos,quelasturbinasflotantesdevientodeltipopropuestasporelSr.Bannisterparausofueradelacosta norte de Puerto Rico son particularmente noveles, y que estudiossustanciales marinos y de viento deben requerirse antes de que cualquierrecursodevientodelmarhacialatierrapuedaserconstruidoenPuertoRico.Sinembargo,eltestimoniodelSr.Bannisternosconvencequelosbeneficiospotencialesdelvientodelmarhacialatierrasonconsiderables.

517. ElNegociadodeEnergíaporlotantoORDENAalaAutoridadallevaracabounestudiodevientodelmarhacialatierraalamedidadelrecursoeólicoyredeléctrica de Puerto Rico que evalúe el costo, perfil de generación, y otrascaracterísticas de opciones ancladas y flotantes de turbinas de viento,informadasporexperienciasdelaindustriaenEuropaylosE.U.,ysometerelestudio al Negociado de Energía dentro de dos años de la fecha de estaResoluciónyOrdenFinal.Elestudiodebeconsideralocalizacionesentodosloslados de Puerto Rico mientras que toma en cuenta el valor de localizargeneración más cercana a la carga (como en el Norte). AdicionalmenteORDENAMOS a la Autoridad a solicitar e incorporar la evaluación delNegociado de Energía en cuanto al alcance de este estudio antes de emitirningúnRFP.

518. Sinimportarelprogresoolosresultadosdelestudiodelvientodelmarhacialatierra,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaasegurarquetodoslosRFPsabiertosaenergíasolarfotovoltaicatambiénpermitanquecompitavientodelmarhacialatierra.AlevaluarlasrespuestasalRFPdevientodelmarhacialatierra,laAutoridaddeberequerirdatasobreelperfiltemporaleólicoen el sitio propuesto y debe comparar el recurso eólico propuesto con lacombinación de solar y baterías que podrían proveer energía comparable ycapacidaddecapacidadpiconocturna.

177

f. Almacenamiento519. Los costosydesempeñomodeladosde laAutoridadparaalmacenamientoa

gran escala no fueron disputados ni impugnados por interventores en esteprocedimiento.LaAutoridadnoaplicóelAgregadodeCostodeÁreade16%alalmacenamientoagranescalaensumodelaje,asíquelaspreocupacionesdelosinterventoressobreestefactornosonaplicablesaquí.LaAutoridadasumióqueelalmacenamientoseríapareadoconsolaryrecibiríalosbeneficiosdeITC.Para ser elegible para el ITC, una batería puede solamente cargarse en lospanelessolares.Esterequisitoreduciríalautilidaddelasbaterías,deunpuntodedespacho,aunquenoesprobablequetengaunefectomayorenelPlandeAcciónporqueel casodeusodominantedebateríasenelPIRpropuestoescambiardesolaryentoncesdespachoparacumplirconcargaspico.

520. ElNegociadodeEnergíaACEPTAelcostodealmacenajedeenergíadebateríay las suposiciones de desempeño que la Autoridad hizo para propósitos deplanificarelPIRpropuesto.Comoconotrastecnologíasbajoconsideraciónenesteprocesodeplanificación,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaexaminarelpreciorealdelmercadoparaalmacenamientodeenergía,amboscomo instalaciones independientes sumado con energía solar fotovoltaica, através de procesos de contratación competitivos antes de determinar lasinversiones específicas para hacer o contratos para firmar. ElNegociado deEnergíaadicionalmenteORDENAalaAutoridadautilizarlosresultadosdelosprocesosdecontratacióncompetitivosparaestablecery/oconfirmarloscostosdealmacenamientoasumidosparamodelajeentodoslosprocedimientosIRPsubsiguientes.

521. LaAutoridadexplícitamentenoconsideróelalmacenamientodistribuidoenelPIR propuesto, así que no asignó costos a la provisión de servicios dealmacenamiento por tales activos. Según discutido en el testimonio del Sr.Rauscher, es posible que los servicios de almacenamiento puedan estardisponiblesdeclientesquehan invertidoenalmacenamientocomosoluciónindividualde resiliencia.Tambiénesposibleque tales servicios seanmenoscostososcuandoseadquierendeestos clientesquecuandoseadquierendebaterías a gran escala. Ninguna parte ha presentado costos o beneficioscuantificadosparaestaestrategiaenPuertoRicoenesteprocedimiento.SegúndiscutidoenlascentraleseléctricasvirtualesmásadelanteenestaParte,yenelPlandeAcción(ParteIV),elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadausar herramientas apropiadas programáticas, basadas en el mercado, y/obasadasen tarifas,paraevaluar ladisponibilidadycostodeeste recursodealmacenamientodistribuido.Cadaunodelosnuevosprogramas,herramientasocambiosdetarifade laAutoridades,porsupuesto,sujetoa larevisióndelNegociado de Energía. En la medida que el recurso de almacenamientodistribuido es más costo efectivo que el almacenamiento a gran escala, el

178

Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad a utilizar este recurso. ElNegociado de Energía adicionalmenteORDENA a la Autoridad a utilizar losresultados de sus esfuerzos para adquirir recursos de almacenamientodistribuidoparaproveerserviciosderedparainformarsussuposicionessobreel costo, disponibilidad, y desempeño de almacenamiento distribuido en elpróximoprocedimientoIRP.

522. ElNegociadodeEnergíahaconsideradolosargumentospresentadosporEDFylaAutoridadencuantoalusodelimitacionesdedespliegueanualesparasolaryalmacenamiento.Atravésdeesteproceso,hemosestadopreocupadosqueestaslimitacionestuviesenelpotencialdeexageradamenterestringirelrangodecarterasderecursosproducidosporlosmodelosdelaAutoridad.PorestoinsistimosenelEscenario3,conmayordisponibilidad,asícomootroscasosdesensibilidaddescritosenmayordetalleenlaParteIII(G).SegúndescritoenlaParteIII(G)ylaParteIV(PlandeAcción),elNegociadodeEnergíahapodidoutilizarlosresultadosdelosdiferentesescenariosparadesarrollarunaimagenadecuadade lasopcionesderecursosde frenteaPuertoRico, incluyendoelalcancedelimpactodecualesquieralimitacionesenelritmodelaAutoridaddeinterconectar sistemas solares y de batería. La Parte IV (Plan de Acción)adicionalmenteatiendeaccionesquelaAutoridaddebetomarparareduciroeliminarembotellamientoseneldesplieguedesolaryalmacenamiento.

g. Energíasolarfotovoltaicaaescaladeempresadeserviciospúblicos523. EnelPIRpropuestoylosdocumentosdeapoyo,laAutoridadpresentóperfiles

de generación solar por hora y utilizó entradas evaluadas estándares de laindustria de NREL para la trayectoria de costo de capital de energía solarfotovoltaicaagranescala.LaAutoridadhizoajustesaloscostosdeNRELparatierraespecíficadePuertoRicoycostosdeinterconexión.NingunaparteobjetóalastrayectoriassubyacentesdecostosagranescaladeNRELquelaAutoridadutilizóparaesterecursoenlosescenariosdemedioybajocosto.

524. Variaspartes,sinembargo,objetaronaajustesquelaAutoridadhizoaestoscostospara traducirlosa costosniveladosdeenergía.Enparticular,muchaspartesobjetaronalusodel16%deAgregadodeCostodeÁreaDoD.Atendimoseste agregado anteriormente en esta sección, ya que aplica a todas lastecnologíasdegeneración.

525. La Sra. Sommer adicionalmente objetó al uso de 1.3 AC a DC factor deconversiónpara traducir costosporkWDC a costosporkWAC comopartededesarrollarelLCOE.LaAutoridadexplicóensuInformedeRespuestaqueestefactordeconversiónesconsistentecon ladefinicióndel factordecapacidadquelaAutoridadutilizó.Fundamentalmente, lapreguntaencuestiónaquíescuálseráelcostocapitaldeungeneradorenrelaciónconlacantidaddeenergía(kWh)queproducirá.Hemosevaluadolosargumentospresentados,asícomo

179

lasdefinicionesdelostérminosrelevantessegúnusadosporlaspartesysusfuentes(comoNREL).Deestaevaluación,hemosdeterminadoquedoscálculossonequivalentes:

1. ConvertirelcostoporkWDCacostoporkWACmultiplicandopor1.3y asumiendo un 22%de factor de capacidad, donde el factor decapacidadsedefinecomokWhAC/(kWAC*8760hrs)

2. NoconvirtiendoelcostoporkWatérminosAC,mientrasasumeunfactor de capacidad de 22%/1.3 = 16.9%, donde el factor decapacidadsedefinecomokWhAC/(kWDC*8760hrs)

526. LaAutoridadllevóacaboelprimerodelosdoscálculosarriba.LaSa.Sommerasume lo último (mientras asume que el valor del factor de capacidad sequedaríaen22%).EntendemosquelasegundaformulaciónesmáscomúnyesutilizadaenelNRELATB.Sinembargo,desdeelpuntodevistadeunautilidadque interconecta con un activo como una fuente de poder AC y capacidad,utilizarel factordecapacidadAChacesentidoy laAutoridad lohautilizadoconsistentementedentrodelPIRpropuesto.

527. Trasconsiderarlaevidenciapresentadaenesteprocedimiento,elNegociadodeEnergíaACEPTAloscostosdeenergíasolarfotovoltaicaagranescalasegúnpresentadosenelPIRpropuesto,parapropósitosdeplanificación.ComoconlasotrastecnologíasdegeneracióndiscutidasenestaParteIII(E),laAutoridadcarecedepreciosprobadosenelmercadoparalaenergíasolarfotovoltaicaagranescala.AunenlospocosañosdesdequelaAutoridadsolicitóporúltimaveznuevosproyectosdeenergíasolarfotovoltaica,elcostodelosproyectosdeenergía solar fotovoltaica alrededor del mundo ha caído sustancialmente.SegúnsedetallamásadelanteenlaParteIV(PlandeAcción)deestaResolucióny Orden Final, la Autoridad debe evaluar el mercado y determinar preciosactualizadosdeenergía solar fotovoltaicaparadesarrollo enPuertoRico.ElNegociado de EnergíaORDENA a la Autoridad a usar estos procesos paraadquirir energía solar fotovoltaica y para desarrollar precios para uso enanálisisdeIRPfuturos.

h. Energíasolarfotovoltaicadistribuida

i ProyeccióndelaimplementacióndelaGD528. La Autoridad no considera la energía solar fotovoltaica distribuida de los

clientes comoun recursoquecambia (encostooniveldedespliegue)entreescenarios.Enefecto,laAutoridadtratalaenergíasolarfotovoltaicadistribuidacomoungrupoderecursosexógenoyfijocuyodesplieguesimplementeocurre,yparaelcuallaAutoridaddebedarcuenta.Enrealidad,laAutoridadtieneunimpacto sustancial en el ritmo de despliegue a través sus procesos de

180

interconexión y tarifas, y podría adicionalmente incentivar o disuadirgeneracióndelosclientesatravésdeestrategiasprogramáticas.Porejemplo,comoelSr.González,elSr.RauscheryelSr.Wilsontestificaron,loscambiosenla estructura de tarifas asociados con el RSA podrían tener impactossustancialesenelcomportamientodelosclientes.

529. La Autoridad presenta una trayectoria sola para la adopción de energíafotovoltaicadistribuida,lacualseconstruyeajustandounmodelodeadopcióndeenergíafotovoltaicadistribuidonacionalalritmohistóricodedesplieguedeenergía fotovoltaica en Puerto Rico. Este es un punto de partida razonable,porqueincorporaampliastendenciasnacionales.NoestáhechoalamedidaoespecificoaPuertoRico,sinembargo,tieneunacombinaciónúnicadetarifasaltas,preocupacionesderesilienciasignificativasyunexcelenterecursosolar.LaproyeccióndelaAutoridadcontinúaylentamenteincrementa,lainstalacióndeDG relativamente alta de la isla a través del periodo de planificación. LaAutoridad indica que esta proyección refleja la economía continuadamentefavorabledeDGsolarenrelaciónconlaenergíadeservicios.LosinterventorescriticanalaAutoridadpornohacermásparafomentardesplieguedeDGsolar,ynoreflejartalesactividadesenelpronósticooescenarios.

530. Considerandoladistintaevidenciayargumentospresentadosporlaspartes,elNegociadodeEnergíadecideque el análisis de laAutoridaddel recursoDGutilizandounpronósticofijoesACEPTABLEparalospropósitoslimitadosparalosqueseusaenesteprocedimiento.Enefecto,nohacenadasinomodificarelpronósticodecarga.SegúndiscutidoenlasPartesIII(A)yIII(B),elpronósticodecargaesaltamenteinciertoatravésdeunnumerodedimensiones(sobrecrecimientoeconómicoyeficienciadeenergía,porejemplo).La cantidaddedesplieguedeDGesunafuentemásdeincertidumbreparalaplanificaciónderecursos a gran escala. El Plan de Acción debe ser robusto contraincertidumbresenlacarganetaaserprovistaporlautilidad,segúndiscutidoenlaSección4.EstoseextiendeaserrobustoencuantoalasdistintastasasdeadopcióndeDGporlosclientes.Segúndiscutidomásabajo(bajo“desercióndelared”)yenlasPartesIII(I)yIV(PlandeAcción),lassolucionesderesilienciadistribuidaqueusanDGpuedenformarseporlaaccióndeutilidadoprogramasquepuedencambiarlatrayectoriadedespliegueDG.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadatomarencuentaestosimpactosenelpróximoIRP.

ii Costodelaenergíafotovoltaicadistribuida531. La Autoridad presenta un cálculo del costo de energía solar fotovoltaica

distribuida para evaluar como ese costo compara con el costo de energíasuplida por servicios. Este cálculo demuestra que energía auto suplida esmenoscostosaquelatarifaaldetal,yestadeterminacióninformalasuposición

181

delaAutoridadqueeldesplieguedeDGcontinuaráaoporencimadesutarifahistórica.

532. ElDr.IrizarryRivera,encontraste,argumentaquelaenergíasolarfotovoltaicadistribuidanoessolomenoscostosaquelatarifaaldetal,sinoqueesmenoscostosaquelaenergíafotovoltaicaagranescala.SinembargoelargumentodelDr. IrizarryRiveraparacostossolaresDGmásbajosnoestáapoyadoporelbalancedelaevidencia.Sutestimoniodescansaensimplementeremoverloscomponentes de costo de sistema solar para la adquisición de cliente yganancia.Estoscostos,sinembargo,sonnecesariosparaunnegocio instalarenergíasolarfotovoltaicaysistemasdebaterías,segúntestificóelSr.GonzálezyelSr.Rauscher.Noesrazonableignorarlos.Porlotanto,concluimosqueesrazonable asumir que los costos de la energía solar fotovoltaica distribuidaseránmásaltosquelaproyeccióndelDr.IrizarryRivera.

533. ElDr.IrizarryRiveranopresentacostosrealesdeinstalaciónyenvezbasasuscálculosencostosNRELanivelnacional.Susproyeccionesparacostossolarescaensustancialmenteatravésdeltiempo,extendiéndoseabajoauncostode1.8centavos/kWhporinstalacionesdeenergíasolarfotovoltaicaresidencialesen 2038. Estos valores no son apoyados por el NREL ATB que es la fuentenominaldelaproyeccióndelDr.IrizarryRivera.LaproyecciónNRELdecasomoderadodecostosdeenergíafotovoltaicadistribuidacaeporcomounfactordedosentre2019y2038,624noelfactordeaproximadamentecuatroqueestáincluidoenlaproyeccióndelDr.IrizarryRivera.

534. ElDr.IrizarryRiverapresentaunavisiónparalainstalacióndelaenergíasolarfotovoltaicaquenodescansaencompañíasconfinesdelucroyqueesguiadapor clientes motivados que no necesitan ser “adquiridos”. No hemos vistoevidencia en esteprocedimientoque esta visión seauna realidad enPuertoRico,especialmentequeestaestrategiaalternapuedaresultarenloscientosdeMWs de instalación por año vislumbrados en los distintos escenariosmodeladosenelPIRpropuesto.Sinembargo,segúndiscutidoabajo,todaslaspartesestándeacuerdoquelaenergíasolarfotovoltaicaydebateríassonycontinuaránsiendoaltamentecompetitivasconservicioeléctricosuplidoporla red paramuchos clientes. En lamedida que las tarifas de despliegue deenergíasolarfotovoltaicaseanmásrápidasenPuertoRicodebidoalaadopcióndeunmodelodistintodeinstalaciónsolar,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaadaptarsupronósticodecargayprocesosdecontratación,segúndescritoenelPlandeAcción(ParteIV).

624 VéasedocumentodetrabajodelaAutoridad“S4S2B_Rate_Impact_v3.xlsm”,hoja“Solar-PVDist.Res”,lacualesunacopiadelaporciónrelevantedel2018NRELATB.

182

i. Energíasolarfotovoltaicayalmacenamientodistribuidosv.agranescala(aescaladeempresadeserviciospúblicos)

i ComparacióndeloscostossolaresagranescalayporGD535. La energía solar fotovoltaica distribuida tiene ventajas y desventajas con

respectoalaenergíasolarfotovoltaicaagranescala.LasventajasdelaenergíasolarfotovoltaicadelosclientesincluyenlareduccióndepérdidasdelíneayelhechodequeelaccesodelaAutoridadacapitaltienepocooningúnimpactoensu costo o disponibilidad (porque los clientes u otros terceros lo pagan einstalan).Ladesventajaprincipaleslafaltadeeconomíasdeescala,asíqueelcostoengeneralesmásaltoenunabasepor-kWh.

536. Losinterventores indicanquelosproyectossolaresresidencialessonmenoscostososdedesarrollarqueagranescala,asíquelaAutoridaddebeescogerlosresidenciales.Segúndiscutidoarriba,noaceptamoslasevaluacionesalternasdel costo de energía solar fotovoltaica distribuida. Además, el costo a laAutoridad(yportantoaotroscontribuyentes)noeselcostoparadesplegarlaenergíafotovoltaicaresidencial;es loquelaempresadeserviciopagaporelrecurso.LaAutoridadestáentrelastarifasaldetalmásaltasenlanación.Conla medición neta completa al detal, según establecido por la Ley 17, laAutoridad está pagando el equivalente de estas tarifas altas al detal paraadquirir el recurso solar residencial, aunque le cueste al dueño del hogarmuchomenos.Los interventoressolicitanprogramasactivosparapromovergeneracióndistribuida,625sinembargoelparadigmademediciónnetaexistenteofreceunatasaaltaderemuneraciónsilossistemasresidencialessontanpococostosos como alegan los Interventores.626 Para la energía fotovoltaicaresidencial ser un recurso costo-efectivo para desplegar a la escala que losinterventores alegan que sería, la Autoridad necesitaría poder adquirir susalidaporalgocercanoasucosto-estoes,muchomenosquelatarifaaldetalactual.

ii Desercióndelared537. LaAutoridadnointegrósumodelajedeloscostosdelautosuplidodeclientes

a su análisis, ni modeló el comportamiento de los clientes. La Autoridaddemuestraquedentrodelapróximadécadaserámenoscostosoparauntípico

625Véase,e.g.,LEOsAlegatoFinal,6demarzode2020,página12.

626LosclienteshanadoptadoalmacenamientojuntoaenergíasolarfotovoltaicaaunatarifamásaltadesdelosHuracanesIrmayMaría.Estodisminuyelaremuneraciónfinanciera,porqueelalmacenamientotieneuncostoperonoescompensado.El ritmo incrementadode instalacionesDG,aun frenteacostosmásaltos, indicaque losclientespueden tantocostearenergíasolarfotovoltaicaconunaremuneraciónmásbaja,ytambiénquelosclientesvalorizanlosbeneficiosderesilienciadelalmacenamiento.

183

cliente residencial que completamente supla sus necesidades con solar ybaterías que obtener servicio de la Autoridad, sin embargo la Autoridad notomóestehechoenconsideraciónaldesarrollarelpronósticodeadopciónDGoconsiderandoalmacenamientodistribuido.ElNegociadodeEnergíaestádeacuerdoconlostestigosinterventoresque,bajolosdiseñosypolíticasdelastarifasactuales, tales clientesprobablemente retendrían sus conexionesa laredparausarlaredcomounsuplidoderespuesta(ypotencialmentereducireluso y desgaste de las baterías). Como resultado, los clientes podrían soloinstalarsuficientesbateríasyenergíasolarparaasegurarenergíacontinuadaacargas críticasdentrode sushogares.Ni laAutoridadniningún interventorpresentóanálisiscuantitativodelosimpactosdeloscambiosenlaestructuratarifaria(incluyendolasdisposicionesdelRSA)enlatrayectoriadeadopción.De frente a estas incertidumbres, el Negociado de Energía ORDENA a laAutoridadaincluir,enelpróximoIRP,unmodelodeadopcióndeDGsolaryalmacenamientoquetomeencuentaelimpactodelastarifasyprogramasdelaAutoridad,enconjuntoconlapolíticapúblicadePuertoRico,yrelejeelriesgodedesercióndelared.

iii Centraleseléctricasvirtuales538. Ningunapartehaexpresadooposiciónalusodecentraleseléctricasvirtuales

(“VPP” por sus siglas en inglés) como una manera potencialmente costoefectivaparautilizarrecursosdistribuidoscomoactivosdeserviciospúblicos.Vemos las centrales eléctricas virtuales comounaopciónprometedoraparaPuertoRicoporquepuedenconjuntamentecumplirconeldeseodelclientederesiliencia,controlytitularidadconunanecesidaddeserviciopúblicoparalosserviciosderedquegeneraciónyalmacenamientodistribuidopuedenproveer(mientras también no requiriendo inversión de capital de servicios). VPPstambiéntienenelpotencialdereducirladesercióndelaredalincrementarelvalor de la conexión del a red en relación con la desconexión. Además debateríasestacionariasdistribuidas,losvehículoseléctricos(segúndiscutidoenlaParte III (A)) sonunposible recursoVPP,mediante carga controladay laposiblehabilidaddeproveerenergíaalacasay/ored.AdopciónEVenconjuntoconunaestrategiaVPPpuedecambiarelbalanceentregranescalaybateríasdistribuidas que de otra manera se reflejaría en el Plan de Acción. SegúndetalladomásenlaParteIV(PlandeAcción),elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadarápidamenteperseguirestrategiasVPPparacapturarelvalorde la red de recursos distribuidos a través de RFPs, tarifas, precios, y/oprogramasdeserviciosdirectos.

184

F. Supuestosypronósticos539. LaSección2.02(G)delReglamentodelPIRrequierequeelPIRdocumentelos

supuestoseinsumosclavedelmodelaje,loscualesincluyenelprecioanualdelcombustibleparacadacombustibleentregadoenPuertoRico.627Encuantoalospreciosde los combustibles, la Sección2.02(G)(2)(a)(v) requiereque el PIR"desarrolle una serie de posibles resultados para esos pronósticos queabarquenalmenoslosresultadosdelquintopercentilyelnonagésimoquintopercentil,talcomoloentiendelaAutoridad."


a. PronósticosdecombustibledelaAutoridad:Componentesdeproductosbásicos

540. LospronósticosdepreciosdecombustibledelaAutoridadsepresentanenlaSección7.2delPIRpropuestoycubrenlospreciosdelgasnatural(HenryHub),el petróleo crudo, el diésel (fueloil núm. 2), el combustible residual (fueloilnúm. 6 con un 0.5% de contenido de azufre) y el carbón. Los precios decombustiblesentregadosalaAutoridadsebasanenlatarificaciónosistemadepreciosdevarioscentrosrepresentadosenelpronósticodecombustible.

541. DebidoaquePuertoRiconotienerecursosdecombustiblesfósiles,PuertoRicodependedelasimportacionesdegasnaturalyotroscombustiblesdeEstadosUnidos continentales u otras fuentes extranjeras. Las importacionesdomésticasdecombustibleestánrestringidasbajolaLeyJones,lacuallimitaeltipodebuquesde transportequepueden suministrar combustible aPuertoRico.LasimportacionesinternacionalesnoestánrestringidasenvirtuddelaLey Jones. Tanto las importaciones domésticas como las internacionalesreflejan costos adicionales por entregar combustibles a Puerto Rico. Comoresultado,elpronósticodecombustibledelaAutoridadsepuededividirendoscomponentes. El primero es el precio básico del combustible. El segundocomponenteeselpreciodelproductoentregado,elcualeselpreciobásicomáseltransporteylaganancia.

i Preciobásico:Gasnatural542. ElprecioHenryHubhasidoelpuntodereferenciadelospreciosdelgasnatural

deEstadosUnidosdesdeprincipiosdeladécadade1990,yaqueHenryHubesel punto de fijación de precios para el gas natural con mayor volumen denegociaciones en Estados Unidos. Para muchos otros puntos o centros deintercambio(hubs),HenryHubsirvecomobaseparaelmercadodepreciosde

627Reglamento9021.

185

derivados.Otroscentrosdeintercambionegocianladiferencia(la"base")entreelprecioenotrocentroyelprecioenHenryHub.LoscontratosexistentesdecombustibledelaAutoridadsebasanenelpreciodeHenryHub.

543. LaAutoridaddesarrollósupronósticoparaelpreciodeHenryHubutilizandoelModelodeCompetenciadeGasoductos(GPCM®porsussiglaseninglés)deRBACIncorporated,elcualresuelvematemáticamentelospreciosdelgascomounresultadobasadoenvariosinsumosqueincluyenelsuministrodegas,losgasoductos,elalmacenamientoylademandadegas.628LalicenciadelGPCM®que tiene Siemens incluye además el pronóstico climático, el crecimientoeconómico, los precios mundiales del petróleo y los desarrollos de lainfraestructuraenergética trimestralmenteyenunarevisiónsemestral.629Elpronóstico desarrollado para la Autoridad incluyó el pronóstico de laproducción de gas natural, la iteración con el modelaje del mercado de laelectricidad y los supuestos de infraestructura de tuberías.630 Unarepresentación gráfica del pronóstico de precios del gas natural de laAutoridad,encomparaciónconotrospronósticos,sepresentacomoanejo7-7enelPIR.Losotrospronósticosincluyen:AnnualEnergyOutlook("AEO")2018de la Energy Information Administration ("EIA"), futuros de junio de 2018,Banco Mundial, GLJ Petroleum Consultants, Sproule Consulting e IHS.631 ElpronósticodelaAutoridadesmenorqueelpronósticodelaEIAparalaOEA2018,ymenorquemuchasdelosotrospronósticosdurantelostresprimerosaños (2018-2020).Enañosposteriores, elpronóstico laAutoridadcaeenelrangomediodelospronósticospresentados.632

544. PREPAusedstatisticalanalysisofHenryHubnaturalgaspricestodevelophighandlowgaspricesthatareonestandarddeviationaboveandbelowthebasegasprice,aswellas5thpercentileand95thpercentileprices.633

628VéaseRBAC,Inc.,GPCM®NaturalGasMarketForecastingSystem™,https://rbac.com/gpcm-natural-gas-market-model/.GPCMesunmodelopatentadoutilizadoenlaindustriadelmodelajeenergético.

629VéaseRBAC,Inc.,GPCM®BaseCaseBriefing,https://rbac.com/gpcm-base-case-natural-gas-forecast-briefing/.

630VéasetambiénRBAC,Inc.,GPCM®FrequentlyAskedQuestions,https://rbac.com/gpcm-natural-gas-market-model-faq/.Laiteracióndelospreciosdegasyelectricidadseutilizaconfrecuencia,yaquelosmodelossuelenserdistintosentresí.


632Variosde lospronósticosnovanmásalláde2030.Sólodospronósticos(AEO2018e IHS)seextiendena2040.ElpronósticodelaAutoridadesinferioraambospronósticosapartirde2028.

633PIRPropuesto,páginas7-26a7-32.

186

ii Preciobásico:Petróleocrudo545. El pronóstico de la Autoridad de los precios básicos del crudo (West Texas

Intermediate, ("WTI")) se basa en una comparación y un promedio de unavariedaddepronósticos, incluyendo laEIAy la InternationalEnergyAgency("IEA").634UnarepresentacióngráficadelpronósticodepreciosdelcrudodelaAutoridadencomparaciónconotrospronósticossepresentacomoanejo7-9enelPIR.Losotrospronósticosincluyen:AEO2018,futurosdejuniode2018,BancoMundial,GLJPetroleumConsultantsySprouleConsulting.635Paralostresprimeros años (2018-2020), el pronóstico de la Autoridad es uno de lospronósticosmásaltos.Enañosposteriores,elpronósticolaAutoridadcaeenelrangopromediodelospronósticospresentados.636

iii Preciobásico:Aceitescombustibles546. LaAutoridadadaptólospronósticosdecrudoparadesarrollarpronósticosde

combustiblesparaeldiésel,residualdeaceitescombustibleyelgaslicuadodepetróleo("GLP")sobrelabasedeunaregresióndelarelaciónhistóricadeestospreciosdecombustibleconlospreciosdelWTI.637

iv Preciobásico:Carbón547. ElpronósticodelaAutoridadparalospreciosdelcarbón(Columbia)sebasaen

lasperspectivasdeSiemenssobrelospreciosdelcarbóndeIllinoisBasinyenlahistóricarelacióndepreciosentreelcarbóndeIllinoisBasinyelcarbóndeColumbia.638

b. Preciosdecombustiblesentregados548. LaAutoridadutiliza lospronósticosdepreciosbásicosde combustiblepara

pronosticarlospreciosdecombustiblesentregadosenlascentraleseléctricasdelaAutoridad.Elpreciodeproductoentregadoreflejalosagregadosparaeltransporte,lagananciaylalicuefacciónparaelgasnaturallicuado("LNG").Enlasseccionessiguientes,sedetallanlospreciosdecombustiblesentregadosqueseutilizanenelPIRPropuesto.


635Id.páginas7-23.

636Variosdelospronósticosnovanmásalláde2028.SóloelpronósticodeAEO2018seextiendea2040.ElpronósticodelaAutoridadesinferioraldeAEO2018apartirde2020.


638Id.páginas7-24.

187

i Preciodecombustibleentregado:Gasnatural549. LaAutoridadofreciódosagregadosdecostosparalospreciosdegasnatural

entregadoparaplantasespecíficas.

550. EnelPIR,laAutoridadutilizólasiguientefórmulaparaCostaSur:639,640

551. Precio de producto entregado = (12.15% precio del combustible New YorkHarborNo.6+$1.125/MMBtu)*50%+(115%HenryHub+$5.95/MMBtu)

552. Sinembargo,enrespuestaalROI10-09,laAutoridadofreciólaactualizacióndelcostodeentreganegociadoparaelgasnaturalentregadoparaCostaSur,comoseresumeacontinuación:641

2020:115%HenryHub+$5.80/MMBtu



2023-32:115%HenryHub+$5.50/MMBtu

553. ParaSanJuan5y6,PaloSeco,MayagüezyYabucoa,laAutoridadutilizóunafórmula para representar las negociaciones contractuales en curso.642 Estafórmulafue:

Preciodeproductoentregado=115%precioHenryHub+$4.35/MMBtu

554. La Autoridad indicó que el desglose del agregado de combustible de$4.35/MMBtuparaSanJuan5y6consistíaen$1.00/MMBtuportransporte,$0.55/MMBtuporgananciay$2.80/MMBtuparalicuación.643ElestimadodelaAutoridad para los agregados por entrega se basa en su análisis de losagregadosactualesobservadosenelLNGprocedentedeTrinidadyTobago.644

555. EnelPIRPropuesto,laAutoridaddescribióquehabíaformalizadouncontratode cinco años para convertir a San Juan 5 y 6 para quemar gas natural y

639Id.páginas7-25.

640NaturgyAprovisionamientosSA("Naturgy")actualmenteofrecegasnaturalasus instalacionesdeEcoEléctricay laplantaCostaSurdelaAutoridad.El5denoviembrede2019,laAutoridadpresentóunapeticiónanteelNegociadotitulada"Request forApprovalofAmendedandRestatedPowerPurchaseAgreementwithEcoEléctricaandNaturalGasSaleandPurchaseAgreementwithNaturgy;Request forConfidentialTreatmentof thisLetterandAccompanyingAttachments."ElNegociadodeEnergíaabrióposteriormenteelcasoNEPR-AP-2019-0001paraabordarlapeticióndelaAutoridadfueradelPIRpropuesto.El11demarzode2020,elNegociadodeEnergíaemitióunaResoluciónyOrdenporlacualseaprobabaelacuerdodel5denoviembrepropuestoporlaAutoridad.

641DécimoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,13dediciembrede2019.

642Id.


644Id.página7-26.

188

comprarLNGdeNewFortressEnergy.645,646ElprecioexactoparaelcontratodeLNGconNewFortressEnergynoseobservóexplícitamenteenlapropuestadelPIR.Enelanejo1delROI01-38, laAutoridadofrecióunacopiadelcontratoejecutado,elcualconteníaelprecioespecíficoparaelcontratodeNewFortressEnergy.647LafijacióndepreciosdelcontratoparaLNGeslasiguiente:

Preciodeproductoentregado:115%HenryHub+$8.50/MMBtu(meses1-12)



556. El contrato deNew Fortress Energy también incluye un cargomensual porcapacidadde$833,333.33porladuracióndelcontratodecincoañossegúnlodispuestoenelanejoCdelROI1-38.648

ii Preciodecombustibleentregado:Otroscombustibles557. LaAutoridadseñalóqueelpreciodelcombustibleentregadoparaelfueloil,el

diésel,el carbónyelGLPsebasaronenagregadosde loscontratosactualesprovistos por la Oficina de Combustibles de la Autoridad.649 Los precios decombustible entregado específicos para las unidades de generación de laAutoridadseresumenenlosanejos7-11,7-12,7-13y7-14.650

c. Rangodelpronósticodecombustible558. LaSección2.03(G)(2)(a)(v)delaRegulación9021requierequelaAutoridad

"desarrolle una gama de posibles resultados para esos pronósticos queabarquencomomínimolosresultadosqueseencuentrenentrelospercentilescinco (5) y noventa y cinco (95) ". La Autoridad indicó que desarrolló unescenariodeLNGentregadobajoyalto,utilizandounabandademásomenosunadesviaciónestándarentornoasupreciobásicoHenryHubesperado.651LaAutoridad ofreció gráficas resumidas que muestran el rango de precios de

645Id.página7-10.

646EnsuResoluciónyOrdendel4deoctubrede2018,enelcasoCEPR-AI-2018-0001,elNegociadodeEnergíadeterminóquelaAutoridadpodríacontinuarsusnegociacionesconNewFortressEnergyparaconvertirlasUnidades5y6deSanJuanagasnaturalyofreceruncontratodesuministrodecombustibleparalasunidadesconvertidas.

647PrimerROIdelNegociadodeEnergía,11dejuliode2019.

648Id.


650Estosanejostambiénincluyenrangosdepreciosdecombustiblesentregadosparacarbón,fueloil,GLP,diéselycarbón.

651Id.página7-26.

189

combustiblesentregadosparaAguirre,SanJuan,PaloSeco,Mayagüez,Yabucoa,CostaSur,EcoEléctricaenlosanejos7-11,7-12,7-13y7-14.

2. Interventores

559. LaspartescomentaronentornoalusodegasnaturaluotroscombustiblesquesedetallanenlasPartesIII(D),III(G)yIV.EstaPartesecentraúnicamenteenlatrayectoriadepreciosdelgasnaturalyotroscombustibles.

a. AES-PuertoRico560. El Testigo de AES-PR, Sr. Ronald Moe, señaló los "costos de capital no

reportados"relacionadosconeldesarrollodelainfraestructuraasociadaparaentregargasnaturalencontenedoresalaspequeñasGTentodalaislabajolosescenarios S4S2B y ESM.652 Concretamente, el Sr. Moe hizo referencia a loscostosasociadosconlaentregayeltransportedeloscontenedoresdeLNGqueseríannecesariosparacadaunadelas18turbinasdegasmóvilesde23MWpropuestasenelplanESM.LaSra.KristinaLund,TestigodeAES-PR,tambiénseñalóquelasinstalacionesdeAESpuedenserredesarrolladasparaquemargasnatural.653

b. Arctas561. EnsuInformeFinal,ArctascomentóqueelagregadodeNaturgyparaCostaSur

esmásaltoqueloasumidoporlaAutoridadenelPIR.654ArctassostuvoquelaAutoridadnorecibiópreciosdeLNGbasadosenelmercadoparaelcontratorenegociadodeNaturgy.655

562. En su Informe Final, Arctas recomendó que cualquier proyecto futuro deinfraestructuraparaLNGestébajounprocesodelicitacióncompetitivo.656

c. EmpireGasCompany,Inc.("EmpireGas")563. EltestigodeEmpireGas,Sr.RamónGonzálezSimounet,afirmóquelosprecios

delpropanohandisminuido;nohanaumentadocomosemuestraenelPIR.657,

652AES-PR,TestimonioDirectodeRonaldMoe,23deoctubrede2019,página20.

653AES-PR,TestimonioDirectodeKristinaLund,23deoctubrede2019,página3.

654Arctas,AlegatoSustantivoyFinal,6demarzode2020,página4.

655Id.página18.656Arctas,AlegatoSustantivoyFinal,6demarzode2020,página1.

657EmpireGas,TestimonioDirectodeRamónGonzálezSimounet,14deoctubrede2019,página33.

190

658ElSr.Simounethizoreferenciaalospreciosalcontadoparaelpropanodeenerode2018($0.90porgalón)aoctubrede2019($0.46porgalón).659ElSr.González Simounet ofrecióunpronóstico IHSMarkit depreciosdepropanohasta2030.660ElSr.GonzálezSimounetcomentóquelaAutoridaddebióhabertenidoencuentalascondicionesdeexcedentesenelmercadodelaofertadeGLPenlugardelanálisishistóricoderegresiónutilizadoporlaAutoridadparapronosticarlospreciosdelpropano.661

564. Eltestigoexperto,Sr.RamónGonzálezSimounet,señalóquelosestimadosdelaAutoridadsobreloscostosdecombustibleparalasplantasdecombustióndepetróleoquesemuestranenanejo4-1delPIRsonaproximadamenteentreun58%yun65%másaltasqueelestimadodeEmpireGasparaloscostosalpormayordeGLP.662ElSr.GonzálezSimounetconcluyóqueeldiferencialentreelGLPyotroscombustiblesesapropiado.663

565. ElSr.GonzálezSimounetdescribiólainfraestructuraexistentedegasnaturalsintético(“SNG”porsussiglasen inglés)ygaspropano licuadoactualmentedisponible en Puerto Rico. El Sr. González Simounet señaló que lainfraestructuradeLNGesmáscostosaycomplicadaquelainfraestructuradeSNGopropanolicuado.664ElSr.GonzálezsostuvoquelageneraciónbasadaenpropanolicuadooSNGesunaalternativaidealparaunsistemainsularycitóalaAsociaciónMundialdeGLP.665

566. ElSr.GonzálezSimounetseñalóquelaLeyJoneslimitalasimportacionesdegasnaturalalaisla.666LaexcepciónqueseñalóesEcoEléctrica,yaquerecibesuLNG de Trinidad y Tobago. El Sr. González Simounet también señaló queEcoEléctricayaestáconectadaatravésdeungasoductoalasinstalacionesdeEmpire, terminal de importación y almacenamientodeGLP; y que la planta

658Sr.GonzálezSimounetutilizapropanoyGLPintercambiablementeensutestimonio.MientrasqueelpropanoesunGLP,GLPpuedecontenerotroshidrocarburosquenoseanpropano.

659EmpireGasTestimonioDirectodeRamónGonzálezSimounet,página33.

660Id.,página35.

661Id.enpágina35.

662EmpireGas,TestimonioDirectodeRamónGonzálezSimounet,15octubre2019,página17.

663Id.

664Id.página8.

665Id.página13.

666Id.página19.

191

ocasionalmentefuncionaconGLPcuandolainstalacióndealmacenamientodegasnaturalestábajaparamantenimientoy/oreparaciones.667

567. ElSr.GonzálezSimounetseñalóqueelplanpreferidodelPIRPropuestosebasaeneldesarrollodelainfraestructuradegasnatural,peroquehayunahistoriadedesarrollofallidodeconversiónagasnaturalenPuertoRico.668Sinembargo,elSr.GonzálezSimounetnodocumentólaspruebashistóricasquerespaldansu alegación. Parece que su preocupación es que, sin el desarrollo de lainfraestructuradegasnatural,laAutoridadpudieratenerquedependerdelaentrega de LNG en camiones-contenedores que se llenarían y entregaríandesde el continente. Según el Sr. González Simounet, esto podría afectar laconfiabilidaddelasturbinasdegasbajolosmismosescenariosdeconfiabilidad(i.e.,huracanes)paralosquefuerondiseñadosparaoperar.669

568. ElSr.GonzálezSimounetrecomendóquesemodificaraelPIRPropuestoparaincluiropcionesdepropanolicuadooSNGyquelasunidadesparademandaspicoexistentesynuevasseconviertanparafuncionarconpropanolicuadooSNG.670 Además, el Sr. González Simounet recomendó que los terminalespropuestosenYabucoayMayagüez,ylasunidadesasociadas,sesuministrenconpropanolicuadoenlugardeLNG.671EnsuInformeFinal,EmpireGasreiterólarecomendacióndelSr.GonzálezSimounet.672

d. EnvironmentalDefenseFund("EDF")569. ElDr.StantonseñalóqueelprecioHenryHubesinapropiadoparasuusoen

PuertoRico,yaqueelgasdelaislasecompraaTrinidadyTobagodebidoalafaltadebuquesdetransportedeLNGquecumplanconlaLeyJones.673ElDr.Stanton sostiene que la Autoridad no tuvo en cuenta la Ley Jones en sumodelaje.674

570. ElDr.StantonseñalóqueelPIRpropuestonotieneencuentalosimportantesriesgosfinancierosplanteadostantoa laAutoridadcomoa losresidentesde

667Id.

668Id.página30.

669Id.

670Id.página38.671Id.página40.672EmpireGas,AlegatoFinal,6demarzode2020,página7.

673EDF,TestimonioDirectodelaDra.ElizabethA.Stanton,anejoB,23octubre2019,página36.

674Id.página36.

192

Puerto Rico ante la inversión propuesta en nueva infraestructura de gas.675Específicamente,elDr.Stantondestacóqueelplanderecursospropuestoporla Autoridad requiere $2,600 millones de nuevas inversiones eninfraestructuradegasduranteelperíododeplanificacióndelPIRPropuesto.Sialgunosdeesosgastosdecapitalestánvaradosparael2050,elDr.StantonexpresósupreocupacióndequeesoscostosvaradosafectennegativamentelasituaciónfinancieradelaAutoridadyPuertoRico.676

571. EnsuInformeFinal,EDFrecomendóqueelNegociadodeEnergíarechazaralasinstalacionesdeLNGbasadasenbuquesdeYabucoayMayagüez.677

e. Organizacionesambientalistaslocales(“LEOs”porsussiglaseninglés)

i ProfesorAgustínIrizarryRivera572. El profesor Agustín Irizarry Rivera afirmó que cree que la Autoridad está

utilizando un precio demasiado optimista del gas natural y que este precioincorrecto del gas natural afecta a todos los demás problemas.678Específicamente,loscálculosdelProf.IrizarryRiveraestimanqueloscostosdegasnaturalentregadode$4.35/MMBtuenelPIRPropuestosondemasiadobajos.679Hizoreferenciaaloscostosdegasnaturalentregadoen2019delPIRPropuestoyestimaqueelpreciodeproductoentregadodeNewFortressparaelgasnaturalesdeaproximadamente$12/MMBtu,basadoenlosparámetrosdelcontactoylainclusióndelcostofijodeconversióndeunidadde$833,333pormesparalosprimerossesenta(60)mesesdelcontrato.680

573. LaSra.SommersostuvoquelaAutoridadsubestimóelpreciodelgasnatural.681También señaló que los precios del gas natural en el modelo no sonconsistentes con los precios de New Fortress.682 Además, la Sra. Sommersseñalóqueelcostodeentregade$4.35/MMBtudelaAutoridadsemantieneconstante en dólares nominales, lo cual refleja una disminución en dólares

675EDFTestimonioDirectodelaDra.ElizabethStanton,23octubre2019,anejoB:PuertoRicoIntegratedResourcePlan:LessonsfromHawaii’sElectricSector,22deoctubrede2019,página3.

676EDF,TestimonioDirectodelaDra.ElizabethStanton,anejoB,página36.

677EDF,AlegatoFinal,6marzo2020,página1.

678LEOs,TestimonioDirectodeAgustínIrizarryRivera,22octubre2019,página5.

679Id.enpáginas22-23.

680Id.enpágina23.

681LEOs,TestimonioDirectodeAnnaSommers,22octubre2019,página23.

682Id.enpágina23.

193

reales.683 La Sra. Sommers sostuvo que el último año del contrato de NewFortressEnergydeberíaserelmejorindicadorparalosagregadosporlicuaciónytransporteparaelgasnatural.684Porúltimo,laSra.SommersseñalóquelaAutoridadnovolvióaejecutarningunode losplanesutilizandopreciosmásaltosdegas(Sensibilidad5).685

574. Ensu InformeFinal, lasLEOseñalaronqueelNegociadodeEnergíadeberíarechazarlarecomendacióndelPlandeAccióndelaAutoridaddeprocederalaautorizaciónde las instalacionesdeLNGbasadasenbuquesparaYabucoayMayagüez.686LasLEOtambiénseñalaronquenoseríaóptimoparalaislatenercuatropuntosdeimportacióndegasnatural,comoseproponeenelPlandeAccióndelaAutoridad.687LasLEOtambiénexpresaronsupreocupaciónporelriesgodeseguridadenelpuertodeSanJuanasociadoconelaumentodeltráficodeLNG.688

f. Interventoressinfinesdelucro(NFPsporsussiglaseninglés)575. El testigo experto Eric Ackerman recomendó una inversión mínima en

infraestructura de suministro de LNG hasta que los resultados demétodosavanzados de planificación de redes eléctricas estén disponibles.689Específicamente,elSr.Ackermanseñalóquelasinversioneseninfraestructuradegasnaturaldificultaráneldesplazamientoy laeventualeliminaciónde lageneracióndecombustiblesfósiles.690ElSr.AckermansostuvoquelaAutoridadpropone loqueequivaleaun futurodegasnatural,noun futurodeenergíarenovable,comoexigelaLey17.691EnsuInformeFinal,losNFPseñalaronqueloscostosdeinfraestructuradeLNGsoninciertosdebidoalriesgosísmico.692

683Id.enpágina24.

684Id.enpágina24.

685Id.enpágina25.

686LEOs,AlegatoFinal,6demarzode2020,página44.

687Id.enpágina53.

688Id.enpágina57.

689NFP,TestimonioDirectodeEricAckerman,22deoctubrede2019,página4.

690Id.enpágina11.

691Id.página19.

692NFP,ArgumentoFinalyMemorando,6demarzode2020,página17.

194

3. RadicaciónderefutaciónporlaAutoridad

576. El testimonio de refutación del Dr. Nelson Bacalao refutó el argumento deltestimoniodeIrizarry-RiveradelasLEO,enelqueafirmaqueelcontratodeNewFortressEnergyparalasUnidades5y6deSanJuandacomoresultadounpreciodegasnaturalentregadode$12/MMBtualincluirelcargomensualdeNew Fortress Energy de $833,333 por conversión y regasificación.693 El Dr.BacalaosostuvoqueloscostosderegasificaciónsemodelanporseparadoenelPIRPropuestoyqueelcostodelgasentregadoqueseinformaenelPIReselcostobásicomáslalicuaciónyeltransporte.694

4. AmicusCuriae

a. RockyMountainInstitute("RMI")577. EnsuInformeAmicus,RockyMountainInstituteseñalóquelajustificaciónpara

laconversióndecombustibledeSanJuan5y6sebasóenunfactordemayorcapacidad(90%)quelautilizadaporRMI.695Porseparado,RMIseñalaquesuinvestigación encontró que el 67% de los proyectos de licuaciónexperimentaron excesos de costos, y que esos proyectos experimentaronexcesosdecostodeaproximadamenteel70%.696RMItambiénseñalaquelosestimadosdelainfraestructuradecombustibledelaAutoridadsonestáticasynoincluyenelriesgodesobrecostosdecapital.697

5. Discusión

a. Preciosdecombustible578. Elpronósticodepreciosdelgasnaturalrespaldalasdecisionesyloscostosde

recursos del PIR propuesto. La trayectoria de los precios del gas natural esimpulsadaporcomponentesdelaofertaylademandaquefluctúan.ElprimercomponentedelpreciodelgasnaturaleselcomponentebásicoolatrayectoriadepreciosHenryHub.

693Autoridad,TestimoniodeRefutacióndelDr.NelsonBacalao,20dediciembrede2019,página19.

694Id.páginas19y20.

695RMI,AmicusCuriaeAlegato,20deseptiembrede2019,página15.

696Id.página18.

697Id.

195

i Preciodelgasnatural:Productobásico579. ElprecioHenryHubdelaAutoridadsebasaenfuturosdejuniode2018yse

utiliza para los primeros 18 meses del pronóstico de gas natural de laAutoridad.698,699SibienelNegociadodeEnergíaentiendequedebehaberunafechadecorteenlossupuestosparaincorporareneldesarrollodelos35casospresentadosenelPIRPropuesto,elNegociadodeEnergíatambiénobservaquelospreciosdelgasnaturalutilizadosenelPIRPropuestosedesarrollaronunañoantesdelapublicacióndelPIRPropuesto,enjuniode2019.EnrespuestaalROI4-8,laAutoridadofrecióunagráficaquecomparabalosfuturosaagostode2019conlosfuturosdeloscasosBaseyBajodelPIRpropuesto.LospreciosdelosfuturosenesemomentoestabangeneralmentemáscercadelospreciosdecasosBajospresentadosenelPIRpropuesto.

580. En elmomento de este escrito, los precios Henry Hub reales para 2020 semuestranenlasiguientetabla:

Tabla5.PreciosHenryHubmensuales(enero–mayo2020)

Mes Precio($/MMBtu)nominalenero $2.02febrero $1.91marzo $1.79abril $1.74mayo $1.75

581. Estos precios actuales reflejan los impactos de la pandemia COVID-19 y laconsiguiente desaceleración económica. Para los próximos 12 meses, losfuturosNYMEXHenryHubal18dejuniode2020,sepresentanacontinuación:

Tabla6.FuturosNYMEXHenryHubmensuales(julio2020–junio2021)($/MMBtu)700

Mes Precio($/MMBtu)nominal

julio $1.67agosto $1.75septiembre $1.81octubre $1.91noviembre $2.32diciembre $2.81enerode2021 $2.95


699Losfuturosdejuniode2018sebasaronenlospreciospromediosdelosdías7,14y21demayo,segúnloconfirmadoenRespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergíaROI4-8,1deagostode2019.

700PreciosdefuturosNYMEXal19dejuniode2020.

196

febrerode2021 $2.92marzode2021 $2.81abrilde2021 $2.52mayode2021 $2.48juniode2021 $2.51

582. Losfuturosactualeshastael2021pistasiguenpatronessimilaresalosfuturosactualizadosporlaAutoridadenrespuestaalROI4-9enagostode2019.701LosimpactosacortoplazodelapandemiaCOVID-19puedendarlugarapreciosmensuales bajos del gas que podrían continuar durante varios meses. Estasituaciónpuededarlugarapreciosmásbajosdelgasnaturaldurantevariosmesesounospocosaños,yaqueexisteincertidumbreentornoalmomentoylatrayectoriadecualquierrecuperacióneconómica.

583. EnelPIRpropuesto,laAutoridadseñalóquelosfuturosseutilizaronparalosprimeros18mesesdelperíododelPIRpropuestoyluegosecombinaronconsupronósticoamáslargoplazoparalospróximos18meses.702Elpronósticodegasnaturalamás largoplazode laAutoridadfue inferioralpronósticoOEA2018. En enero de 2020, la EIA lanzó el AEO 2020, el cual contenía unpronósticoactualizadoparaelgasnatural,peronotieneencuentalosimpactosactuales de la pandemia COVID-19.703 La siguiente gráfica compara elpronósticodelPIRpropuestodelaAutoridadconelofrecidoporAEO2018yAEO2020.

701CuartoRequerimientodeInformación(ROI)delNegociadodeEnergía,1deagostode2019.


703https://www.eia.gov/outlooks/aeo/.

197

Figura6.PronósticoHenryHub:Autoridad,AEO2018yAEO2020($/MMBtunominal)

584. LospreciosdegasnaturalenelPIRpropuestoporlaAutoridadseencuentran

entre losvaloresAEO2018(másaltos)y losAEO2020(másbajos).Enestemomento,elpreciobásicoparaelgasnaturaldelaAutoridadparecerazonabledada la incertidumbre que rodea el impacto del COVID-19 y la demandamundialdegasnatural.Enconsecuencia,elNegociadoACEPTAelpronósticobasedelcombustibledegasnaturalincluidoenelPIRpropuesto.

585. Elartículo2.02(G)(2)(a)(v)delreglamentodelPIRpropuestorequierequeelPIR "desarrolle una serie de posibles resultados para esos pronósticos queabarquenalmenoslosresultadosdelquintopercentilyelnonagésimoquintopercentilsegúnloentiendalaAutoridad."EnelPIRpropuesto,lasensibilidad5delaAutoridadrepresentóaltospreciosdelgas.704LaAutoridadmodelócincocasosutilizandolasensibilidadalosaltospreciosdelgas,comosemuestraenelanejo5-4.705NuestroanálisisdelosarchivosdemétricasparaloscincocasosindicaqueelpreciomásaltodelgasdelaAutoridadnofueuninsumoparaelmodelo de expansión de capacidad, sino que se aplicó a los resultadosobtenidosdelmodeloparaajustarlosvaloresdecostodecombustibleenlosarchivosdemétricas.706Enotraspalabras,en lugarde tener lospreciosmás


705Id.páginas5-9.

706ParecequelaAutoridadcalculóelimpactodelospreciosmásaltosdelgaspegando,enlahojadecálculodemétricas,unatabladenúmeros(nofórmulas)etiquetadacomo"deCR5".Estascifrasparecenserelcostopromediodecombustibleparalaenergíageneradapordiferentesplantas/combustiblescadaaño.LaAutoridadluegocalculólarazónoproporciónentrelosvaloresdelatabla"fromCR5"yelCostodeCombustiblepromedioenelcasomodelado(conpreciosbasedegas).LaAutoridadentoncesmultiplicólarazónoproporciónresultanteporelCostoTotaldeCombustibleparacadageneradorparacrearcostosdecombustibleactualizados.LoscostosactualizadosdecombustibleentoncessustituyenloscostosdecombustibleenelcálculodelaCostesTotalesanuales.

$0.00

$1.00

$2.00

$3.00

$4.00

$5.00

$6.00

$7.00

$8.00

2 0 1 5 2 0 2 0 2 0 2 5 2 0 3 0 2 0 3 5 2 0 4 0 2 0 4 5

$/M

MBT

U (N

OM

INA

L)

PREPA AEO 2018 AEO 2020

198

altosdelagasdictandocómoelmodeloeligerecursosespecíficos.Laaplicacióndepreciosmásaltosdegasalaproduccióndelmodelosimplementeaumentalos costos para la construcción del escenariomodelo analizado. Aunque lospreciosrealesdelgasnaturalestánactualmenteenunatendenciamásbajaquelaprevisiónbásicadegasnaturaldelaAutoridad, lametodologíadeprecioselevadosdel gas no refleja cómoel aumentode los precios del gas naturalafectaríaalIRPpropuestoesapropiadoyreflejaelriesgodequelospreciosdelgasaumentenporencimadelosnivelesesperadosactualmente.Aunquenoseutilizóparaninguna sensibilidad, laprevisióndepreciosbajosdel gasde laAutoridad(basadaenelpercentil5)tambiénesrazonableyreflejaelhechodequeesmásprobableque lospreciosdelgasaumentensustancialmentequecaerenlamismacantidad.ElNegociadodeEnergíaACEPTAeldesarrollodelaAutoridaddeunaseriedeposiblesresultadosparalospreciosdelgasnaturalparasuusoenesteanálisisdePIR.

ii Pronósticodelpreciodelpetróleocrudo586. ElpronósticodelaAutoridaddelospreciosbásicosdelpetróleocrudo("WTI")

sebasaenunacomparaciónyunpromediodeunavariedaddepronósticos,incluyendoEIAe IEA.707Comose señalóanteriormente, laAutoridadofrecióunacomparacióndesupronósticoWTIdepetróleocrudoconAEO2018.ElAEO 2020 contiene un pronóstico actualizado del crudo, pero, como se haindicado anteriormente, no tiene en cuenta los impactos actuales de lapandemiaCOVID-19.708LaEIApublicaunaperspectivaenergéticaacortoplazo("STEO")quereflejaalgunosimpactosdeCOVID-19enlaofertaylademanda.709LasiguientegráficacomparaelpronósticodelPIRpropuestodelaAutoridadconAEO2018,AEO2020ySTEO(junio).


708U.S.EnergyInformationAdministration,AnnualEnergyOutlook2020,https://www.eia.gov/outlooks/aeo/.

709U.S.EnergyInformationAdministration,Short-TermEnergyOutlook,https://www.eia.gov/outlooks/steo/.

199

Figura7.PronósticoWTI:Autoridad,AEO2018,AEO2020ySTEOparajunio2020($/barrilnominal)

587. El pronóstico del precio del crudo en el PIR de la Autoridad está entre los

valoresAEO2018(másaltos)ylosdeAEO2020(másbajos)paralosprimerosaños.Lostrespronósticossonmuchomásaltosque lasperspectivasacortoplazohasta2021.Másalláde2025,elpronósticodelaAutoridadesmenorqueel pronóstico de AEO 2018 y AEO 2020. En este momento, el crudo de laAutoridad parece razonable dada la incertidumbre en torno al impacto delCOVID-19ylademandamundialdecrudo.Enconsecuencia,elNegociadodeEnergíaACEPTAelpronósticodecombustibledepetróleocrudodelPIR.

b. Preciodelgasnatural:Entregado588. Elpreciodelgasnaturalentregadoparaunidadesespecíficasesunafunciónde

transportación,entregaygananciasnegociadasencontratosejecutadosporlaAutoridad. Todos ellos se suman al precio básico del gas natural. En el PIRpropuesto,laAutoridadutilizaunvalordepreciodegasnaturalentregadode$4.35/MMBtuparalasplantasdeSanJuan,PaloSeco,MayagüezyYabucoa.710

589. EnrespuestaalROI-1-38delNegociadodeEnergía,laAutoridadreconocióqueel contratodeNewFortressEnergyparaelpreciodegasnaturalentregadopara lasUnidades5y6deSan Juandiferíade loque sepresentóenelPIRpropuesto.711LaResoluciónyOrdendelNegociadodeEnergíadel4deoctubrede 2018, en el caso de CEPR-AI-2018-0001, aceptó la conversión de las


711PrimerROIdelNegociadodeEnergía,11dejuliode2019.

$0

$20

$40

$60

$80

$100

$120

$140

$160

$180

2 0 1 5 2 0 2 0 2 0 2 5 2 0 3 0 2 0 3 5 2 0 4 0 2 0 4 5

$/BA

RREL

(NO

MIN

AL)

PREPA AEO 2018 AEO 2020 AEO STEO June

200

Unidades5y6deSanJuanporNewFortressEnergy.EnrespuestaalROI7-1delNegociadodeEnergía,laAutoridadvolvióaejecutarelescenarioESMconlospreciosactualesdeNewFortressEnergyparaelgasnaturalentregado.712

590. Ademásdelosagregadosportransporte,entregaygananciasidentificadosporlaAutoridad,elNegociadodeEnergíaseñalaqueeltestigodelosLEO,elProf.Agustín IrizarryRivera, sostuvo que el costomensual de capacidaddeNewFortress Energy de $833,333 también debería incluirse como un agregadoadicional para el preciode entregade gasnatural para las unidadesde SanJuan.713Enrespuesta,eltestigodelaAutoridad,elDr.NelsonBacalao,sostieneque los costos mensuales de capacidad de $833,333 representan larecuperacióndeloscostosdeconversiónincurridosporNewFortressEnergyparaSanJuan5y6ynodebenincluirsecomouncostodecombustible,sinoquehansidomodeladosenelPIRpropuestocomocostosfijos.714Osea,elcostomensual es independiente de la cantidad de gas natural que realmente seconsume en la planta. Esta afirmación es coherente con la respuesta de laAutoridadalROI2-24delasLEO,elcualindicaqueelcostodelavaporizaciónse trata como un costo fijo de operación y mantenimiento asociado con elproyecto.715EnrespuestaalROI7-01(b),sinembargo,laAutoridadindicóquelos costos de gasificación se incluyeron en los costos actualizados de NewEnergyFortress.

591. ObservamosquelasradicacionesdemétricasdelaAutoridadparalosrecursosde conversión de San Juan 5 y 6 contienen una columna por un costo fijoadicional que coincide estrechamente con el valor anualizado del costomensualdecapacidadde$833,333alquesehacereferenciaenelcontratodeNewFortressEnergy.EnelcasodeunanuevainstalacióndedesembarqueparaLNGcomolaspropuestasparaYabucoayMayagüez, laAutoridadindicóqueloscostosdegasificaciónasociadosseríancostosfijosquenosereflejaríanenelpreciodelgasnaturalentregado.716EnrespuestaalROI2-24(e)delasLEO,laAutoridadindicóquepreveíaquelospreciosdeYabucoayMayagüezseríanlosmismosquelosdeSanJuan.717

712SéptimoROIdelNegociadodeEnergía,12deseptiembrede2019.

713LEOs,TestimonioDirectodeAgustínIrizarryRivera22deoctubrede2019,página5.

714Autoridad,TestimoniodeRefutacióndelDr.NelsonBacalao,20dediciembrede2019,página19.

715LEOs’SegundoROI,26deagostode2019.

716SéptimoROIdelNegociadodeEnergía,12deseptiembrede2019.

717LEOs’SegundoROI,26deagostode2019.

201

592. ElNegociadodeEnergía observa que los agregadosde laAutoridadpara eltransporte, la licuación y la ganancia semantienen constantes en términosnominales en sus libros de trabajo de apoyo y como se indica en el PIRpropuesto. PIR.718 Como señaló el testigo de las LEO, Sa. Sommers, estetratamiento tiene el efecto de reducir el impacto del agregado en términosreales,yaquesóloelprecioHenryHubaumentaconlainflación.Entérminosreales, el componente agregado de los precios entregados disminuirá en elfuturo.

593. Paraloscontratosactualesyexistentes,elusodelascondicionesactualesdelcontratoporpartedelaAutoridadesapropiado,yaquesetratadeloscontratosen curso. Observamos que los estimados iniciales de la Autoridad para lospreciosdel gasnatural entregadono incorporaronestimadosde altoobajocostopara los costosde licuación, transporteygananciaen suanálisisparafuentesdegasnaturalestadounidensesonoestadounidenses,comosedetallaenelROI2-26.719

594. Paralospreciosdecontratosfuturos,lospuntosdedatosdisponiblessonloscontratosentrelaAutoridadysusproveedores.EnelcasodelasunidadesdeSanJuan,elcontratoejecutadoprovistoporlaAutoridadindicaqueduranteelPlazodePrórroga(despuésdelplazoinicialdesesenta(60)meses),elcostounitario del gas natural se determinará entre la Autoridad y New FortressEnergy,sujetoalaaprobacióndelNegociadodeEnergía.720ParaCostaSur,laAutoridadyNaturgyrenegociaronelcontratodeentregadegasnaturalaCostaSuryelPPOAconEcoEléctricacomosedetallaenlarespuestaalROI10-2.721ElpreciodegasnaturalrenegociadoparaCostaSurcomenzaríaen115%HenryHub + $5.85 y terminaría en 2032 en 115%HenryHubmás $5.50.722 EstospreciosdeproductoentregadosonmásaltosquelosagregadosdegasnaturalincluidosenlaradicaciónoriginaldelPIRpropuesto.

595. DurantelasVistasEvidenciarias,laAutoridadindicóqueelpreciodelgasparaCostaSurescomparablealospreciosdelgasnaturalenotroslugares.723

596. En respuesta al ROI 10-5 del Negociado de Energía, la Autoridad volvió aejecutar los siguientes escenarios (incluyendo S1S2, S23S2, S4S2, y S5S1)

718VéasePIRPropuesto,páginas7-26ydocumento“PREPAFuelForecast06032019_Final_withformulas.xlsx”

719ROIdelNegociadodeEnergía-2,18dejuliode2019.

720ROIdelNegociadodeEnergía1-38,anejo(attachment)1,anejo(exhibit)C,11dejuliode2019.

721DécimoROIdelNegociadodeEnergía,13dediciembrede2019.

722Id.;véasetambiénROI10-9.

723VistaEvidenciaria,sesióndelatarde,3defebrerode2020,en3:12:46.

202

utilizandolospreciosactualizadosdegasnaturalentregadoparaEcoEléctrica,CostaSurySanJuan5y6.724LascorridasmodeladastambiénincluyeronceroEE,bajaEEysupuestossolaresmodificados.LosescenariosdereejecutadosproveyeronunaevaluaciónactualizadadelPIRpropuestoquesediscuteconmásdetalleenlaParteIII(G)deestaResoluciónyOrdenFinal.

597. El Negociado de EnergíaACEPTA el precio base del gas natural entregado,incluidoenelPIRpropuesto,paraSan JuanyCostaSursobre labasede losmodelajesactualizadosquefueronprovistosporlaAutoridad.Paralosfuturospuntos de importación, como los propuestos paraMayagüez y Yabucoa, lostérminos iniciales de los contratos de New Fortress Energy y Naturgy sonmejoresindicadoresdelospreciosinicialesdelgasnaturalentregado.

c. Infraestructuradecombustible598. EnlaSecciónSietedelPIRpropuesto,laAutoridadresumióelestadoactualde

losterminalesdeLNG.LaAutoridadseñalaqueactualmentenohaybuquesdeLNGagranescalaconformesconlaLeyJones.725LaAutoridadseñalaquePuertoRico actualmente recibe lamayoría de su suministro de LNG de Trinidad yTobago.726

599. ElPIRpropuestodelaAutoridadincluyesupuestosparanuevasinstalacionesdeinfraestructuradecombustibleparagasificarcrecientesentregasdeLNGenelfuturo.ElplandeaccióndelaAutoridadsuponequeelconsumodeLNGdePuertoRicoaumentaanomásde6.5millonesdetoneladasmétricasanuales(MMtpa).727ElPIRpropuestoseñalaqueelcontratoactualdeEcoEléctricaparaLNGprocedentedeTrinidadyTobagoesdeaproximadamente0.5MMtpaoaproximadamente24bcf.728Conelfindeabastecerelaumentopropuestoenelconsumodegasnatural, laAutoridadmodelólaexpansiónyeldesarrollodenuevasinstalacionesdeinfraestructuradegas.

724ROIdelNegociadodeEnergía-10,13dediciembrede2019.

725LaLeyJonesrequierequeeltransportemarítimoentrepuertosestadounidensesselleveacaboconbuquesconstruidosenEstadosUnidos,queseanpropiedadestadounidenseyque tengantripulaciónestadounidense.LaLey Jones tieneelimpactoprácticodelimitareltipodebuquesdeLNGquesepuedenutilizarentrelosterminalesdeexportacióndeLNGdeEstadosUnidosyPuertoRico.Véase46U.S.C.§50102.LospuertosextranjerosestánexentosdelaLeyJones,razónporlacuallasimportacionesdeLNGaPuertoRicosondeTrinidadyTobago.


727Id.enpágina7-2.Tengaencuentaque6.5MMtpaequivalenaaproximadamente312billonesdepiescúbicos(bcfporsussiglaseninglés).

728Id.enpágina7-5.

203

600. El anejo7-4delPIRpropuestomuestraun resumende la evaluaciónpor laAutoridaddelasopcionesdeinfraestructuradecombustible.Enelanejo7-4sedescribenlasopcionesdeLNGmarítimas(basadasenbuques)yterrestres,queilustran los costos, las capacidades de volumen de combustible y lascapacidades máximas. En el PIR propuesto, la Autoridad enumera ochoopcionesde infraestructuradegasnaturalquedeterminóquepodríanestardisponibles:729

• Puerto Marino de Gas en Aguirre (Aguirre Offshore GasPort oAOGP);

• LNGabasedebuquesenSanJuancongasoductoaPaloSeco;• LNGterrestreenSanJuancongasoductoaPaloSeco;• LNGbasadoenbuquesenMayagüez(Oeste);• LNGbasadoenbuquesenYabucoa(Este);• Entrega de LNG o gas natural comprimido (GNC) a San Juan y

potencialmentePaloSeco;• Capacidadadicionalderegasificaciónynuevosgasoductosdegas

natural, primero desde la terminal de importación de LNGEcoEléctricaaAguirreyluegoaSanJuan;y

• Ningunanuevainfraestructuradegas.

601. En el PIR propuesto, la Autoridad no consideró la opción del AOGP.730 LaAutoridad tampoco recomendó la entrega de LNG o GNC a San Juan víacontenedor.731ElPIRpropuestotampococonsideróquelosnuevosgasoductosde gas natural fueran una opción factible basada en la oposición públicaanterior a propuestas anteriores sobre tuberías.732 Además, la Autoridaddeterminó que los combustibles alternativos -- propano, etano ybiocombustibles--noproveenalternativasalargoplazoalaAutoridad.733

602. LaAutoridadlimitósusopcionesacuatroformasespecíficasdeinfraestructuradeLNG:734

• LNGterrestreenSanJuancongasoductoaPaloSeco;• LNGbasadoenbuquesenMayagüez(oeste);• LNGbasadoenbuquesenYabucoa(este);y

729Id.enpágina7-6.

730Id.página7-8.

731Id.página7-13.

732Id.página7-14.

733Id.página7-15.

734Id.página7-17.

204

• LNG a base de buques en San Juan (suministro a San Juansolamente).

603. Los estimados de la Autoridad para los costos de infraestructura decombustibleparaestascuatroopcionessepresentanenelanejo7-5delPIRpropuesto.Estosestimadososcilaronentre$408y$590millonesparaelLNGterrestreenSanJuanconunoleoductoaPaloSeco;$167a$222millones(cadauno)para la opcióndeLNGbasada enbuques enMayagüez,Yabucoay SanJuan.735

604. LaAutoridadelaboróestimadosdecostosparasusinversionespropuestaseninfraestructuradegasnaturaldevariasfuentes.ParaelLNGterrestrede$492millonesenSanJuanyeloleoductoaPaloSeco,laAutoridadutilizóelmismovalorqueproveyóenelPIR2016einflóeseestimadoadólaresde2018.736LaAutoridad no intentó actualizar los valores con otras fuentes o proyectoscomparativos.Elestimadodelgasoductode4.2millasdelaAutoridadsebasaenunarevisióndereducciónalvalorde65millonesdedólaresdelPIR2016,basadaenloscostosactualesdeconstrucciónyelusodelasservidumbresdepasoexistentes.737

605. EnrespuestaalROI2-14, laAutoridadindicóqueelestimadobásicode185millonesdedólaresparaloscostosdelaunidadderegasificacióndebuquesflotantes(FSRUporsussiglaseninglés)asociadosconYabucoa,MayagüezySanJuansebasabaendosestudios(OxfordInstituteofEnergyStudiesyPotenandPartners).

606. EnrespuestaalROI2-21(i),laAutoridadofrecióestimadosdecostosdecapitalbajosyaltosparasusopcionesdeinfraestructuradecombustible.Elcasobajoesun10%másbajoqueelcasobaseycasoaltoesun20%másaltoqueelcasobase.738LaAutoridadindicóqueelcasobajoyelcasoaltosebasabaneneljuicioprofesionalynoeraatribuibleaningunafuenteespecífica.739EnrespuestaalROI06-05,laAutoridadrealizóunanálisisutilizandocostosdeinfraestructuramásaltosquesucasodereferencia,basadoenladiscusióndelaVistaTécnicadel5de septiembrede2019.740La respuestade laAutoridadalROI incluyónuevosvaloresdealtocostoparaelLNGterrestreyelLNGbasadoenbuques.

735Id.página7-18.

736VéaseRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,ROI2-13,18julio2019.

737Id.

738Id.

739Id.

740RequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergíaROI-6,6septiembre2019.

205

Estos nuevos valores altos fueron de 650 millones de dólares para el LNGterrestrey350millonesdedólaresparaelLNGbasadoenbuques.741

607. BajoelescenarioS4S2S13BofrecidoenrespuestaalROI6-05conloscostosdeinfraestructura más altos, la Autoridad encontró que el modelo Aurora noconstruyóningúnCCGTnuevo,extiendelasoperacionesdeEcoEléctricahasta2035 y corre unidades existentes bajo factores de mayor capacidad.742 Losresultadosdeesteescenarioindicanqueloscostosdeinfraestructuradegasnaturalmásaltosdeloesperadodaríanlugaracambiossustancialesenfuturasconstrucciones y operaciones de recursos y son informativos al riesgo deposiblessobrecostosparalosproyectosdeinfraestructuradecombustibledegas natural propuestos por la Autoridad. Costos capitales de $650millonespara LNG terrestre según se muestra en el ROI 6-05 es un límite superiorrazonableparaunproyectointensivoencapital.ComoseñalóelSr.GonzálezSimounet, la Autoridad ha tenido un historial de proyectos fallidos para laimportacióndeLNGenelpasado,loqueapoyaríaelusodeuncostodecapitalmásaltoparatenerencuentaelriesgodeincertidumbre.ComoseexplicaenlaParte IV, el Negociado de Energía NO APRUEBA la infraestructura de gaspropuestaporlaAutoridad,desdequeelNegociadodeEnergíasóloautorizóalaAutoridadacomenzareltrabajopreliminarsobrelanuevageneracióny/oelalmacenajedeenergíaenPaloSeco,sujetoalaslimitacionesestablecidasenelPlandeAcciónModificado.

G. Documentaciónyanálisisdeldesarrollodelplanderecursos608. LaSección2.3(H)(1)y (2)delReglamento9021requiereque laAutoridad

documenteeldesarrollodesusPlanesdeRecursosyqueenumerelosfactoresque laAutoridaddeberá considerar y las tareasquedeberá llevar a caboalelaborar el Plan de Recursos, algunas de las cuales hemos resaltado. Debeincluir una descripción de los mecanismos y criterios utilizados paraseleccionarelPlandeRecursosPreferido.743LaAutoridaddeberáproveerunatabla coherente de recursos, por año, incluyendo los recursos nuevos yexistentesdesuministroydemandanecesariosparasatisfacersucargapico,incluso su margen de reserva de planificación.744 La Autoridad deberá

741Id.Elanejo7-5delPIRPropuestoteníaunaltovalordeLNGterrestrede$590millonesyunaltovalordeLNGbasadoenbuquesde$222millones.

742RequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergíaROI-6,6septiembre2019.

743Reglamento9021,§2.03(H)(1)(a)(i).744Id.§2.03(H)(1)(a)(v).

206

identificarsuposiciónnetaanualrelativaasusnecesidades.745ParaelPlandeRecursos Preferido, deberá incluir información suplementaria sobre lacontribucióndecapacidadpor recurso, generaciónanual, emisionesanualesporrecurso,consumodecombustible,yloscomponentesdecostos.746

609. ElReglamento9021requiereademásunAnálisisdelDesarrollodelPlandeRecursosqueconstedeunmodelodeExpansióndeCapacidadyunanálisisdesensibilidaddelplande recursos.747El análisis: deberá considerar todos losrecursos (suministro y demanda) y costos; deberá proveer una discusiónexhaustivadecualquierplanexcluidodeconsideración;748ycadaplandeberácumplirconlosrequisitosdelacarteradeenergíarenovable.749Losanálisisdesensibilidaddeberánconsiderarunagamarazonabledeincertidumbreenlossupuestosdelospronósticos.750Elpropósitodelplanesexaminarlarobustezdelosplanesderecursos,ocómocadaplanseveríaafectadoporcambiosenlos supuestos. 751 El propósito de los análisis de sensibilidad es notificar laseleccióndelPlandeRecursosPreferidodelaAutoridad.

610. LaAutoridaddeberá seleccionarunPlandeRecursosPreferido, utilizado laminimización del valor presente del ingreso requerido como el criterio deselección primario. Se podrán considerar otros criterios, incluido el interéspúblico. La Autoridad deberá discutir todos los factores que fueronconsideradosalseleccionarelPlandeRecursosPreferido.752


611. SegúnsemencionaenlaParteIII(D)deestaResoluciónFinalyOrdensobrelaEvaluacióndelaNecesidaddeRecursos,laAutoridadnopreparóuna“posiciónneta” anual formal fundamentada en la base de los recursos existente y elpronósticodecarga.Sinembargo,laAutoridadproveyósuficienteinformaciónal Negociado de Energía para que hiciera dicha evaluación.753 La Autoridad

745Id.§2.03(H)(1)(b).

746Id.

747Id.§2.03(H)(1)(a)(i).

748Id.§2.03(H)(2)(a)(viii).

749Id.§2.03(H)(2)(a)(ix).

750Id.§2.03(H)(2)(b).

751Id.

752Reglamento9021,§2.03(H)(2)(d).

753LaParteIIIdeestaResoluciónFinalyOrdendiscutelaposiciónnetaanualdelaAutoridad,elimpactodelacapacidaddealmacenamientodelasbateríasylanecesidaddenuevosrecursosdecapacidad.

207

incluyóenlosanejosdelPIRPropuestotablasygráficasabreviadasderecursos754parasatisfacerlacargapicoyunmargendereserva;755paralosEscenariosevaluados en el PIRPropuesto ymásdetalladamente en losdocumentosdetrabajodelosarchivosdemétricasqueacompañanalPIRPropuesto.756

a. Descripción general de la documentación y el desarrollo del plan derecursosdelaAutoridad

612. El conjunto de planes de recursos alternos de la Autoridad conocido como“Escenarios,” fueron desarrollados utilizando el módulo LTCE del modeloAurora.757LadocumentaciónydesarrollodelplanderecursosdelaAutoridadse establece principalmente en la Parte 8 del PIR Propuesto, titulada“DesarrollodelPlandeRecursos,”juntoconunagrancantidaddedocumentosde trabajo incluyendo archivosde “métricas”detallados. 758 Los archivosdemétricas contienen los resultados de los análisis de la Autoridad, quecomplementanelmaterialincluidoenlaParte8deldocumentocompletodelPIR Propuesto, e incluye entradas que fueron utilizadas para todos losEscenarios.759

613. EL PIR Propuesto de la Autoridad contiene análisis de treinta y cinco (35)planes de recursos, o 35 Escenarios separados, y los resultados estánresumidos en los anejos 8-1, 8-2 y 8-3. La información contenida en dichosanejos,incluyendolosrecursosnuevos,elretiroderecursosyelconjuntode

754PIRpropuesto,Parte8,ResourcePlanDevelopment,anejos8-12,8-13,8-15,8-16,8-17,8-28,8-29,8-31,and8-32(Escenario4);8-43,8-44,8-45,8-46,and8-47(PlanESM);8-63,8-64,8-65,8-66y8-67(Escenario1);8-75,8-76,8-77,and8-78(Escenario3);8-86,8-87y8-88(Escenario5).

755 Las tablas y gráficas provistas incluyen el total de recursos necesario para cumplir con la representación de laplanificacióndelosmárgenesdereservarequeridadelaAutoridad,lacual,paramuchosdelosescenariosevaluadosesmayorqueelumbraldelmargendereservade30%segúndescritoenlaSeccióndeEvaluacióndelaNecesidaddeRecursosdeestaResoluciónFinalyOrden.

756Losarchivosdemétricasincluidosenlastablasespecíficasparacadaplantadeenergía,loscualesestánmásdetalladoquelosresúmenes“portecnología”contenidosenlosanejosdelPIRpropuesto.Losarchivosdemétricastambiénincluíandatos de unidades específicas que representan la información obtenida del modelo Aurora, en las pestañas tituladas“resourceyear”.

757EldocumentodetrabajodelaAutoridadtitulado“AuroraMethodologyandHourlyDispatchConsiderations”describelaherramientademodelaje.758SeproveyeronarchivosdemétricasparatodoslosEscenariosinicialmenteexaminadosendocumentopresentadoporla Autoridad el 7 de junio de 2019. Las respuestas posteriores a los Requerimientos de Información que incluyensimulacionesdeescenariososensibilidadesadicionalestambiénincluíanarchivosdemétricasdelmismoformato.

759LaAutoridaddefinelosEscenariosenelcapítulointroductorio,Parte1delPIRPropuesto.CadaEscenariomodeladotiene su propio archivo demétricas en una hoja de cálculo en Excel. Todos los archivos demétricas tienen lamismaestructura,porejemplo,lasconvencionesparafijarnombresenlaspestañassonlasmismasyeltipodecontenidoencadapestañaeselmismo.

208

“Métricascentrales”,760seproveetambiéndemaneraidénticaenlaParte1delPIRPropuesto,“IntroducciónyResumendelasConclusiones,”comoanejos1-7,1-8y1-9.

614. AdemásdedescribirdetalladamentesuPlandeRecursosPreferidoPropuestoenlaParte8,presentaunresumendelplanenlaParte1.2delPIRPropuesto,“ResumendeConclusionesyRecomendaciones”.ElPlandeRecursosPreferidose presenta como el Plan EMS,761 con elementos basados en parte en elEscenarioS4S2delaAutoridadyenparteen“decisionespredeterminadas”.762

615. La Autoridad también presenta un grupo de cincuenta y dos (52)modelosadicionales,deloscuales,cuarentayseis(46)sepresentancomorespuestaalosRequerimientosdeInformacióndelNegociadodeEnergíaydeAES-PR,763respectivamente, que dieron lugar a los ochenta y siete (87) resultados deEscenariosderecursospresentadosenelPIRPropuesto.764Apesardelavastacantidad de requerimientos de información sometidas por otrosinterventores765,laAutoridadnopreparóEscenariosnuevos.Loscincuentaydos (52) modelos adicionales fueron solicitados y las respuestas fueronprovistasporlaAutoridad,parasuplementarlostreintaycinco(35)Escenariospresentadosenlasimulacióndemodelosoriginalconplanesderecursosque

760Las“Métricascentrales”presentadasporlaAutoridadincluyenelvalorpresentenetodelingresorequeridoduranteelperiodode2019-2038(“NPV@9%2019-2038”),queesunasumatotaldetodosloscostosoperacionales,decombustible,mantenimientoycapitalesparacadaescenario,conundescuentonominaldeun9%.Las“Métricascentrales” tambiénincluyen el promedio, real, total de los primeros 10 años de costos porMWh (“Average 2019-2038 2018$/MWh”), elporcentajedeRPSalcanzadoenel2028,elNPVdela“energíanoservida”(ENSporsussiglaseninglés),lasumatotaldelVPN+ENS,elmargendereservamásbajoalcanzado,elporcentajedereduccióndeemisionesen2038(desdeel2019),ylainversióndecapitaltotal.

761Lapágina1-7delPIRPropuestoestablece:“Tomandoenconsideracióntodosestosfactores,SiemensrecomiendaquelaAutoridadprocedaconlaejecucióndelPlanESMconunareevaluacióndelossupuestosdelESMyprogresodelproyectodentro de un periodo de dos o tres años cerca de la terminación de las actividades de desarrollo y permisologíarecomendadas”.Lapágina10-2delPIRPropuestoindica:“ElPlanESMfueseleccionadocomoelplanrecomendadoyaquerepresentauncostobajo,unaopciónprácticaqueproveeunmayorniveldecontribucióndelaenergíarenovableymejorasignificativamentelaresilienciadelsistema.”

762Lapágina8-44delPIRPropuestoindica:“ElPlandeModernizacióndelSistemaEnergético(ESM)sederivadelEscenariobasadoenadicionesdeexpansióndegeneracióndeterminadasquesediscutenacontinuaciónyqueestándetalladaseneldocumentotitulado“ConsiderationsontheESMPlan”.

763SextoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergíaROI,6septiembre2019(6-2,6-3,6-4,6-5,6-6);SéptimoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergíaROI,12septiembre2019(7-1,7-2,7-3);NovenoRequerimientode InformacióndelNegociadodeEnergíaROI, 29 octubre2019 (9-1, 9-3);DécimoRequerimientode InformacióndelNegociadodeEnergíaROI,13diciembre2019(10-5);yAES-PRPrimerROI,2octubre2019(1-1y1-2).

764LaAutoridadtambiénllevóacabosimulacionesdemodelosadicionalescomopartedesurespuestaalSéptimoROIdelNegociadodeEnergíadel12deseptiembrede2019;laAutoridadrespondióenpartesel27deseptiembreyel4deoctubrede2019.LassimulacionesmuestranlasensibilidaddelasplantasdegeneraciónpicobajosupuestosdiferentesparalosescenariosESM,S4S2ByS3S2BperonosesolicitaronniseproveyeronresultadosdeVPNenestassimulaciones.

765Losinterventoressometieronuntotalde20requerimientosdeinformaciónalaAutoridad,queincluían396preguntas,incluyendolassolicitudesdemodelajedeAES-PR.

209

utilizaban diferentes supuestos subyacentes, según se describen acontinuación:

• ROI-6-2delNegociadodeEnergía, sensibilidadesde costos renovables.766LasrespuestasaesteROIcontienendossensibilidadesdecostosrenovablesbase(sensibilidad8)paracasosdecargaaltaybaja;ytressensibilidadesdecostos renovables (sensibilidad 6) para base, casos de carga alta y baja(respectivamente, los cinco Escenarios son S3S2S8H, S3S2S8L, S3S2S6B,S3S2S6HyS3S2S6L).

• ROI-6-3delNegociadodeEnergía,Escenariosconagregadodecarbón.767Serealizaron simulaciones de tres Escenarios que incluían el efecto delagregado del precio del carbón (definido como sensibilidad 10) en eldesarrollo de recursos para los Escenarios S4S2, S3S2 y ESM (S4S2S10B,S3S2S10B,ESM10).

• ROI-6-4delNegociadodeEnergía,instalacióndesistemasdeenergíasolarfotovoltaicaatrasada.768EsteEscenariosuponeunatrasoendesarrolloderecursos de energía solar fotovoltaica y de almacenamiento en S3S2B,definidocomosensibilidad11(S3S2S11).

• ROI-7-1delNegociadodeEnergía,PlanESMconelpreciorealdelgasparalasunidades5y6deSanJuan.769EsteEscenarioesunre-simulacióndelcasoESMconelpreciorealdeNewFortressEnergyparalasunidadesconvertidas5y6deSanJuan.Estecasofuesolicitadoparagarantizarinformaciónprecisaencuantoaloscostosoperacionalesrealesdelaconversióndelasunidades5y6SanJuan.

• ROI-7-2delNegociadodeEnergía,BESSsinrestriccionesylimitacionesparalaenergíasolarfotovoltaicaenelmodelo,apartirdelaño2022(elaño2022,inclusive).770 Estos dos Escenarios permiten que los sistemas de energíasolarfotovoltaicaydealmacenamientoenbateríaspuedaninstalarseaunritmomayorqueelqueseutilizaenotrosEscenarios.Apartirdelaño2021,nohabrálimitacionesencuantoalacantidadlossistemasdeenergíasolarfotovoltaica y de almacenamiento en baterías que puedan instalarseanualmente.EstossonsimulacionesparaelS2S4ByelS3S2B.

766SextoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergíaROI6,6deseptiembrede2019;laAutoridadrespondióenparteslosdías:27deseptiembre,4deoctubre,15deoctubrey18deoctubrede2019.

767Id.

768Id.

769 Séptimo Requerimiento de Información del Negociado de Energía, ROI, 12 de septiembre de 2019; la Autoridadrespondióenpartesel27deseptiembreyel4deoctubrede2019.

770Id.

210

• ROI-7-3delNegociadodeEnergía,simulacionesnuevasparaelS4S1HyelS4S1L.771EstosEscenariospermitenqueseproveauntratoabarcadordelS4S1tantoenlosEscenariosdecargaaltacomodecargabaja.

• ROI-7-6delNegociadodeEnergía,razonesquerespaldanunparaelS4S2B,el S3S2B y el ESM.772 Siemens llevó a cabo simulaciones adicionales paraevaluar los resultados del LTCE ante la ausencia de decisionespredeterminadas y fundamentó el modelo para establecer en total másrecursos de generaciónpico con el paso del tiempo. Este es un resultadoimprecisodel80%delrequisitolocalderecursosenlaEstrategia2.Nosepresentaron resultados del VPN para estas simulaciones, ya que el únicopropósitodelRequerimientodeInformacióneradeterminarsieldesarrolloderecursosfueresultadodedecisionespredeterminadasodelaexpansióndecapacidadbasadasenelmodeloeconómico.

• ROI-8-1 del Negociado de Energía, corrección de cálculo de energía noservida.773SerealizóunacorrecciónaloscálculosdeenergíanoservidaparalaejecuciónS3S2Bparadarcuentadeunerrordemodeladorelacionadoconla forma en que las unidades 5 y 6 de San Juan (convertidas) fueroncontabilizados.

• ROI-9-1delNegociadodeEnergía, solicituddesimulacionesparaelLTCErevisado para los pronósticos de carga base Modificados incorporando“NingunaEE”y“EEBaja”.774Ningunaeficienciaenergética(“NingunaEE”)reflejaelusodelpronósticodecargabasedelaAutoridadsinajustealgunode ahorros de EE. Eficiencia Energética Baja (“EE Baja”) refleja el uso depequeñosajustesdeeficienciaenergéticaalpronósticodecargabase.

• ROI-9-3delNegociadodeEnergía,solicituddecorreccionesalosarchivosdemétricasrelacionadosconelS3S2S8,elS4S2yelS3S2.775Sesolicitóquesehicieranlascorreccionesrequeridasparaatenderlosajustesdecostosdelasensibilidad8,losajustesdecostosoperacionalesydemantenimientoyelajustedecostosfijosderecursoseólicos.

• ROI-10-5delNegociadodeEnergía,supuestosdeentradasexhaustivosdelnuevo PPOA de EcoEléctrica para niveles de carga base con cantidadesvariadasdeeficienciaenergética. 776A travésdeestosRequerimientos, sesolicitóquesellevaranacabosimulacionesdelLTCErevisadoscontodoslosatributos(reduccionesenelpagodecostosdecapacidadyaumentosenel

771Id.

772Id.

773NegociadodeEnergíaROI8,5deoctubrede2019.

774NegociadodeEnergíaROI9,29deoctubrede2019.

775Id.

776NegociadodeEnergíaROI10,29deoctubrede2019

211

preciodelgas)delPPOArevisadodeEcoEléctrica,entodaslascategoríasdelosEscenariosmás importantesypara tresnivelesdecargadistintos. Sellevaronacabocatorcesimulacionesnuevasbajolacargabase(S3S3,S4S2)EE Baja (S4S2B, S1S2B, S3S2B, S5S1B) ninguna EE (S4S2B,S1S2B, S3S2B,S5S1B),EEbajasin limitacionesencuantoa la instalacióndesistemasdeenergía solar fotovoltaica y baterías de almacenamiento a partir del año2021(S4S3sin límitessolares,S2S2sin límitessolares),yningunaEEsinlimitacionesencuantoalainstalaciónsistemasdeenergíasolarfotovoltaicay de almacenamiento en baterías a partir del año 2021(S4S3 sin límitessolares,S2S2sinlímitessolares).

• ROI-1-1yROI1-2delAES-PR,EscenariosdeconversióndelaplantadegasdeAESyretiro.777Enestosrequerimientos,laAutoridadmodelóresultadosdeVPNalternosbajodiferentessupuestossobrelaconversióndeAESagasosuretiroyutilizandodistintospronósticosdecarga.

616. Sepresentaunresumendelosresultadosdelassimulacionesde87Escenarios,

enelApéndiceCdeestaResoluciónFinalyOrden,“ResumendelosEscenariosdeDesarrollodeRecursos”.Elresumenmuestraelvalorpresenteneto(VPN)de los ingresos requeridospara cadaEscenario, juntoconotrasmétricas.ElApéndiceC también contiene tablas sobre la adiciónde capacidady retiros,paragruposclavesdeEscenarios.778

617. Además,durantelaVistaEvidenciaria,laAutoridadconfirmóladireccióndelefectodevaloracióndelescenarioqueunaaplicacióndelospreciosdelcarbonotendríaenlosresultadosmodelados.Elefecto,quepuedeconsiderarsecomoun "sumador" para el VPN global de cualquier escenario dado si seconsiderarandirectamentelospreciosdelcarbono,seríaproporcionalalpreciodelcarbono,yenproporciónalasemisionesagregadasdecarbono(derivadasde la cartera de tipos de recursos emisores del escenario) para cualquierescenariodado. 779Elartículo1.9(3)(H)de laLey17establecequeelplanderecursosintegradoincluirá,peronoselimitaráalasevaluacionesdeimpactoambiental de la Autoridad relacionadas con las emisiones atmosféricas y elconsumo de agua, los residuos sólidos y otros factores como el cambioclimático.Elefectodelasemisionesdecarbonoafectadirectamentealcambioclimático, y cualquier reducción en las emisiones de carbono apoya losesfuerzosparamitigarelcambioclimático.

777AES-PR’sRequerimientodeInformación(ROI),2deoctubrede2019.

778 El grupo de Escenarios clave refleja especialmente losmodelosmás actualizados de la Autoridad que incorporansupuestosdeentradaexhaustivosparaelnuevoPPOAdeEcoEléctricayqueincorporanunaevaluacióndelefectodelosdiferentesnivelesdeeficienciaenergéticaenelpronósticodecargabase.


212

618. ApartedelosescenariosproducidosenrespuestaalROI-6-3delNegociadodeEnergía, no se incluyen los costos directos ni los efectos de precios de lasemisionesdedióxidodecarbonoenlosresultadospropuestosdelPIRparaelPlandeRecursosPreferidosdelaAutoridad,oelPlandeRecursosPreferidosModificados,oel resumencompiladoenelApéndiceCdeestaResoluciónyOrden.Sinembargo,eltestimoniodelaAutoridadenlavistaestableceunpuntodereferenciaimportanteparalaestimacióndeladeterminacióndelimpactodireccionalrelativodelescenarioS3S2,encomparaciónconlosescenariosESMyS4S2B,yaquelosescenariosESMyS4S2BpresentanmayoresemisionesdecarbonoqueelescenarioS3S2.780

619. La Autoridad confirmó que todo lo demás igual, un escenario conmayoresemisiones de carbono sería más costoso que un escenario con menoresemisionesdecarbono,siseconsideraraunpreciodecarbonoounsumadordecarbono.781

b. ResumendelosresultadosdelmodelajedeescenariosdelaAutoridad620. Los resultados delmodelaje original de laAutoridadpara el Valor Presente

Neto de los Ingresos Requeridos (VPNIR o VPN) para los treinta y cincoEscenariospresentadosoriginalmentesepresentanenunatablaenelanejo8-3delPIRPropuestoyenlasgráficasenlosanejos8-4,8-5y8-6.Losanejos8-1y8-2muestranlasdecisionesencuantoaldesarrollodenuevosrecursosyderetiroparadichosEscenarios.

621. Dieciocho (18) de estos escenarios utilizan supuestos estándares para loscostos de los recursos, los precios del combustible y la disponibilidad delrecursoydecombustibleenPuertoRico,alolargode3nivelesdepronósticosde carga diferentes- base, alto y bajo. Cada uno de los tres niveles depronósticos incluye “EE total.”782 La Tabla 7 a continuación muestra losresultadosdelosNPV,queestánordenadosdesdeelNPVmásbajohastaelmásaltodentrodecadagrupodecargabase,altaybaja.783

780ElescenarioESM(Base)emiteuntotalde75,12millonesdetoneladasdeCO2duranteelperíodo2019-2038.ElescenarioS3S2Bemiteuntotalde61,12millonesdetoneladasdeCO22enelmismoperíodo.ElescenarioS4S2Bemite63,6millonesdetoneladasdeCO22duranteeseperíodo.Autoridadarchivosdemétricas,ESM(base),S4S2B,S3S2B;"Emisiones",enlafila13,columnasWaAP.

781VistaEvidenciaria,6defebrerode2020,sesiónmatutina,01:25:00a01:3032:00.

782“EEtotal”reflejalareduccióntotaldecargaparaelaño2038enun30%deloquehubierasido.783LacomparacióndecostosdeVPNIRresultamásútilcuandoseutilizaelmismoniveldecarga.

213

Tabla7.ResultadosdelosVPNIRporescenario-Cargabase,altaybaja

Escenario NPVIR(2018$000)NPV ($millones) Cambioapartirdelcostomásbajodentrodelgrupodecarga

% cambio a partir delcostomásbajodentrodelgrupodecarga

Cargabase

S3S2B $13,843,500 0.0%S4S1B $14,028,437 $185 1.3%S5S1B $14,111,652 $268 1.9%S4S2B $14,339,167 $496 3.6%S1S1B $14,355,763 $512 3.7%S4S3B $14,405,252 $562 4.1%ESMBase $14,420,218 $577 4.2%S3S3B $14,538,746 $695 5.0%S1S3B $14,687,535 $844 6.1%S1S2B $14,773,629 $930 6.7%

Cargaalta

S4S2H $15,143,866 0.0%ESMAlta $15,243,860 $100 0.7%S3S2H $15,291,789 $148 1.0%S1S2H $16,123,599 $980 6.5%

Cargabaja

S4S2L $12,854,423 0.0%S3S2L $13,353,915 $499 3.9%S1S2L $13,524,539 $670 5.2%ESMBaja $13,941,335 $1,087 8.5%Fuente:Autoridad,anejo8-3yarchivosdemétricasadjuntos.OrdendeSynapseycálculodelporcentajedecambio.Nota:SeutilizaronlosvaloresdeVPNIRcontenidosenlosdocumentosdetrabajodelosarchivosdemétricas,sidichosvaloresdiferíandelosvaloresenumeradosenelanejo8-3.

622. Los restantes diecisiete (17) escenarios, de los treinta y cinco escenariosoriginalesque reflejan las sensibilidadespara los costosde los recursos, lospreciosdel combustible y ladisponibilidaddel recursoyde combustible enPuertoRico,todosreflejanunpronósticodecargabase.LaTabla8muestralosresultados de los VPN, donde sea aplicable y también están ordenados demenoramayorsegúnelcostodentrodecadagrupo.

214

Tabla8.SensibilidadesdelosresultadosdeVPNIR–Cargabase

Escenario

Valor Presente Netodel IngresoRequerido (2018$000)

VPN ($ millones)cambio a partir delmenor costo dentrodelgrupodecarga

Porcentaje deaumentodelVPNIRapartir del escenariomásbajo

Preciodelgasalto

S3S2S5B $14,811,928 0.0%

S4S2S5B $15,244,467 $433 2.9%

S1S2S5B $15,378,227 $566 3.8%

ESMS5B $15,601,077 $789 5.3%

S5S1S5B $15,649,330 $837 5.7%

LNGsinbuqueenSJ

S1S2S7B $15,685,669

LNGsólobuqueenSJ

S4S2S4B $14,637,908

EcoElectricaenlugardeunidadCCenCostaSur

S4S2S9B $14,469,338

Sistemadeenergíasolarfotovoltaicaybateríasdebajocosto

S5S1S1B $13,802,131 0.0%

S4S2S1B $14,001,068 $199 1.4%

ESMS1B $14,110,248 $308 2.2%

S1S2S1B $14,449,784 $648 4.7%

Sistemadeenergíasolarfotovoltaicaybateríasdecostonormal

S3S2S8B $14,357,561

S3S2S8B–ROI-9-3corregido $14,823,560

Sistemadeenergíasolarfotovoltaicaybateríasdealtocosto

S5S1S6B $15,324,562 0.0%

S4S2S6B $15,554,080 $230 1.5%

ESMS6B $15,581,039 $256 1.7%

S1S2S6B $16,018,738 $694 4.5%

Fuente:Autoridad,anejo8-3yarchivosdemétricasadjuntos.OrdendeSynapseycálculodelporcentajedecambio.Nota:SeutilizaronlosvaloresdeVPNIRcontenidosenlosdocumentosdetrabajodelosarchivosdemétricas,sidichosvaloresdiferíandelosvaloresenumeradosenelanejo8-3.

623. Escenariosadicionalespara reflejar losnivelesdelpronósticodecargabasepero con cantidades diferentes de eficiencia energética—conocidos comoescenariosde“EEBaja”y“CeroEE”—fueronmodeladosenlarespuestaalROI-

215

9-1 y al ROI-10-5 del Negociado de Energía.784 Los resultados delmodelajeobtenidos de las respuestas a dichos ROI también contienen unarepresentación completa de los costos contractuales del nuevo PPOA deEcoEléctrica785 para dicha instalación y, por lo tanto, denota un grupo deactualizacionesfundamentalesenlosprocesosmedularesdemodelaje,quenoincluyen dichos costos de manera exhaustiva.786 La Autoridad mencionaespecíficamenteensusrespuestasalROI-9-1yalROI-10-5quelossupuestosmodelados incorporan “las condiciones contractuales más probables paraEcoEléctrica”787ytomaenconsideración“lainformaciónmásactualizadasobreelsistemadelaAutoridad;porlotanto,losresultadosquesepresentanaquíson representativos de las condiciones futuras según se observan en estemomento”.788

624. Esosresultadossepresentanen laTabla9y laTabla10acontinuación.Losresultados delmodelaje en respuesta al ROI-10-5 delNegociado de EnergíapresentadosenlaTabla10acontinuación,utilizanlosvaloresdel“EcoPPOAconAlmacenamientoRefinado(Final)**, segúnsedescribeen larespuestayreflejan “los resultados con el nuevo PPOA para todos los casos dealmacenamientorefinadoenbaterías,segúnapliquedependiendodelcaso”.789

784DécimoRequerimientode InformacióndelNegociadodeEnergía,ROI,29octubre2019;DécimoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,ROI,13dediciembrede2019;785 ResoluciónyOrden,CasoNúm.NEPR-AP-2019-0001,SolicituddeAprobacióndeAcuerdodeCompraventadeEnergíayOperaciónEnmendadoyReformuladoconEcoEléctricaydeAcuerdodeCompraventadeGasNaturalconNaturgy,(20demarzode2020). 786Elmodelajeoriginal incluyóunareducciónenloscostosdecapacidadparalas instalacionesdeEcoEléctricaparalamayoríadelosEscenarios,peronoincluyódichoscostosdemaneraexhaustiva.

787 Noveno Requerimiento de Información del Negociado de Energía, ROI, Siemens Memo “ROI 9 Assumptions forModeling”,13denoviembrede2019.

788DécimoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,ROI-10-5,Sección2“ModelingAssumptions,”13dediciembrede2019,página8.

789Id.enpágina9.

216

Tabla9.ResultadosdelVPNIRdelROI-9-1delNegociadodeEnergía–AjustesalacargabaseporCeroEficienciaEnergéticayBajaEficienciaEnergética

EscenarioValor Presente NetoIngresoRequerido(2018$000)

VPN ($ millones)Cambio desde el costomás bajo dentro delgrupodecarga

%cambiodesdeelcostomás bajo dentro delgrupoaplicable

Cargabase-Bajaeficienciaenergética

S3S2 $16,009,904 0.0%Esm $16,393,013 $383 2.4%S4S2 $16,555,636 $546 3.4%S5S1 $16,585,288 $575 3.6%S1S2 $17,176,251 $1,166 7.3%

Cargabase-Ceroeficienciaenergética

S3S2 $16,495,437 0.0%Esm $17,328,147 $833 5.0%S4S2 $17,633,201 $1,138 6.9%S5S1 $17,676,430 $1,181 7.2%S1S2 $18,120,500 $1,625 9.9%

Fuente:LosvaloresVPNIRobtenidosdirectamentedelarespuestarevisadadelaAutoridadalROIROI-9-1delNegociadodeEnergía,Tabla2:MainMetricsResults forAllScenarios,2marzo2020.Nota:DiferenciasenporcentajeapartirdelEscenariodemenorcostodentrodecadagrupodeniveldecargacalculadoporSynapse.

217

Tabla10.ResultadosdelVPNIRdelPREB-PREPA-ROI-10-5–Total,BajayCeroEficienciaEnergética

Escenario

VPNRR ($2018'000)

VPN ($ millones)cambio a partir delcosto más bajodentro del grupo decarga

% cambio a partirdel costo más bajodentro del grupoaplicable

Cargabase–Completaeficienciaenergética

S3S2B 14,144,101 0.0%

S4S2B 14,824,335 680 4.8%

Cargabase-Bajaeficienciaenergética

S3S2BBajaEE 15,978,394 0.0%

S4S2BBajaEE 16,679,347 701 4.4%

S5S1BBajaEE 16,736,222 758 4.7%

S1S2BBajaEE 17,464,845 1,486 9.3%

Cargabase-Bajaeficienciaenergética,sinlímitessolares

S3S2BBajaEE,sinlímitessolares 16,124,669 0.0%

S4S2BBajaEE,sinlímitessolares 17,283,426 1,159 7.2%

Cargabase-Ceroeficienciaenergética

S3S2BCeroEE 16,741,505 0.0%

S5S1BCeroEE 17,463,626 722 4.3%

S4S2BCeroEE 17,739,315 998 6.0%

S1S2BCeroEE 18,805,782 2,064 12.3%

Cargabase-Ceroeficienciaenergética,sinlímitessolares

S3S2BCeroEE,sinlímitessolares 16,961,018 0.0%

S4S2BCeroEE,sinlímitessolares 18,552,371 1,591 9.4%

Fuente:PREPASupplementalCorrectedResponsetoEnergyBureau’sROI-10-5a),b)yc).ElValorVPNIRseobtuvodelacolumna“EcoPPOAwithStorageRefined(Final)**”.22enero2020.Nota:DiferenciaenporcentajeapartirdelEscenariodemenorcostodentrodecadagrupodeniveldecargacalculadoporsinopsis.

625. La Autoridad discute los resultados delmodelaje en varias secciones.790 EncadaSeccióndelPIRPropuesto,endistintamedida,laAutoridaddescribelosresultadosdelosEscenariosparalasmétricasprincipales,incluyendoelniveldeadicióndecapacidadyretiros,gastosdecapital,lafuturamezcladerecursosydiversidaddecombustiblesdelescenario,cómoelescenariocumpleconlosrequisitosdelRPS,loscostosalsistemaparacadaEscenario,consideracionesderesiliencia(presentandoelvalordecálculode laenergíanoservidade la

790PIRPropuesto,Sección8paraelEscenario4;Sección8.3paraelPlanESM;Sección8.4paraelEscenario1;Sección8.5paraelEscenario3;ySección8.6paraelEscenario5.

218

Autoridad),791 resultados del análisis de sensibilidad y los resultados delanálisisnodal.

626. ElpreciodelcombustibleparalasinstalacionesdeEcoEléctricaerandiferentesenelPIRpresentadooriginalmente,comparadoconelpreciodelcombustibleutilizadoparaEcoEléctricaenelmodelajerealizadoenrespuestaalROI9-1yalROI10-5delNegociadodeEnergía,ambosreflejanespecíficamenteelpreciodel gas bajo el nuevo PPOA.792 Debido a ese cambio en los supuestos deentrada, los resultados de las simulaciones del PIR Propuesto no deberíancompararsedirectamenteconlosresultadosdelassimulacionesdelROI-9-1ydel ROI-10-5 como parte de un análisis de costo diferencial, aunque lascomparaciones entre los Escenarios dentro del PIR Propuesto, o entre losEscenariosdentrodecadarespuestaalROI9-1yalROI10-5sonválidasparatalesfines.LaTabla11acontinuaciónreflejaelcostodecombustibleparalasinstalacionesdeEcoEléctricasegúnestánrepresentadosenelPIRPropuesto,ysegúnfueronmodeladosexhaustivamenteparaquereflejaralostérminosdelnuevoPPOA.

Tabla11.PreciodelCombustibleparaEcoEléctrica,nominal$/mmBTU,EscenariosbajoelContratoOriginalybajoelNuevoPPOA

Fuente: PIRPropuestoPresentadoRespuesta aROI-10-5delNegociado deEnergía-Autoridad,anejo1

año

Precio del Combustible paraEcoEléctrica bajo el ContratoOriginal,$/mmBTU

Precio del Combustible para EcoEléctrica bajo elNuevoPPOA,$/mmBTU

2020 4.96 8.74

2021 5.06 9.16

2022 8.10 9.26

2023 8.37 9.52

2024 8.67 9.82

2025 8.93 10.08

2026 9.14 10.29

2027 9.23 10.38

2028 9.34 10.49

2029 9.39 10.54

2030 9.59 10.74

2031 9.65 10.80

2032 9.90 11.05

Fuente: Archivos deMétricas de la Autoridad, pestaña titulada “resource year”, S4S2B (original) y S4S2 (respuesta alRequerimientodeInformación10-5delNegociadodeEnergíadel22deenerode2020).Todoslospreciosdecombustible

791EstosediscuteenlaParteIII(I)deestaResoluciónFinalyOrden.

792RespuestaaRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,ROI-9-1andROI-10-5.

219

paraEcoEléctrica(contratooriginal),EcoEléctricabajolostérminosdelNuevoPPOA(“EcoEléctricaPPOANuevo”),yotrosrecursosnuevosdeciclocombinadoalimentadoscongasutilizadosenlassimulacionesestándisponiblesdirectamenteenlapestañatitulada“resourceyear”enelarchivodemétricasparacualquierEscenario,como“FuelCost”,enunidadesde$/mmBTU,obtenidodelarespuestadelaAutoridadalROI-10-5(f)delNegociadodeEnergía.Nota:ElpreciodecombustiblemostradoparalapresentaciónoriginaleraparaambosEcoEléctrica(hastael2024)ylaunidadnuevadeciclocombinadoCostaSur(2025-2032).

c. Adiciones y retiros de capacidad –Modelajes del PIR Inicial y conjuntosposterioresdelROI-6yROI-7

627. LaAutoridadproveyóadicionesdecapacidadyretirosrelacionadasacadaunode los treinta y cinco (35) Escenarios presentados originalmente en el PIRPropuesto,enrespuestaa losrequerimientosde información,yentodos losarchivosdemétricas.LasTablasincluidasenelApéndiceCdeestaResoluciónFinalyOrdencontienenunalistaespecíficadeadicionesdecapacidadparaelaño2025yparaelaño2038paratodoslosEscenarios.Lasadicionesyretirosque se observan en los Escenarios presentados originalmente y aquellosEscenariosmodeladosenlarespuestaalSextoySéptimoROIdelNegociadodeEnergíaseresumenacontinuación:

• AdicionesRenovables-SistemadeEnergíaSolarFotovoltaica.793Todoslos escenarios satisfacen o exceden los requisitos de la cartera deenergía renovablemediante la adición de recursos de energía solarfotovoltaica,todosexceptouno—elescenariodelESMdecargabaja—quecontendránporlomenos2,100MWdeenergíasolarfotovoltaicanuevaparaelaño2025.ElescenariodelESMdecargabasecontenía2,400MWparaelaño2025;elS4S2contiene2,200MWparaelaño2025;yelS3S2construye2,820MWdeenergíasolarfotovoltaicaparael año 2025. Particularmente, los aumentos en energía solarfotovoltaica a partir del año 2025, a lo largo del horizonte deplanificaciónenel2038sonrelativamentemodestosparaelESMdecargabase (2,580MWen total), el S4S2B (2,820MWen total) y losEscenarios1y5(generalmentemuypordebajode3,000MWentotal);mientras que los sistemas de energía solar en el Escenario 3 seencuentranenosobre4,000MWparaelaño2038.794

793 Además de los sistemas de energía solar fotovoltaica que surgen del modelaje, la Autoridad incluye en todos losEscenariosunacantidaddeterminadadeenergíasolarfotovoltaicadistribuidaquetotalizaunpocomásde1,000MWparaelaño2038.PIRPropuesto,Apéndice4:Demand-SideResources,anejo3-10.794EnergyBureau’sSeventhROI,12septiembre2019; laAutoridadrespondióenpartesel27deseptiembreyel4deoctubrede2019,7-3(a),anejo1.LosresultadosactualizadosdelacompilacióndeEscenariosdelaAutoridadutilizancomobaseundocumentodetrabajopresentadooriginalmentequereuníalosresultadosdetreintaycinco(35)escenariosqueconteníanlosnivelesdedesarrollodeenergíasolarfotovoltaicaparaelaño2025yparaelaño2038paracincuenta(50)escenariosqueincluyenlostreintaycinco(35)escenariosoriginalesmásquince(15)escenariosqueseprodujeroncomorespuestaalosROI.Véaseelarchivotitulado“PREPAROI_6and7AttachmentSummaryPREPAIRP+ROI.xls”.

220

• Adiciones de Almacenamiento en Baterías. Todos los escenariosincluyenundesarrollo económicode almacenamientode energía enbateríasbajoelmodelajeLTCE.795ElescenariodelESMdelaAutoridadlimitóeldesarrolloa920MWparaelaño2025;mientrasqueelS4S2ByelS3S2Bobservaron1,320MWdealmacenamientoenbateríasparaelaño2025.LosEscenarios1y5observaronundesarrollomenor,de1,280 y 1,200 MW, respectivamente para el año 2025. AmbosEscenarios, el ESM y el S4S2B, observaron 1,640MW dealmacenamiento en baterías para el año 2038, más bajo que eldesarrollode3,040MWdelS3S2B.

• AdicionesRenovables–Otros.Nosurgieronotrasadicionesrenovablesde las simulaciones. La Autoridad mencionó que los supuestos degeneracióneólicaen tierradecostobajoseaproximan,peroaunasíexcedenelcostodedesarrollarenergíasolarparaelaño2038.796LaAutoridad tampoco incluyó en su modelaje ningún beneficio decapacidad que pudiera estar relacionado con la producción eólicadurantelashoraspico.797LaAutoridadmencionaenelPIRPropuestoqueunestudiodepreliminardegeneracióneólicamarina798identificólocalidadespotenciales,peroqueloscostoseranmásaltosquelosdelageneraciónsolarfotovoltaicaodelosrecursoseólicosentierra;elestudioconcluyóqueseríaviableparaPuertoRicoenel futurosiseobservaunareducciónenloscostos.799

• Adiciones no renovables – La capacidad pico para reemplazar lasunidades Frame 5 existente.800 Todos los planes de los Escenarios

795Todoslossistemasdealmacenamientoenbateríaspuedenserprovistosyaseaagranescalaosistemasdistribuidosdebaterías, y sistemas de menor escala como los que se proveen a través de “plantas de energía virtuales” las cualesrepresentanunaalternativaaceptableporrazonesdeconfiabilidad,siempreycuandosegaranticelavisibilidady/ocontroldelaAutoridad.VistaEvidenciaria,6febrero2020,sesióndelatarde,02:26:00a02:32:00.


797TodoslosEscenarios,ArchivosdemétricasdelaAutoridad,pestaña“resourceyear”:elcampo“peakcapacitycredit”paralosrecursoseólicosescero.Enlamedidaenquesellevenacaboanálisisfuturosconloscostosdelosrecursoseólicosy/ocaracterísticasdedesempeñopararecursoseólicosterrestresymarinos,seesperaríaqueesteparámetroreflejaralacapacidaddecréditorealasociadahastaconlosnivelesmínimosdeproduccióneólicaenlasnoches(porejemplo,periodopico).

798ElPIRPropuesto,página6-42,notaalcalce42,Rodríguez,HéctorM.,etal.,“PreliminaryCostAssessmentforOffshoreWindEnergyinPuertoRico”,julio2015.


800NovenoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,ROI-9-2,29octubre2019.Respuestaofrecidael27denoviembrede2019.LaAutoridaddescribelacondiciónyelestatusdelasunidadesFrame5existentesdegeneraciónpico,tambiénconocidascomo“GTsviejas”enlosarchivosdemétricas.

221

incluyennivelesvariadosde“reemplazo”801degeneradorespico(325MWa507MW).802ElESMincluye421MW;elS4S2Bincluye371MW;y el S3S2 incluye 348 MW. Todos los desarrollos de recursos degeneraciónpicoparaelESM,elS4S2ByelS3S2constituyen“decisionespredeterminadas”.803

• Adicionesnorenovables–ConversióndelaUnidaddeGeneraciónPicodeMayagüez.804NingunodelosEscenariosincluidoscomodesarrolloseconómicos, laconversióndelascuatrounidadesdegeneraciónpicoalimentadaconpetróleodeMayagüezaunidadesdecombustibledual,apesardelasugerenciaquehicieralaAutoridadcomopartedesuPlanESM que “los costos asociados al suministro de gas natural serecuperarían rápidamente a través de la reducción en el costo delsuministro de combustible de gas natural en comparación con elcombustiblediésel. 805ElPlanESMincluyeesaconversióncomounadecisiónpredeterminada.

• Adicionesnorenovables–capacidaddeciclocombinadorelacionadoalasUnidades5&6deSan Juanconvertidasagasnatural.Todos losEscenarios incluyeron como una decisión predeterminada806 lacapacidad de ciclo combinado de las Unidades 5 & 6 de San Juanconvertidas, excepto por una sensibilidad (S1S2S7B) que excluyó elnuevorecurso.

• Adiciones no renovables – otra capacidad de ciclo combinado,excluyendo a Palo Seco. Casi todos los Escenarios incluyeron comoexpansióndecapacidadunanuevaunidaddeciclocombinadoenCostaSurparareemplazaraEcoEléctrica,olaretencióndelasinstalacionesexistentes de EcoEléctrica.807 A excepción de unos pocos, ningún

801DocumentodetrabajodelaAutoridad“ConsiderationsontheESMPlan”,presentadoel7dejuniode2019,sobrelasrazonessubyacentesalPlanESM incluyeen lapágina6unadescripcióndeunapropuestanosolicitadaquerecibió laAutoridadP3parareemplazarlas5turbinasdegasFrame18delaAutoridad.

802SéptimoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,ROI,12septiembre2019;laAutoridadrespondióenpartesel27deseptiembreyel4deoctubrede2019,7-3(a),anejo1.

803Id.respuesta7-6(a),(b)y(c).

804PIRPropuesto,página7-12.LaAutoridaddescribeunafuentedeLNGabuquesenMayagüezqueproveaaracombustibledegasnaturalenlasinstalacionesdepicoexistentes(cuatrounidadesdeturbinasdeciclosimplede50MW)auncostodecapitalestimadode$185millonesygatosoperacionalesanualesde$9.6millones.

805DocumentodetrabajodelaAutoridad“ConsiderationsontheESMPlan”,presentadoel7dejuniode2019,página3.

806Véase Resolución yOrden, CasoNúm. CEPR-AI2018-0001, InRe: PeticióndePropuestas para la Conversiónde lasUnidadesSanJuan5y6aGasNatural,4deoctubrede2018.

807LasúnicasexcepcionesfueronlaS3S2L(niveldecargamásbajo,ylainstalaciónaunpasomásrápidodelsistemadeenergía solar fotovoltaicaybaterías)que retuvoaEcoEléctricahastael2024;y laS4S1ByS4S1L (ensu lugar, ambasconstruyeronunClase-FdeCicloCombinadoenMayagüez).

222

Escenario incluyó un modelo con un desarrollo económico de unainstalaciónnuevadeciclocombinadoenYabucoaoenMayagüez.808ElEscenarioESMincluyeunainstalaciónClaseFdeciclocombinadoenYabucoaenel2025,peroestaesunadecisiónpredeterminadade laAutoridadparaeseEscenario.809

• Adicionesnorenovables–ciclocombinadoenPaloSeco.LosEscenariosS4S2ByS4S2HconstruyenunaunidaddeciclocombinadoenPaloSecoal igualqueelPlanESM,peroesteúltimolohacecomounadecisiónpredeterminada, para todos los niveles de carga. EL Escenario 5 noconstruye en Palo Seco, en su lugar, construye unidades de ciclocombinadomásgrandesde369MWenCostaSur,unaenel2025yotraen el 2028. El Escenario 1 no construye una unidad nueva de ciclocombinadoenPaloSeco,intencionalmente,basadoenladefinicióndelEscenario.810Engeneral,elEscenario3noconstruyeunaunidadnuevadeciclocombinadoenPaloSeco,exceptobajoanálisisdesensibilidadqueexaminaronsiserealizaraonounaconstrucciónconcostosaltosdeenergíasolarfotovoltaicaybaterías.811

• Retiros.812TodoslosEscenariosretiranlasunidadesviejasavaporenPaloSeco,AguirreySanJuanduranteelperiodode2019-2025,muchosde dichos retiros ocurrirían antes, basado en la incorporación desistemasdeenergíasolarydealmacenamientoenbaterías,ycapacidadpicodurantelosprimeroscinco(5)añosdelhorizontedeplanificación.Engeneral,todoslosEscenariosretiranlasunidades5y6deCostaSurdurantelosprimerosañosdelhorizonte,conalgunasexcepciones.813TodoslosescenariosretiranlasunidadesAESafinalesdel2027.Lasunidades de ciclo combinado de Aguirre se retiran antes en losEscenarios 1 y 3 y se retienen por periodosmás prologados en losEscenarios4y5yenelEscenarioESM.Por logeneral, lasUnidades

808Ambas,laS4S1BylaS4S1LconstruyeronunClaseFdeCiclocombinadoenMayagüezenel2025,peroningunodelosEscenariosretuvolasinstalacionesdeEcoEléctrica(retiradaenel2024enesosescenarios)niconstruyóunaunidadnuevadeciclocombinadoenCostaSur. 809 La Autoridad explica sus “decisiones predeterminadas” en el documento que presentó sobre su Plan ESM. Esedocumentodescribelanaturalezayelrazonamientotrasloscuatrogruposprincipalesde“decisionespredeterminadas”oincluyórecursosenelPlanESMdelaAutoridadquenofueronseleccionadosenelmodelodeLTCE.

810ElEscenario1estádiseñadocomounEscenario“degasnonuevo”.PIRPropuesto,página5-4.

811PeticióndePropuestasparalaConversióndelasUnidadesSanJuan5y6aGasNatural,6deseptiembrede2019.

812RespuestaalNegociadodeEnergía,ROI-7-3(a),Anejo1,12deseptiembrede2019.Estecontienetodalainformacióndetalladasobreretirosenunresumenactualizado.

813SeretieneunaoambasunidadespormástiempoenalgunosdelossimuladoresdelEscenario1.ElEscenario4retieneunaunidadpormástiempobajoelescenariodecargaaltaobajounasensibilidaddondenoseconstruyeunaunidadnuevadeciclocombinadoenPaloSeco.

223

convertidas5 y6de San Juan se retienenhasta la décadadel 2030,aunque tantoelPlanESMcomoelEscenario5vislumbranun retiroeconómicotempranodelaUnidad6enel2025o2026.Generalmente,EcoEléctrica es retirada únicamente en los Escenarios donde seconstruyeunaunidadClaseFdeciclocombinadoenCostaSur,oenalgunos de los Escenarios donde se construye una nueva CC enMayagüez(S4S1L,S4S1L).

628. Según menciona la Autoridad, una de las diferencias principales entre elEscenario 3, el Escenario 4 y el Escenario EMS es si se construye o no una

unidadnuevaunidaddeciclocombinadoenPaloSeco.ElritmodeinstalaciónaceleradoycostosmásbajosparaelsistemadeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientoenbateríasquesuponeelEscenario3hacelaconstruccióndela unidad CC en Palo Seco poco rentable y resulta también energía solarfotovoltaicamásaltosapartirdel2025.814

d. Adicionesyretirosdecapacidad–ModelajeenlarespuestaalROI-9-1delNegociadodeEnergía

629. LaAutoridadproveyóinformaciónsobrelasadicionesdecapacidadyretiroenrelaciónconcadaunode losdiezEscenarios (Véase, laTabla9anterior)enrespuestaalNovenoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía.EsteROIsolicitósimulacionesconlosnivelesdeeficienciaenergéticamásbajosqueelpronósticodecargabaseoriginal(quecontenía“EETotal”.LastablasenelApéndiceCcontienenlosresultadosdelaadicióndecapacidadyretiro,loscualesindicanlosiguiente:

• TodoslosEscenariosmuestranunaumentoenlosnivelesdesistemasdeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientoenbateríasparael2025 y el 2028, el final del horizonte de planificación. LaAutoridadenfatiza que los resultados indican que existe una necesidad demaximizar el índice de adopción de sistemas de energía solarfotovoltaicaenlosprimeroscincoañosdelplan.815

• TodoslosEscenariosincluyenlaretencióndelaunidaddeEcoEléctricabajosunuevoPPOA,en530MWTodoslosescenariosincluyenquelasunidades 5 y 6 de ciclo combinado de San Juan se conviertan acombustibledegasnatural.TodoslosEscenarioscontienengeneraciónpropiedaddelcliente,principalmenteatravésdesistemasdeenergía

814RespuestaalRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,ROI-1-54(a),8deagostode2019.

815RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9-1,páginas11y15,6dediciembrede2019.

224

solarfotovoltaicacomounsupuestodadoenlossupuestosmodeladosyalcanzando1,176MWparael2038.816TodoslosEscenariosretiranlasplantasalimentadasconcarbóndeAESafinalesde2027.

• NoseseleccionóningunaunidaddeciclocombinadoenPaloSecobajoelEscenario3,paralosescenariosdecarga“NingunaEE”y“EEBaja”.

• Se seleccionó una unidad nueva de 369 MW de ciclo combinadoalimentadacongasnaturalenPaloSecoporelmodelodelEscenarioS4S2,paraambosnivelesdecarga“NingunaEE”y“EEBaja”enel2028.(seguidodelretirodelasUnidadesAES.817

• LarespuestaalROInomuestraningunaseleccióneconómicadealgunaunidaddeciclocombinadoenYabucoaenningunodelosEscenariosparalosqueserealizóunLTCE.Deigualmodo,noserealizóningunaselección para la conversión de unidades de pico enMayagüez. Lasunidadesde ciclo combinado302MWenel 2025enPalo Secoy enYabucoa se basan en “decisiones predeterminadas” solo para losEscenariosESM“EEBaja”y“NingunaEE”.818

• ElEscenario1noincluyelaconstruccióndeunidadesnuevasdeciclocombinadoenPaloSeconienningunaotralocalidad,intencionalmentesegúnelescenario.ElEscenario5noconstruyeningunaunidaddeciclocombinadoenPaloSecooenYabucoa,peroconstruyeunaunidadde369MWenCostaSurenel2028.

• El retiro de capacidades alimentadas con combustibles fósiles essimilar en términos de ritmo y cantidad al modelado original, conalgunasvariantesenlafechaexactadelosretiros(debidoalaumentodenivelesdecargaparalosEscenarios“NingunaEE”y“EEBaja”.LastablasenelApéndiceCenumeranestosretiros.

e. Adicionesyretirosdecapacidad–ModelajeenlarespuestaalROI-10-5delNegociadodeEnergía

630. Las tablas incluidas en el Apéndice C de esta Resolución Final y OrdenpresentanenelagregadolosresultadosdelaAutoridadencuantoalaadicióndecapacidadyretirosquesurgendelassimulacionesquesellevanacabocomopartede laRespuestade laAutoridadaROI-10-5delNegociadodeEnergía.

816Véanselosarchivosdemétricas,enlapestañatitulada“metricsdetail”bajosistemafotovoltaicopropiedaddelclienteyCHP.Lossistemasdeenergíasolarfotovoltaicapropiedaddelosclientesalcanza1,014MWparael2038,losrecursosCHPalcanzan162MWentodoslosEscenarios.

817 Respuesta de laAutoridad al ROI delNegociadodeEnergía, ROI-9-1, anejos con los archivos demétricas, pestaña“Additions&Retirements”29deoctubrede2019. 818RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9,enlaTabla3(página12),16dediciembrede2019.

225

Estos modelos incorporaban completamente el efecto de los términoscontractualesdelnuevoPPOAparalasinstalacionesdeEcoElectricaytambiéncontenía un “refinamiento” para los niveles de almacenamiento en baterías(observadoenelmodeloAurora)pararesponderporlasreduccionesexcesivasde los sistemasdeenergía solar fotovoltaicaquepudierandarseenalgunassimulacionesdelosmodelos.819ElROI-10delNegociadodeEnergíatambiénsolicitó simulacionesdemodelos sin limitaciones en el nivel de sistemasdeenergía solar fotovoltaica y almacenamiento en baterías que el sistema nopodía permitir a partir del 2021, e incluyó simulaciones de la carga baseoriginal(“EETotal”),incorporandolostérminoscontractualesdelnuevoPPOAde EcoEléctrica y los refinamientos de los niveles de refinamiento dealmacenamiento en baterías como se hizo en otras simulaciones en esarespuesta.LosresultadossonsustancialmentesimilaresalosresultadosqueseobservaronenlarespuestaalROI-9delNegociadodeEnergía.

631. ParaelEscenariodelS4S2B“EEtotal”,seseleccionóunaCCde302MWaserinstaladaparael2025enPaloSeco.

f. PlanPreferidodeRecursosdelaAutoridad632. La Autoridad presenta sus recomendaciones generales y describe los

elementosindividualesdelosrecursosenlasSecciones1.2.1y1.2.2;eincluyesus“Adicionesparapreservaropcioneseincertidumbresdecobertura”enlaSección1.2.3.SeproveeinformaciónadicionalenlaParte10delPIRPropuesto:elPlandeAcción.Estasseccionesincluyenlassiguientesrecomendacionesque,enconjunto,constituyenelPlanPreferidooriginaldelaAutoridad:820

Tabla12.ElementosdesuPlanPreferido(ESM)recomendadosporlaAutoridad

Elemento Cantidad/Itinerario Descripción/Comentario

Minirredes –transmisión

8 Minirredes.Aproximadamenteun66%delainfraestructura instaladaen losprimerostresaños.821

$5,800millonespara115kVy38kVelementosdel sistema de transmisión. Más $2 milmillonesparaotroselementosdetransmisiónque no están relacionados con la Minirred.Operan de manera aislada. No se realizananálisisdeoptimización.822

819RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-10-5,páginas10-11,13diciembre2019,10-5,página10-11. 820PIRpropuesto,Sección8.3,página8-44, “…elpropósitodelplandeESMesacelerar la implementacióndeunplanpreferido…”.821PIRPropuesto,anejos10-7y10-9,páginas10-11y10-13.822RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-1-3(f),2deagostode2019.

226


Fortalecimiento de ladistribución

Sistema de distribucióncomplete.Hastael2026.

Soterrar la línea principal del alimentador yconvertirlassubestacionesaGIS.823

Energía solarfotovoltaica

1,380 MW/Primeros 4 años(finales de 2022). Solicitud dePropuestasparabloquesde250MW. 2,400 MW antes definalizar el 2025. Depende delEscenario.824

Está sujeto a los programas actuales deaprobación y compras de la Autoridad.Menciona la urgencia de “añadir tantossistemas de energía solar fotovoltaica comoseanposibles”.825Mencionaelvencimientodelcréditocontributivofederal.

Almacenamiento deenergíadelabatería

920MWdealmacenamientodebaterías,primeros4años.826

TurbinasdeGasNuevas 18, 23 MW Turbinas de Gasnuevas. Combustible de GasNaturalencontenedores.

DecisiónPredeterminada.

Acelerar la EficienciaEnergéticayRespuestaalaDemanda

Establecer programas deEficienciaEnergéticaarazóndeunahorrode2%anualmente.

Losahorrosson“recursosdemenorcosto”.827

Viabilizar de laRespuesta a laDemandayGeneraciónDistribuidaIncrementada

Reforzar el sistema dedistribución. Viabilizar el flujobidireccional,DG.

Apéndice 4 –DG según el modelo Aurora,proyecciones de transmisión y distribuciónpredeterminadasnivelDG.

Conversión de lasPlantas Retiradas enCondensadoresSincrónicos

8 unidades en San Juan, PaloSeco,Aguirrealolargodetodoelhorizontedeplanificación.

RetiraryutilizarSJ9&10comocondensadoressincrónicos durante los primeros 5 años delplan.Seismesesparaconvertir1unidad.828

RetirodeUnidades Unidades de generación picoFrame 5, Unidades a vaporAguirre1&2,CostaSur5&6,SanJuan7&8

Dentro de los primeros cinco años del plan,sujeto a disponibilidad de recursos degeneraciónnuevos.

Conversión de lasunidades 5&6 de SanJuanaGas

Enproceso. TerminaciónPrimavera2020.829

Desarrollo de unterminal LNG a tierra

Incluyendo el gasoducto.Aumentoenelvolumende50.4

Depende de que se implemente una CCGT enPaloSeco.

823PIRPropuesto,anejos10-19hasta10-21,enpáginas10-20hasta10-21.

824ElEscenarioESMconnivelesbajosdeeficienciaenergética(yasea“BajaEE”o“CeroEE”)contieneuntotalde3,060MWdeenergíasolar fotovoltaicaparael2025, incluyendo las instalacionesdel2019.Respuestade laAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9-1,Tabla3enpágina12,6dediciembrede2019.825PIRpropuesto,página1-9.

826 El escenario ESM connivelesmás bajos de eficiencia energética contiene 1.160 -1.480MWde almacenamiento debateríaspara2025.RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9-1,6diciembre2019.

827PIRPropuesto,página10-22.828Id.enpágina10-4.

829VistaEvidenciaria,3defebrerode2020,sesióndelamañana,02:01.

227


en San Juan para elCCGT nuevo y lasunidades5&6deSJ

mmcf/d para SJ 5&6 solo (400MW),a93.6MMcf/dparaserviralaCCGTnuevade302MW.830

Contrato deEcoEléctrica o CCGTnuevaenCostaSur

Contrato nuevo 2020, hasta el2032.Aumentode lacapacidadmáximade507MWa530MW.

Reduccióndelospagosdecapacidad;aumentoenloscostosdecombustible.

ActividadesPreliminares para elLNG a buques enMayagüez para lasturbinas a gasexistentesde4x50MW

DecisiónPredeterminada.

Actividadespreliminares para gnlbasado en buques enYabucoa para el nuevoCCGT

Decisiónfija.

Fuente: PIR Propuesto, páginas 1-8 a 1-12; páginas 8-44 a 8-46; página 10-2 a 10-7.

633. EnrespuestaalROI-9-1(d)delNegociadodeEnergía,laAutoridaddescribióun Plan de Acción revisado que esencialmente aumentaría el nivel dealmacenamiento en batería y de recursos de energía solar fotovoltaica enrespuesta a “cargas netas” más altas debido a los dos distintos niveles deeficienciaenergéticamásbajosmodelados(NingunaEE)y(EEBaja).LaAcciónrevisada instalaría 2,760 MW de energía solar fotovoltaica y 1,440 MW dealmacenamientoenbateríaparael2025.831ElPlandeAcciónRevisadonohaceningúnotrocambioexceptoparamencionarlaexpectativadelaAutoridaddequeEcoEléctricasemantengaenservicioyquenoseesperaningunaunidaddeciclocombinadonuevaparaCostaSur.832

2. Interventores

a. FondodeDefensaAmbiental(EFD)634. LaDra.ElizabethStanton,peritodeponentedelEDF,recomiendaqueselleven

a cabo simulaciones con pronósticos de demanda mayor que incorporenestimadosmenoresdeeficienciaenergéticayunaparticipaciónmenordelos


831RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9-1(d),páginas15-16.832Id.página17.

228

clientesenlageneracióndeenergía.833LaDra.StantonseñalaqueSiemensnosometiósumodeloapruebasdesensibilidadesencuantoalospronósticosdeeficienciaenergética,lageneracióndistribuidadelosclientes,olasCHP.834Hizoobservacionesencuantoaquetodoslospronósticosdecargabase,altaybajasuponenunareduccióndeaproximadamente50%enlademandadeenergíapara el 2038 cuando incluyen los pronósticos de eficiencia energética ygeneración distribuida y recursos de cogeneración.835 La Dra. StantonargumentaquesubestimarlademandatendrácomoresultadounageneraciónrenovablemenosplanificadaparapodercumplirconlanuevaRPS.836

635. EnsuEscritoFinal,elEDFrecomiendaelusodeRFPdeneutralidadtecnológicaparalospróximosPIRsdemodoquese"garanticequelosestimadosdecostosmásactualizadosseincluyenenelmodelo”.837ElEDFtambiénrecomiendaelusodeRFPdeneutralidadtecnológicaenesteprocesoparaquelaAutoridadadquieracualesquieraserviciosdecapacidadnecesariosalmenorcostoposibleademásdepermitirlealmercadorevelarelcostorealdelosrecursos.838

b. OrganizacionesambientalistasLocales(“LEOs”porsussiglaseninglés)636. Anna Somers, perito deponente de las OALs, destacó en su ponencia varios

puntosdelmodelodeSiemens.Enprimerlugar,señalaqueelcostoadicionalde $4.35/MMBtu por transportación (licuación+ transportación + margen)cuyo valor nominal en dólares se ha mantenido constante conllevaría unareducción en términos del valor real en dólares.839 La Sra. Sommers hizoademás una observación sobre la separación en el precio de algunas de lasunidadesdegasquepudieraestarrelacionadaaunadiferenciaenalgúncargode transportación no identificado que no se haya descrito en el PIRPropuesto.840 La Sra. Sommers señala que los documentos de trabajo de laAutoridadencuantoalaSensibilidad5noreflejanunaumentoenlospreciosdelgasnatural.841

833EDF,TestimonioDirectodelaDra.ElizabethStanton,23deoctubrede2019,página2.834Id.página12.835Id.836Id.página15.837EDF,AlegatoFinal,6marzo2020,página56.

838Id.páginas18-19,y46.

839LEOs,TestimonioDirectodeAnnaSommers,23deoctubrede2019,página25.840Id.841Id.

229

c. Sinfinesdelucro(“NFP”porsussiglaseninglés)637. El Dr. Eric Ackerman, perito deponente de las SFLs, aboga por el uso de la

Planificación de Redes por Adelantado mediante el cual la planificación sellevaríaacabodesde labasehaciaarriba.842ElDr.Ackermanalegaqueesteenfoque ayudaría a integrar los recursos de distribución de una formamásabarcadoraqueelenfoquequelaAutoridadySiemensutilizanactualmente.843

d. SunRun638. EldeponenteChristopherRauscherintroducelaideadelasVPPsquecombinan

las capacidades de la energía solar y el almacenamiento.844 El Sr. Rauscherpromueve la idea de que las VPPs también apoyarían el concepto de lasMicroredesalubicarinstalacionesdeenergíasolaryalmacenamientoalolargodelaisla.845

e. Wartsila639. Brian Fladger, perito deponente de Wartsila, presentó una Ponencia

Suplementaria que resumió un modelo supletorio que desarrolló WartsilacomoresultadodelarespuestadelaAutoridadalosROIs.EldeponenteFladgerdesarrollósumodeloutilizandoPlexos,unprogramadeplanificacióndiferenteaAuroraqueeselprogramaqueutilizaSiemens.846EldeponenteFladgerhizolos siguientes ajustes en su modelo: 1) costos iniciales; 2) los diferentesperiodos de inactividad de las unidades RICE; y 3) los diferentes costosoperacionalesydemantenimientovariables.847ElSr.Fladgerindicóquepudodesarrollarestemodelobasándoseenlainformaciónprovistaenlasrespuestasde la Autoridad a los requerimientos de información.848 El resultado de suanálisisparaeldesarrollodelmodeloprodujomásfuentesrenovablesymenosturbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) que el escenario del ESM de laAutoridad.849ElSr.Fladgerespecíficamenteindicóqueestemodeloresultóen

842NFPs,TestimonioDirectodelDr.EricAckerman,22deoctubrede2019,página12.843Id.página13.844Sunrun,TestimonioDirectodeChristopherRauscher,23deoctubrede2019,página2.845Id.enpágina20.846Wartsilla,TestimonioSupletoriodeBrianFladger,11dediciembrede2019,página2.847Id.848RespuestadelaAutoridadalROIdeWartsilla’s,7defebrerode2020y9defebrerode2020.

849Wartsilla,TestimonioSupletoriodeBrianFladger,11dediciembrede2019,página2.

230

909MWadicionalesdeenergíasolaryalmacenamiento;530MWdeunidadesRICE;604MWmenosdeCCGTsy464MWmenosdeGTs.

3. AmicusCuriae

a. ACONER640. EnsuAmicusCuriae,ACONERseñalaqueelPIRPropuestolimitarádemanera

arbitrariaelusodefuentesrenovablesylosrecursosdealmacenamientoenelplanderecursosdelaAutoridad,yquelaAutoridaddebeconsiderarprocurarcréditosdeenergíarenovabledegeneracióndistribuida.850

b. InstitutoRockyMountain641. En su Amicus Curiae enmendado, el RMI indicó que la “insuficiencia

fundamental”delPIRPropuestoesqueelEscenarioESMesmáscostoso,entérminosdelVPNIR,quelasalternativastalescomoS3S2oS4S2.ElRMIindicóqueelriesgopercibidodetecnologíaasociadoalaenergíasolarfotovoltaicanosejustificaentérminostécnicos.ElRMIindicóademásquesoloelEscenarioESM, el cual “no está optimizado en su totalidad”, contiene un plan deinstalacióndeunidadesdegasnuevasenMayagüezyYabucoaparael2025,yningúnotroplandeexpansióndisponeparaesterecurso.ElRMIafirmaqueelplan favorecido por la Autoridad depende mayormente de gas natural yconstituyeun riesgode inversiónen infraestructuradegas.ElRMI tambiénseñala que el plan de la Autoridad no incorpora el almacenamiento degeneracióndistribuidaeindicaqueestapudieradespacharseyasíbeneficiarlared,locualconstituiríaunapoyoparaunsistemaenergéticoflexibleyresilientequecompensaalosclientesqueinstalandichotipodealmacenamiento.ElRMIcriticala“lógicafallida”delaAutoridadysuprocesodeevaluaciónarbitrariamediantede“tarjetasdecalificación”parajustificarsusplanesESMyS4S2.851

4. Discusiónyhallazgos

642. LosplanesderecursosquesurgencomoresultadodelassimulacionesdeLTCEde la Autoridad en los diferentes Escenarios difieren en términos de lossupuestos de entrada utilizados para los costos y la disponibilidad de

850ACONERAmicusCuriaeAlegato,1denoviembrede2019,páginas4y5.851RMIAmicusCuriaeAlegatoEnmendado,20dediciembrede2019,páginas2,3,12y15-16.

231

recursos,852elpreciodelcombustible853yelpronósticodecarga,854porlocualresultaríadifícilllevaracabocomparacionessignificativasentreloscostosdelos escenarios. Sin embargo, los resultados subyacentes aun le permiten alNegociadodeEnergíadeterminar cuálde lasopcionesde combinacionesderecursostiene lamayorprobabilidaddeofrecerelmenorcostoposibleparaadquirirrecursosdeunamaneraconsistenteconlosrequisitosdelReglamento9021, de la Ley Núm. 17 y las disposiciones de las medidas legislativasprevias,855yaqueelNegociadodeEnergíaconsideraelefectodeestosfactoresalcompararloscostosdelEscenarioVPN.

643. ElNegociadodeEnergíahaconsideradodirectamenteloselementosdepolíticapública de la Ley Núm. 17856 que afectan el Plan Integrado de Recursos,incluyendo particularmente: el cumplimiento con la RPS,857 la reducciónagresiva del uso de combustibles fósiles858 y el empoderamiento de losconsumidoresmedianteestrategiasdeeficienciaenergética,elsuministrodeacuerdo a la demanda, la generación distribuida, incluidas las comunidadessolares y la creación de microredes, el trasbordo, el acceso a la energíarenovable, la resiliencia y ladistribución soterradade energía en los cascosurbanos.859

644. El Negociado de Energía ha analizado cuidadosamente los supuestossubyacentesutilizadosdurantelacomparacióndeloscostosenlosdiferentes

852ElEscenario3utilizacostosmenoresparalosrecursosdeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientoenbateríaademásdeunaumentoen ladisponibilidaden losprimerosañosdelhorizontedeplanificación,en relaciónconotrosEscenarios.853ElmodelajedelplandeLTCEquesellevóacaboparalosúltimosRequerimientosdeInformaciónutilizaronlospreciosnuevos del gas asociados a los términos del PPOA de EcoEléctrica. Las simulaciones del PIR propuesto originalmenteutilizaronpreciosdegasmenoresparaalgunosaños.VéaseTabla5enlaParteIII(G).VéaselaRespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9-1,6dediciembrede2019.VéaseRespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-10-5,22deenerode2020.

854Alfinyalcabo,seanalizaroncincogruposdiferentesdepronósticosdecarga;cargabaseconTotal,BajayCeroEE;cargaaltaconTotalEE;ycargabajaconTotalEE.

855Ley57;LeyNúm.83;Ley120,§3;Ley29-2009§13.

856Ley17,inclusola§1.5,2050sobrePolíticaPúblicaEnergética.

857Ley17§1.6, “Reducir,hastaeventualmenteeliminar,elusodecombustibles fósilespara lageneracióndeenergía,mediante la integracióndeenergía renovablede formaordenadayprogresiva,garantizando laestabilidaddelSistemaEléctricomientrassemaximizanlosrecursosdeenergíarenovableacorto,medianoylargoplazo”.EstacláusulaestablecióunaRPSde40%enoantesdel2025,60%enoantesdel2040y100%enoantesdel2050.

858Ley17§1.5,1.6.

859Porejemplo,véaseLeyNúm.17§1.5,(8)(c),“Fomentareldesarrollodemicroredes,especialmenteeninstalacionesdeserviciosindispensablessegúndefinidoenlaLey57-2014yáreasremotas,comomecanismoparapromoverlaresilienciaylamodernizacióndelasredesdedistribución”y§1.5(9)(h),“realizar,luegodelanálisiscorrespondienteyenlamayormedidaposible,elsoterradodelservicioeléctricoaniveldedistribuciónenloscentrosurbanosparaaumentarlaresilienciaylarehabilitaciónyrepoblacióndeestos,conespecialatenciónenlasinstalacionesdeserviciosindispensables”;

232

Escenarios.LaexistenciadenumerososEscenarios[ochentaysiete(87)]paraloscualessehadesarrolladounmodelosurgedelascombinacionesresultantesdelaspruebasdediferentessupuestosdeentradaquesehanllevadoacaboparacadaunodelostresgruposdeparámetrosprincipalesenelmodelo:1)elnivel de carga neta de los efectos de la eficiencia energética, 2) lacaracterizacióndelosrecursosdesuministro(e.g.,elcostodecapital,elritmode la instalación y la disponibilidad de gas) y 3) los requisitos de recursoslocales (i.e., suministros descentralizados vs. centralizados). La cantidad depermutacionesenestosmodelosaumentacuandoseconsideranhastacinconivelesdecargadiferentes,860seutilizantresgruposdiferentesdecostosdecapital para las fuentes renovables y las baterías,861 se prueban diferentesopciones de disponibilidad de gas862 y se definen tres diferentes posiblesrequisitosdereservas“locales”.863Estodiopasoamuchassimulacionesy lepermitióalaAutoridadhacerpruebasyalNegociadodeEnergíaaevaluarcuánrobustaeraunasolucióndentrodelossupuestosdeentradadeunEscenario,que es la intención de los Reglamentos del Negociado de energía en esterespecto.864

645. Además, en todos los Escenarios considerados, la Autoridad afirma que elrequisitodelasMicroredesdecumplirconlosrequisitosdelpicodela“cargacrítica”865debencumplirseconrecursostérmicosdecombustiblesfósiles866eincluyeestelímiteentodoslosescenariossindisponeralternativaalgunadesimulaciónqueelimineesta limitación.ElNegociadodeEnergíaabordaesteelemento al considerar los aumentos en la capacidadde los recursos en losdiferentes Escenarios en esta sección de la Orden y considera además esto

860Base,Baja,Alta(todasEEtotal);BaseconBajaEEyBaseconCeroEE.

861ElEscenario3(S3)sedefineparaprobarlosresultadosdelmodelocuandoseutilizancostosmenoresparalasfuentesrenovablesylasbateríasypermiteunritmodeinstalaciónmásrápido.LamayoríadelosdemásEscenariosutilizancostosdenivelmedioyalgunassensibilidadesutilizancostosaltosparaesosrecursos.

862LNGabuqueoatierra;LNGdisponiblesoloenelnorte;LNGdisponibleentodaslaslocalidades.

863 La Estrategia 2 impone una limitación en elmodelo de requerir un 80%de reserva local; la Estrategia 3, 50%; laEstrategia1utilizasoloel30%deeserequisitoentodalaisla.

864Reglamento9021,§2.03(H)(2)(b).

865La Autoridad define carga crítica de la siguientemanera: “Esta carga representa el consumopico de la carga totalconectadaalosalimentadoresquesirvenacualquierclientecríticoyquedurantelosesfuerzosderestablecimientopuedanatendersealaparconestosclientescríticos.Además,paralacargaconectadaalsistemadetransmisión,estorepresentalatotalidaddelacargaconectadaalassubestaciones,aunquepartedeesta(quizáslamayoría)puedequenoseacrítica,sinoprioritaria”.PIRPropuesto,Apéndice1,páginas2-4y2-5.

866PIRPropuesto,apéndice1,Sección2.3“MiniGridDesign”,páginas2-6,“Losrecursostérmicosdebenservir lacargacrítica garantizando cobertura total únicamente después de haber reestablecido la generación de fuentes renovables(energíafotovoltaica)yelBESS.

233

cuando discute los problemas de las Microredes en la Parte III (I) de estaResoluciónFinalyOrden.

a. Recursos“sinarrepentimientos”[“noregrets”]646. Losochentaysiete(87)Escenariosdiferentescompartenelementoscomunes

(aunque con cantidades diferentes de energía solar fotovoltaica yalmacenamientoenbateríadeentre losEscenarios)quesoncompletamenteconsistentesconalgunosdelosaspectosdelaLeyNo.17-2019.867LaAutoridadexpresó “no tener reparo”868 de incluir en un Plan Preferido: i) la energíarenovableyelalmacenamiento,ii)lamaximizacióndelsuministrodeeficienciaenergética,iii)laintegracióndelageneracióndistribuidayiv)laconsolidacióndelosaspectosdelsistemadetransmisiónydistribución.869ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueestoselementosespecíficosdela“faltadereparo”,quesoncomunesentodoslosplanesderecursos,exceptoaquellosqueoperanexplícitamente sin “ninguna EE”,870 son el núcleo de un Plan de RecursosPreferido Modificado para la Autoridad y, además, APRUEBA estos cuatroaspectos del Plan de Recursos Preferidos de la Autoridad con cantidadesespecíficasqueseabordaránmásadelanteenestaResoluciónyOrdenFinalcomopartedelPlandeAcciónModificado.

647. El Negociado de Energía también ENTIENDE que la conversión de plantasretiradasdegeneradorasdevaporacondensadoressincrónicosparaproveersoportealosrequisitosdevoltajecomunesentodoslosEscenariosqueutilizanniveles más altos de generación a base de inversores (de energía solarfotovoltaica y baterías de almacenamiento de energía) es razonable,871 y

867 Por ejemplo, la Ley 17 específicamente señala la importancia de la eficiencia energética, las fuentes renovables, lageneracióndistribuidayelsistemadedistribuciónsoterrado.868VistaEvidenciaria,7defebrerode2020,sesióndelamañana,01:32.

869TodoslosEscenarioscontienenfuentesdeenergíarenovableydealmacenamientocomopartedelasoluciónderecursosmodelada.TodoslosEscenariosalmenoscontienenlainclusióndelaAutoridad(comoinsumofijo)desobre1,000MWdegeneracióndistribuidaconelpotencialdeaumentarla.TodoslosEscenariossuponenelfortalecimientodealmenosalgunosdeloscomponentesdelsistemadeT&D.TodoslosEscenarios,exceptoaquellosmodeladosexplícitamenteparaobservarlosefectosencasodequenohayaEE,contienenalgúnniveldeeficienciaenergéticacomorecurso.

870TodoslosEscenariosincluyeneficienciaenergéticacomomodificadordelademanda(oredactordecarga)decargas“bruta”base,bajaoalta, exceptoaquellosEscenariosespecíficosque se solicitaroncomopartede losROIs9y10, losresultadosde loscualesseutilizanparamedir losefectosde laplanificaciónderecursosbajo losnivelesdiferentesdesuministrodeeficienciaenergética.

871ElPIRPropuesto,páginas1-10,“ConelretirodelasunidadesavapormásviejasdelaAutoridadylaintroduccióndeunamayorcantidaddegeneraciónabasedeinversoresdeenergíasolar,eólicaydebaterías,losestudiosquesellevaronacabo en virtud del PIR propuesto (ver Apéndice 1) indican que el sistema de la Autoridad requerirá condensadoressincrónicos para aumentar el nivel de cortocircuito y proveer niveles mínimos de estabilidad de voltaje para que laoperacióndelosrecursosbasadoseninversoresseamásconfiable.LaidoneidaddelniveldecortocircuitodelsistemaseevalúaenlaIndustriaaldeterminarlaRelacióndeCortocircuitocomolarelacióndelniveldecortocircuitoenelsistemaalos recursosbasadosen inversores instalados;por logeneral, losvalorespordebajode1.5 sonproblemáticos. Sin los

234

ACEPTAelplande laAutoridaddeconvertir lasunidadesaoperacionesdecondensaciónsincrónica,sujetoalosplanesfuturosdelaAutoridadparallevaracaboestudiosadicionales872ydemodoqueseanconsistentesconelitinerarioderetiroylanecesidaddelasplantasavapor,segúnsediscutemásadelanteenestaResoluciónyOrdenFinal.

648. En cuanto a los demás elementos del Plan de Recursos propuesto por laAutoridad, específicamente en lo que concierne los nuevos recursos degeneracióndecombustiblesfósiles,elNegociadodeEnergíadiscuteelanálisisaplicablequerespaldaloshallazgosadicionalesdelNegociadodeEnergíaqueseincluyenenlossiguientesapartados.

b. Resumendelosresultadosdelmodelaje-VPNIR649. Los resultados del plan de recursos de la Autoridad desde su presentación

original,quesemuestranenlasTablas7y8anteriores,indicanlosiguienteconrespectoalvalorpresentenetodel ingresorequerido(VPNIR),quesegúnelReglamento9021873sirvecomocriterioprincipalparalaseleccióndeunPlandeRecursosPreferido:

• ElEscenarioS3S2eseldemenorcostoencuantoa losnivelesdecargabase874 además de ser el Escenario de menor costo en cuanto a lassensibilidadesrelacionadasalaltocostodelcombustible(quesereflejanenlosnivelesdecargabase);875

• ElS4S2eseldemenorcostoparalosnivelesdecargaaltaybajaysucostoes menor que el de S3S2S8 bajo cargas base (el S3S2S8 refleja unasensibilidadalEscenario3Estrategia2,ajustadaparareflejarcostosdeenergíarenovabledenivel“base”másaltos);876y

condensadoressincrónicos,larelaciónpodríaestarpordebajode1.0paralaAutoridad,locualresultaríaenunsistemainestable”.


873Reglamento9021,§2.03(H)(2)(D)(i).874Tabla1,elconjuntode“CargaBase”,S4S2BVPNIResiguala$13.84milesdemillones.PIRpropuesto,páginas8-10,“Comosemuestraenlatablaanterior,elEscenario3Estrategia2(S3S2)proveeelVPNmásbajo($13.8[milesdemillones])paralospronósticosdecargabase,perotienecostosmásaltosqueelEscenario4Estrategia2paralospronósticosdecargabajaybásicamenteelmismoqueelS4S2yelESMparalospronósticosdecargaalta”.

875EnlaTabla2,conjunto“HighGasPrice”,elVPNIRdeS3S2S5Bequivalea$14.81milesdemillones.Lassensibilidadesdepreciodecombustiblealtosolosesimularonparacargabaseconcasosde“EEtotal”.

876Id.Tabla1, conjuntos “HighLoad”y “LowLoad”.En laTabla2, conjunto “NormalCostPV/Batteries”elVPNIRpara“S3S2S8B–corregido”equivalea$14.82milesdemillones,encomparaciónconlaTabla1,“BaseLoad”endondeelvalordelVPNIRparaelS4S2Bequivalea$14.34milesdemillones.ElresultadodeVPNparaS3S2S8delmodelodelaAutoridadfuede$14.36milesdemillones,comosemuestraenlaTabla2(“NormalCostPV/Batteries–S3S2B”)y,enelanejo8-3delPIR,esunpocomásaltoqueelVPNdelS4S2BPVNde$14.35milesdemillones,aunqueesmásbajoqueelVPNdelESMquees$14.43milesdemillones.LarespuestadelaAutoridadalNovenoROIdelNegociadodeEnergía,del6dediciembre,

235

• ElESMnuncaeselEscenariodemenorcosto,encomparaciónconelS4S2oelS3S2,paracualquieradelosnivelesdecargaBase,AltaoBaja.877ElESMmantieneloscostosmásaltosqueelEscenarioS4S2(cargabase)bajosensibilidadesquereflejancostosdealmacenamientoenbateríayenergíasolarfotovoltaicamásbajosoaltos.Sinembargo,elESMmuestrauncostomenor en términos del VPNIR (según corregido)878 para la sensibilidadS3S2S8(baseload).

• El Escenario 1 por lo general es un Escenario con un costo mayor encomparacióncontantoelEscenario3comoel4,perobajola“Estrategia1”(suministromáscentralizado),sucostoesmenorqueelplandelESMparala carga base. El Escenario 1 tiene un costomayor que el ESMbajo lasconsideracionesdelaEstrategia2o3ybajounacargaalta.

• ElEscenario5tieneuncostomenoralplandelESM,bajocondicionesdecargabaja,peroesmáscostosoquelosEscenarios3o4.EldesempeñodelEscenario5esmejorqueeldel4yelplandeESMbajosensibilidadesdecostodeenergíasolarfotovoltaicaycostodebateríabajooalto.

650. El texto que acompaña el PIR Propuesto879 describe un patrón amplio deresultadosdemodelosVPNIRparalosescenarios.LaAutoridadseñalaqueelS4S2yelPlandeESM“seconsideraroncomoplanesprácticosydebajocostoqueconteníanrecomendacionessobrelospróximospasos”.880Noobstante,losdatosylanarrativadelPIRconfirmanqueelEscenario3Estrategia2,enlugardelS4S2oelplandeESM,proveeelcostomásbajoencuantoalospronósticosdecargabase,aunquetambiénseñalaqueelS3S2asumeunareducciónmayorenloscostosdeenergíarenovableyalmacenamiento“ypuedequenosehayaconsiderado”.881 LaAutoridad señala, con respecto al S3S2, “[…] vemos estecasocomounaguíadelasposiblesmejorasquepuedenconsiderarsesielcosto

en la página 9-3 (a) corrigió la presentación original de laAutoridad, que tan solo ajustó el costo de la energía solarfotovoltaicaynodelosrecursosdealmacenamientoenbateríaparareflejarelrangomedio(2018NRELAnnualTechnologyBaseline)enlugardelosrecursosdebajocosto.LadefinicióndeEscenarioincluyecostosmenorestantoparalosrecursosde energía solar fotovoltaica y de almacenamiento en baterías. Esta corrección hizo que tanto el ESM como el S4S2BtuvieranuncostomenoraldelS3S2S8.

877PIRPropuesto,anejo8-3,páginas8-8ala8-9,primeracolumna“VPN@9%2019-2038k$”,comparandolos$14.43milesdemillonesdelESM(base)alos$14.35milesdemillonesdelS4S2Bylos$13.84milesdemillonesdelS3S2B;los$15.70milesdemilloneselESM(Alta)alos$15.25milesdemillonesdelS4S2Hylos$15.19milesdemillonesdelS3S2H;ylos$13.95milesdemillonesdelESM(Bajo)alos$12.87milesdemillonesdeS4S2Ly$13.24milesdemillonesdelS3S2L.

878NovenoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,29deoctubrede2019.RespuestadelaAutoridada9-3(a),anejo3,“S3S2S8B_Metrics_Base_Case_Adjusted.xls”provistoel6dediciembrede2019.

879PIRPropuesto,páginas8-10ala8-13.



236

delospanelessolaresdisminuyemásrápidoqueelcasobaseysepuedeoperarconunamayorcantidadrenovablesdemanerasegura”.882

651. LaAutoridadtambiénseñalóquelostrescasosdecargabasedelaEstrategia1,S4S1,S5S1yS1S1,otienenuncostomenor883osucostoes“similar”884alS4S2 y la ESM, pero sostiene que esos casos de la Estrategia 1 no seconsideraron como plan de recursos preferido porque incorporaban una“estrategiacentralizada”y laspreocupacionesacercade la concentracióndegeneración en el sur, altos niveles de “energía no servida” y problemas derestricciónamedianoylargoplazo.885

652. Cuandose lecuestionóporqueelEscenario3Estrategia2,elplandemenorcostonoestabaincluidocomoplanderecursospreferido,laAutoridadreiterólosiguiente:

Si los supuestos del Escenario 3 sobre los costos bajos de lasfuentes renovables se materializan durante el periodo deplanificación,desdeelpuntodevistapuramenteeconómico,estesería un plan de recursos preferido y lo incorporamosindirectamentealexpresarqueproveeindicacionesacercadelosdesarrollos si estos costos futuros se materializan y lasrenovables implícitas en el plan pueden incorporarseefectivamente…

En resumen, este plan muestra los posibles próximos pasos si lossupuestosdecostoseintegraciónsematerializan.886

653. LaAutoridadafirmóquelaimplementacióndenivelesaltosdepanelessolarescomoenelEscenario3“seríanunretosignificativoyseríadifícildelograrporcuestionesprácticas[…]puesaumentaelriesgodereducción[…]ademásdeimponer una carga y depender del almacenamiento de energía”.887 LaAutoridad reafirma lo siguiente en un requerimiento de información: “Otroproblemaprácticoesladependenciaenlospanelessolaresy,alargoplazo,toda

882Id.

883PIRPropuesto,páginas8-10,“Escenario4Estrategia1(S4S1)yEscenario5Estrategia1(S5S1)yproveelossegundosytercerosresultadosmásbajosdeVPN(14.0By14.3B)paralospronósticosdecargabase”.ElS3S2tieneelVPNmásbajo.

884PIRPropuesto,páginas8-11,“LosVPNsdelEscenario4bajolaEstrategia2(S4S2)($14.35[B])yelEscenario4bajolaEstrategia3(S4S3)($14.41B)sonmuysimilares,sinembargo,laEstrategia2tieneelvalormásbajo,asícomoelvalordeenergíaimplícitanoserviday,porende,preferido.”


886RequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,ROI-1-54(a),11dejuliode2019.


237

lacapacidadtérmicainstaladaeneseplansolocubriríael44%delademandapico que se espera versus 62% en el S4S2B”.888 La Autoridad señala quedurante

Las horas del día, la energía solar fotovoltaica alcanzará variasveceslacantidaddelacargadelSistemaylamayoríadeestasedestinaráaalmacenamiento,locualseesperaqueseencarguedesu intermitencia. No tenemos experiencia con estos niveles degeneración y, en general, encontramos que los modelos dedespachotienendificultadparaencontrarunasolución.Asíqueno estamos suponiendo que el almacenamiento no estáfuncionandodemaneraadecuada,sinoquenuestrapreocupaciónesbásicamenteacercade laviabilidadprácticadeoperardichosistema.Dehecho,losvalorescomparablesparaelS4S2Btambiénsuponen un reto; 2,820 MW de energía solar fotovoltaicaequivalena159%de lademandaa largoplazoy1,614MWdealmacenamiento equivalen al 92% de la demanda; sugerimosejercer cautelayestablecerunacurvadeaprendizajeamedidaqueintegramosestosnivelesdeenergíarenovable.889

654. Sin embargo, la Autoridad expresa explícitamente que esta es unapreocupaciónalargoplazoyseñala,además:

A corto plazo, tanto el S3S2B y S4S2B890 requieren nivelesimportantesdeenergíasolarfotovoltaica(2,820MWy2,220MW)ytienenlosmismosnivelesdealmacenamiento(1,320MW),asíqueundistintivoclaveentreestosplanesencuantoalasdecisionesacortoplazoesqueelS4S2BsírequiereeldesarrollodeunnuevoCCGTenelnorte(PaloSeco),mientrasqueenelS3S2Bestonosedesarrollayseinstalangrandescantidadesdepanelesfotovoltaicosdespuésdel2025(4,140MWparael2038enelS3S2B).891

655. El Negociado de Energía ACEPTA particularmente las declaraciones de laAutoridad anteriores acerca de la "diferencia clave" a corto plazo entre el

888RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-1-54(c),11dejuliode2019.

889RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-1-54(b),11dejuliode2019.

890Enlarespuestadelrequerimientodeinformación,estafraseespecíficacontieneunerrortipográfico,pueseltérmino“S4S2B” en la nota al calce se identificó como “S3S2B”. Queda claro del contexto comparativo de la oración que lacomparacióndescritaesentreelS3S2ByelS4S2B.

891RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-1-54(a),11dejuliode2019.

238

Escenario3yelplandeESMoelEscenario4esladecisióndesihayonoundesarrollodeunaunidadnuevadeciclocombinadoenelnorte,enPaloSeco.

656. Basado en la presentación inicial y en las respuestas al Primer ROI delNegociadodeEnergía,892larazóndelaAutoridadparanoconsiderarelS3S2Bcomo plan preferido se basa en dos supuestos subyacentes: primero, elsupuestoconelcostomásbajoenrelaciónconenergíarenovabley,segundo,larelaciónaltadeenergíasolarfotovoltaicainstaladaalademandapicoenlosúltimosañosdelhorizontedeplanificación.Encuantoalprimersupuesto, laAutoridadseñalaqueelS3S2síseráun“planderecursospreferido”sinosematerializancostosmenores.893ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelapreocupacióndelaAutoridadporelsupuestodelcostonoessuficienteparaexcluir la consideración del S3S2 como parte del Plan Preferido porque lapresencia de los procesos de licitación como parte de un Plan de Acciónpermitirán que se pruebe directamente este supuesto y la Autoridad podráajustarsuplanificacióndeacuerdoaesto,derequerirlo,luegodeevaluarlosresultadosdelosprocesosdecompras.

657. Encuantoalsegundoasunto,conrespectoalniveldeenergíasolarfotovoltaicacomo porcentaje de pico de carga en los últimos años del análisis, como lapropiaAutoridadseñala,enlosprimerosañosdelperiodocubierto,elS3S2yel S4S2 contienen niveles altos similares de energía solar fotovoltaica; lapreocupacióndelaAutoridadconrespectoaesteasuntoselimitaalosúltimosaños.Comovemosenlosdetallesdelmodeloporhoraenlosdíasdeveranodecarga pico para los últimos años,894 el Negociado de Energía señala que lasdeclaraciones de la Autoridad de que la producción de energía solarfotovoltaica del S3S2 es “casi el doble del pronóstico de carga pico”895 y noincluyelacargadealmacenamientodeenergíaenbateríadurantelospicosdesalida de energía solar. El Negociado de Energía DETERMINA que estapreocupaciónenlosúltimosañosnoestanimportantecuandoseconsideralacarga adicional de los sistemas de almacenamiento de energía en bateríasdurante los periodos donde hay una alta producción de energía solarfotovoltaica.ElNegociadodeEnergíaDETERMINAademásquecualesquierapreocupacionesenesterespectosepuedenabordarenciclossubsiguientesdelPIRyqueesapreocupaciónnoessuficienteparanoconsiderarelS3S2comopartedelplanderecursospreferido.

892RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-1-54,11dejuliode2019.

893RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-1-54(a),11dejuliode2019.

894EneldocumentodetrabajodelaAutoridaddelassimulacionesporhora,elS3S2,lacargadebateríaesdeapenas2,000MWenlaproducciónpicodeenergíasolarfotovoltaica,segúnconfirmólaAutoridad.VistaEvidenciaria,6defebrerode2020,sesiónmatutina,23:00.


239

658. LasTablas9y10arribanindicanqueelEscenarioS3S2siguesiendoelmenoscostoso(paralascomparacionesquesurgendelmodeloenrespuestaalNovenoyDécimoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía)cuandoseconsideran1)losnivelesdeeficienciaenergéticamásbajosqueafectanlacargay2)elefectode incorporardirectamente lostérminosespecíficosdelnuevoPPOAdeEcoEléctricayde“refinar”elmodeloLTCEparapoderoptimizarlosniveles de almacenamiento en batería y las restricciones de energía solarfotovoltaicareducidaasociada.896

659. LarespuestadelaAutoridadalNovenoROIdelNegociadodeEnergía897proveelos resultadosde las simulacionescon “EEBaja”y “NingunaEE”.LaTabla9demuestraqueelcostodelEscenarioS3S2esmenorqueelS4S2oelESM,pueselVPNIResmenorenambosnivelesdecargaaumentadosefectivamente(deEEbasea“Total”).LosresultadosdelaTabla10reflejanlasrespuestasdelaAutoridadalDécimoROIdelNegociadodeEnergíayademásmuestranelS3S2como una opción de menor costo que el S4S2, para tres niveles de cargadiferentes:base(conEEtotal),EEbaja,yningunaEE,locualindicaunresultadorobustobajolosdiferentesnivelesdecargadelS3S2.898

660. La Autoridad produjo una sensibilidad, S3S2S8B, para reflejar el costo delEscenarioS3S2Bsilascantidadesyelritmodesarrolladosdelaenergíasolarfotovoltaicayelalmacenamientoenbateríasemanteníanigualescomosevioinicialmente en el S3S2B, pero los costos de energía solar fotovoltaica y elalmacenamientoenbateríaseajustaronparareflejarcostosnormalesobase,en lugarde los supuestosdecostobajodelS3S2B.899ElVPNIRdelS3S2S8B(presentadoinicialmente)segúnsemuestraenlaTabla8erade$14.36milesdemillones,o$514millonesporencimadelEscenarioS3S2Boriginal,peroenesencia,eraelmismocostodelS4S2B900e inclusosucostoeramenorqueel

896RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9-1,6diciembre2019;PREPA’sResponsetoEnergyBureau’s ROI-10-5, página 10, 13 diciembre 2019. A laAutoridad, se le solicitó desarrollar resultadosmodelados quecompararanelVPNIR“con”y“sin”lostérminosdelnuevoPPOAdeEcoEléctrica,mientrasquesimultáneamenteseutilizannivelesdecargaquereflejencasosconajustesde“EEbaja”y“ningunaEE”enlospronósticosdecargabase.LaAutoridadademás“refinó”losnivelesóptimosderecursosparaincluirlaslimitacionesdelosmodelosdeAuroracuandosefinalicenlosresultados.

897RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9-1(c),6dediciembrede2019.

898RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-10-5,22deenerode2020.

899PIRPropuesto,página5-7.Sensibilidad8“AplicaalEscenario3,costobasedegeneraciónrenovableyalmacenamiento”.ElEscenario3,segúndefinido,utilizaelNREL2018AnnualTechnologyBaseline(ATB)(PIR,página6-19),costosde“CasosBajos”(PIRpropuestoenlapágina5-4)yreflejadoenlosdatosdelanejo6-35delPIRPropuesto,enlapágina6-26.

900RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-1-54(a),19deagostode2019.LaAutoridadseñaló,“Sinembargo, siel costodecapitalderenovables fuera igualanuestropronósticobase,entoncesesteplan(S3S2S8B)tendríaunvalorpresentesimilara,porejemplo,elS4S2B;$14.36milesdemillonesversus$14.35milesdemillones,pero

240

EscenariodelESMcon$14.43milesdemillones.Sinembargo,lascorreccionessubsiguientes a los estimados iniciales de la Autoridad para los costos delS3S2S8BaumentaronelVPNIRa$14.8milesdemillones.901Estascorreccionestuvieron como resultado que la sensibilidad de costo de la energía solarfotovoltaica y el almacenamiento en batería en el Escenario 3 Estrategia 2(S3S2S8B)fueramásaltoqueenelS4S2ByenelcasodelESM,enlugardesersimilaraesosresultados:elcostodelS3S2S8es3.3%másaltoqueeldeS4S2By2.8%másaltoqueeldelESM(cargabase).902

661. El Negociado de EnergíaDETERMINA que todos los análisis de escenarios,inclusolassimulacionesfinalesdelaLTCEquesecompletaronenrespuestaalNovenoyDécimoROIsdelNegociadodeEnergía903apuntanqueelritmodeinstalaciónsubyacenteyelcostodelacompradeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientoenbateríaesunapiezainformaciónvitalyqueenúltimainstanciademostrarácuálseríaelEscenariocuyocostoesverdaderamentemásbajo.ElNegociadodeEnergíaDETERMINAque,siloscostosdeenergíasolarfotovoltaicay almacenamientoenbatería sonaproximadamente losmismosquelossupuestosdelEscenario3,yelcostoparalaCCGTdePaloSeco,904quedacomoproyectado(osonmayores)entoncesquedaclaroqueelS3S2eselplande menor costo y debería informar el Plan de Recursos Preferido de laAutoridad.

662. Comoseseñalóen laParteF, laAutoridadmodelócomounasensibilidadelS4S2BunacondicióndondeloscostosdeinfraestructuradeLNGenelnorteeranaltos.Enesaejecucióndemodelaje,noseseleccionóunanuevaCCGTen

sucostodecapitales28%másaltoyseafectaríasignificativamenteacausadelospreciosderenovablesmásaltos(enlugardebase)”.

901RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9-3(a),27noviembre2019.LaSensibilidad8inicialalS3S2Baumentóloscostosdelaenergíasolarfotovoltaica,peronoloscostosdelalmacenamientoenbatería,demodoquereflejacostosbaseen lugardebajos, segúnrevelóelanálisisde “costodeproducción”delNegociadodeEnergíaenelexpedientedemétricasdelS3S2S8.Véaseademáslarespuestaal9-3(b)y9-3(c)enlascualeslaAutoridadtambiénhizocorreccionesmínimasalosvaloresoriginalesdelVPNIRparaelS3S2B($13.858milesdemillonesvs.lacantidadoriginalde$13.843milesdemillones)yelS4S2B(14.353milesdemillonesvs.lacantidadoriginalde$14.350milesdemillones).

902 La Tabla 2, corrigió el S3S2S8B, VPN equivalente a $14.82miles demillones. La Tabla 1, el VPN del ESM (base)equivalentea$14.42milesdemillonesyelVPNdeS4S2Besequivalentea$14.34milesdemillones.PREPA’sResponsetoEnergyBureau’sROI-9-3(b),27noviembre2019.BasadoenlosresultadosdelapresentacióninicialparaelcasodelESMylosresultadoscorregidosdelapresentacióndelS4S2B.

903RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-9,27denoviembrede2019,enlapágina9-1;RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-10-5,22deenerode2020,enpágina10-5.

904 ComoseindicaenlaParteIII(E)enelpárrafo276,loscostosdecapitalasociadosalageneracióndeCCGTpodríansertanaltoscomoun30%másquelossupuestosbásicosutilizadosenelmodelo.ComoseseñalóenlaParteIII(F),semodelóunasensibilidadaloscostosdeinfraestructuradeLNGenelnorteenrespuestaalROI-6-5delNegociadodeEnergía,yseencontróqueloscostosmásaltosharíanqueelEscenarioS4S2ByanoseleccioneunnuevoCCGTenPaloSeco.

241

PaloSeco.905ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueelriesgoadicionaldecostosdeinfraestructuradeLNGpotencialmentemásaltos,asociadosconunterminalterrestredeLNGenelnorteyunnuevoCCGTenPaloSecorespaldalaselección de un Plan de Recursos Preferidos Modificado que no incluya unnuevoCCGTenPaloSeco.

663. Inclusosiesossupuestosdelcostodeenergíasolarfotovoltaicaybateríasonincorrectos,queelS3S2continúesiendoelplandelcostomásbajodependerádecuálesseanlospreciosrealesdelaenergíasolarfotovoltaicaylosrecursosdealmacenamientoenbatería,locualesdifícildediscernirsinosedivulgaelpreciomediante losprocesoscompetitivosdecompra.906Si lospreciosde laenergía solar fotovoltaica y los recursos de almacenamiento en bateríaalcanzaranunpuntomedioentreloscostosrepresentadosenelEscenario3ylosdelasensibilidad8aplicadosalEscenario3,entoncesesteúltimoseríaunpocomenos costoso que el Plan de ESM y tendría casi el mismo costo delEscenario4.907

664. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueladecisiónsobrecuáldelosplanesde recursos que presentó la Autoridad es realmente el menos costosodependerá si los costos reales que responden a las acciones de compraplanificadasreflejaránlossupuestosdelEscenario3paraloscostosdeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientoenbatería908olosdiferentes(i.e.,másaltos) supuestosde costosque seutilizaronenotrosEscenarios (S1, S4, S5,ESM)909. En virtud del 2018 NREL Annual Technology Baseline (ATB) lossupuestos“bajos”encasosdeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientodeenergíaenbateríaqueseutilizaronparadefinirelEscenario3,elplanderecursos S3S2 que incluye todos los escenarios de carga claramente ademostradoserelplanmenoscostosoconsiderandoelvalorpresentenetode

905 LaRespuestaalROI-6-5(a)delNegociadodeEnergía,correspondienteaS4S2Bdel15deoctubrede2019.“ConmayorescostosdeinfraestructuraLNG,elmodeloAuroranoencuentraeconómicoconstruirningúnCCGTnuevoentodalaisla.Encambio,decidemantenerEcoeléctricaenfuncionamientoduranteunperíododetiempomayorhastaelaño2035yhacerfuncionarlasunidadesexistentesconfactoresdecapacidadmásaltos.” 906ElPlandeAccióndelaAutoridadincluyedichosprocesosdecompradeenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientodeenergíaenbatería.PIRPropuesto,páginas10-2y10-3.

907DelaTabla1,arriba:ElVPNdelEscenarioS3S2Besde$13.85milesdemillones.ElVPNdelEscenarioS3S2S8Besde$14.82milesdemillones.Elpuntomedioentreestosdosvaloreses$14.33milesdemillones.ElVPNdelESM(base)esde$14.42milesdemillones.ElVPNdelS4S2Besde$14.34milesdemillones.

908Supuestosdeloscostos“bajos”del2018NRELATB.

909Supuestosdeloscostos“medios”del2018NRELATB.

242

ingresorequerido910,segúnloreconociólaAutoridad.911ElS4S2demostróserel plan de suministro descentralizadomenos costoso912 si los supuestos decostosde energíasolar fotovoltaicaydealmacenamientoenbateríasonunreflejodelossupuestos“medios”del2018NRELATBqueeralaversiónmásactualizada en el momento en que la Autoridad hizo su presentación. Sinembargo,desdeentonces,dichaversiónfuesustituidaporlapublicaciónmásrecientedelNREL.913

665. Según señala la Autoridad, hay similitudes en el desarrollo de recursos deenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientodeenergíaenbateríasdurantelosprimerosañosdelS3S2yelS4S2,puestoqueladiferenciaclaveeslapresenciaoausenciadeunplanparaunanuevaunidaddeciclocombinadoenPaloSeco.Dadoqueelescenariomenoscostosodependerádelamaterializacióndelossupuestosdeproduccióndeenergía solar fotovoltaicay almacenamientoenbateríaauncostomenor,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadadesarrollarrecursosdeenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientoenbateríaalniveldelS3S2deconformidadconlosprotocolosdecompracompetitivaqueseespecificanenelPlandeAcciónModificado.

666. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelasdiferenciasenelcostodelVPNenlosdiferentesplanesvaríansignificativamentedebidoaquelossupuestosdecostosydisponibilidadsondiferentesentodoslosEscenarios.ElNegociadode Energía DETERMINA que deben llevarse a cabo las gestiones deplanificación de compras competitivas según están incluidas en al Plan deAccióndelaAutoridad914pararesolverincertidumbresconrespectoacuálesserán los costos reales para los recursos de energía solar fotovoltaica yalmacenamientoenbatería.

667. El escenario S3S2B emitemenos dióxido de carbono que el escenario ESM(Base)oS4S2B,comosehaseñaladoanteriormente.576LaAutoridadconfirmóenlavistaquesiseconsideraranexplícitamentelospreciosdelcarbono,unescenarioconmásemisionesdecarbonoseríaefectivamentepenalizadomásqueunescenarioconmenoresemisionesdecarbono.Dadaslasinstruccionesde la Ley17para considerar los efectos del cambio climático en el procesointegradodeplanificaciónderecursos,yobservandoqueelEscenarioS3S2B

910PIRPropuesto,anejo8-3.


912LaEstrategia2reflejalaestrategiadeplandesuministrosmásdescentralizada.

913Laversión2019NRELATBsepublicóel1deagostode2019.https://www.nrel.gov/news/program/2019/updated-baseline-cost-performance-data-electricity-generation-technologies.html.

914LaAutoridadplanifica llevaracaboprocesosde licitaciónparaBESSypanelesfotovoltaicos. Véase,PIRPropuesto,páginas10-2y10-3.

243

tieneunperfildeemisióndecarbonomásbajoqueelescenarioESMoS4S2B,elNegociadodeEnergíaDETERMINAquedesdeunaperspectivademitigacióndel cambio climático, el escenarioS3S2Bespreferible al escenarioESM oS4S2Bporquecontribuyealamitigacióndelosefectosdelcambioclimáticoenrelaciónconesosotrosescenarios.

668. Comosehaseñalado,elartículo1.9(3)(H)delaLey17establecequeelplanintegrado de recursos incluirá, pero no se limitará a las evaluaciones deimpactoambientaldelaAutoridadrelacionadasconlasemisionesatmosféricasyel consumodeagua, losdesechos sólidosyotros factores comoel cambioclimático. El Negociado de EnergíaDETERMINA que, aunque el PIR de laAutoridadconsideralasevaluacionesdeimpactoambiental,noabordóplenayadecuadamente el cambio climático. Por lo tanto, el Negociado de EnergíaORDENAalaAutoridadensupróximoPIRrealizarunaevaluacióndeimpactoambiental relacionada con el cambio climático, según lo exija la ley, y debeincluirexplícitamenteescenariosdepreciosdelcarbonoencualquierejercicioinicialdemodelaje.

c. Retirosdeplantasdevapor669. LasTablasdelApéndiceCdeestaResoluciónFinalyOrdenincluyenunmodelo

delasfechasderetirodetodaslasplantasdevapormásviejasdecombustiónde combustible y las de combustiónde gas que sonparte del Sistemade laAutoridadpara todos losEscenarios.Estasplantas incluyen lasunidades enAguirre,SanJuan,PaloSecoyCostaSur.Porlogeneral, losresultadosdelosmodelosmuestranelretirodetodaslasunidadesdevapormásviejasparael2025 para cumplir con los requisitos de MATS (para las unidades decombustión de combustible) y por razones económicas en general, una vezhaya suficiente capacidad de reemplazo mediante una batería nueva, unrecursodegeneraciónpicobasadoencombustiblefósily/orecursosdeciclocombinado de combustión de gas. La Autoridad directamente mencionó laintenciónde retirar losFrame5parapicos, lasunidadesdevapor1&2deAguirre,lasunidadesdevapor5&6deCostaSurylasunidadesdevapor7&8deSanJuanenelartículosobreelPlandeAccióndelPIRPropuesto,dentrodelosprimeroscinco(5)añosdelplanderecursos.915

670. LaAutoridadrecalcóqueladisponibilidaddenuevosrecursosdegeneraciónseráunrequisitoparallevaracabolosretiros.

671. EstasunidadesgeneradorasdevapordecombustióndecombustiblejuntoconCostaSur5&6constituyenlamayoríadelosrecursosdecapacidadqueson


244

propiedaddelaAutoridadocontratadasporesta.Lavidaútildeestasunidadesquefueronconstruidasenladécadade1960y1970estáapuntodecaducar.AexcepcióndeCostaSur5&6,estasnocumplenconlosMATS.916Suoperaciónesinflexible,tienentasasaltasdeinterrupcionesforzadasysonrelativamenteineficientes. Retirar estas unidades reduciría los costos, mejoraría laconfiabilidadylograríaquesecumplieranlosMATS.

672. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelaAutoridaddeberetirarlosactivosdevapordecombustióndecombustiblemásviejosaproximadamenteenordendescendientedecostooperacional(ytomandoenconsideraciónunasecuenciade retiro por unidad que sea consistente con la conversión de loscondensadores sincrónicos) tan pronto dejen de ser necesarios para laoperaciónconfiabledelsistema.ElNegociadodeEnergíatambiénDETERMINAquelaAutoridaddeberetirarCostaSur5&6cuandosepuedasustentarqueelsistemaoperademaneraconfiablesinlapresenciadeestas,luegoderetirarlosrecursosdecombustióndecombustible.ElNegociadodeEnergíaAPRUEBAlosplanesderetirodelasunidadesdevapordelaAutoridaddeconformidadconlasadvertenciasdelaAutoridad917queindicanlanecesidaddecapacidaddereemplazo, la garantía de cumplimiento con las necesidades generales deconfiabilidadyquesonconsistentesconlosumbralesderitmomásespecíficosquesedescribenenelPlandeAcciónModificado.

673. El Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad a presentar informestrimestrales de actualización y cumplimiento en relación con los planes deretirodeestasunidadescumpliendoconunosrequisitosyfechasespecíficosdeinformaciónycumplimientoparaestosinformessegúndescritosenelPlande Acción Modificado. El Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad aincluir en estos informes periódicos de actualización y cumplimiento todainformaciónacercadelestatusdelaconversiónacondensadoressincrónicos,segúnaplique.

d. Valordeeficienciaenergéticaentodoslosplanesderecursos674. Comparar los Escenarios con los diferentes niveles de eficiencia energética,

peroconelmismoconjuntodesupuestosdeentradaproveeunanálisisdelosdiferentesefectosdelautilizaciónderecursosdeeficienciaenergéticacuandoloscostosdedichautilizaciónestánincluidos.Error!Notavalidbookmarkself-reference.3acontinuacióncontieneunsubconjuntodeinformacióndelaTabla10,comparandoelVPNIRdelosplanesderecursosdelEscenario3yelEscenario 4 con EE total, EE Baja y Ninguna EE. La presencia de eficiencia

916PIRPropuesto,página4-24,anejo4-25.

917PIRPropuesto,Parte9,“CaveatsandLimitations”,núm.17,página9-4.

245

energéticapermitereducirlacargatotal,elconsumodecombustiblesfósiles,lanecesidaddeutilizarenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientodeenergíaenbateríapara cumplir con los requisitos y reducir laspérdidas totalesdelsistema.TodosesoscomponentesbeneficiosossereflejanenelVPNIRdelosEscenarios individuales que semuestran en la Tabla 13 a continuación. LaTabla13muestrael“ValordeEficienciaEnergética”queeselbeneficionetoacumuladoparalosclientesenformadeunareduccióndelVPNIRcuandoseincluyenloscostosdelosrecursosdeeficienciaenergética.

675. EstatablailustraelbeneficioclaroparalosclientesdePuertoRicoalolargodel horizonte de planificación de la utilización de la mayor cantidad deeficienciaenergéticaposible,almenoshastaelnivelde“EEtotal”modeladoenlosEscenariosoriginales.ElEscenarioS3S2resultaenbeneficiosnetosparalosclientesde$480millonesalolargodelhorizontedeplanificaciónalutilizarunplanderecursosqueincluyaunnivel“bajo”deeficienciaenergética(cuandosecompara con ninguna eficiencia energética). Utilizar un nivel de eficienciaenergética “total” en ese Escenario esto asegura $1.14 miles de millonesadicionalesenbeneficiosnetos.Combinados,utilizandounamedida totalderecursosdeeficienciaenergéticaalolargodelhorizontedeplanificación,losclientesseahorraríanunacantidadnetade$1.62milesdemillones(VPN).BajoelEscenario4,elpatrónessimilar,aunquelosahorrossonaúnmayoresdebidoal uso de recursos de combustión gas más costos (que los solares) en eseEscenario.

Tabla13.Estimadodelvalordeeficienciaenergéticadelosresultadosdelosescenariosmodelos–ROI10-5-$MilesdeMillones(VPN)

VPNIRa20años(Milesdemillones) S3S2 S4S2

CargabaseCeroEE $16,74 $17,74CargabaseEEBaja $15,98 $16,68CargaBaseEETotal $14.14 $14.82AhorrosdeVPNIRa20añosconEEAdicional(Milesdemillones)

DeCeroEEaEEBaja $0,76 $1.06DeEEBajaaEETotal $1.83 $1.86DeCeroEEaEETotal $2,60 $2,92Costosdeeficienciaenergéticaa20Años,VPN(Milesdemillones)

DeCeroEEaBajaEE $0,29 $0,29DeBajaEEaTotalEE $0,69 $0,69DeCeroEEaTotalEE $0.98 $0.98Beneficiosnetos(VPN)asociadosalosescenariosdeEE(AhorrosdeVPNIRmenoscostosdeEE),VPN(Milesdemillones)DeCeroEEaBajaEE $0,48 $0,77

246

DeBajaEEaTotalEE $1.14 $1.17DeCeroEEaTotalEE $1.62 $1.94FuentedelosvaloresdelVPNIR:VPNIRdelaAutoridaddelosexpedientesdelasmétricasyelanejo8-3delPIRPropuesto,según enumerado en la Tabla 10 de esta Resolución Final yOrden. Fuente de los costos de eficiencia energética: LosexpedientesdemétricasdelaAutoridad.

676. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelasdiferenciasenelcostodelVPNentrelosEscenarioscuyadiferenciaprincipalenelsupuestodeentradaeslacarga(debidoalosdiferentesnivelesdeeficienciaenergética)esunindicativodirecto del valor neto de los clientes de la utilización de los recursos deeficienciaenergética,cuandotambiénsetomanenconsideraciónloscostosdeeficienciaenergética.Cuandosecomparandirectamentealoscostosestimadosde eficiencia energética,918 la diferencia en el costo del VPN indica que losbeneficios de eficiencia energética que surgen de cargas netas menoressiempreexcedenloscostosdeeficienciaenergética.919Porende,elNegociadodeEnergíaDETERMINA que laAutoridaddeterminó correctamente que “laeficienciaenergéticasiempreeselrecursomenoscostosoydemenordemandapor un costo mucho menor que el suministro nuevo y la transmisión ydistribuciónasociadaaesta”.920LamodificacióndelNegociadodeEnergíaalPlandeAccióndelaAutoridadreflejalainclusióndelautilizaciónderecursosdeeficienciaenergéticacomopilardelPlandeRecursosPreferidoModificado.

677. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueelnivelmáximodeutilizacióndeeficienciaenergéticadebeserunade lasdisposicionescentralesdelPlandeRecursosPreferido.

e. SeleccióndelESMcomoPlanPreferidodeRecursosdelaAutoridad678. Segúnelmodelooriginalconlascondicionesdecargabase,elPlandeRecursos

PreferidodelaAutoridad,elEscenariodelESM,esmáscostosoentérminosdelVPNquelosplanesdelEscenario4yelEscenario3bajola“Estrategia2”,el

918LoscostosestimadosdeeficienciaenergéticaseincluyenenlosexpedientesdelasmétricasparacadaEscenario,peronoseconsideranpartedelcostototalcuandolaAutoridadtabulaelVPNdelingresorequerido.919LaTabla13anteriormuestraqueelS3S2B(EETotal)vs.elS3S2B(NingunaEE)resultaenahorrosnetosparaelclientede$1.62milesdemillones(PVNduranteelperiodode2019-2028).ParaelS4S2, losahorrosnetosparaelclienteporeficienciaenergéticason$1.94milesdemillones.EstosahorrossecalculandirectamenteapartirdeladiferenciaenNPVRRentreEETotalyNingunaEE,menosloscostosparaEETotal;estecálculoserealizaparacadaunodelosescenariosS3S2yS4S2.


247

enfoque menos descentralizado921 de suministro.922 El plan de ESM bajocondicionesde cargaaltaobajaes tambiénmenos costosoqueel S4S2oelS3S2.923Bajosensibilidadesdepreciodegasalto,elEscenariodelESM(cargabase)esmáscostosoqueelS4S2oelS3S2.924EstassensibilidadesdelcargaypreciodegasencomparaciónalassimulacionesdeLTCEquesepresentaronoriginalmente son indicadores clavesque seutilizanparaevaluarhastaquépuntounplaneseconómicamenterobustodeacuerdoalasvariacionesenlossupuestosclaves.ElNegociadodeEnergíaCONCLUYEqueelplandeESMnomuestra un beneficio económico en relación con los planes contendores entérminosdeestasdimensionesmúltiples.

679. BajolascondicionesdelmodelodelaRespuestadelaAutoridadalROI-9-1delNegociadodeEnergía,e.g.,lasvariacionesenlosnivelesdecargadebidoalasdiferencias en las cantidades de eficiencia energética y la incorporación dediferentessupuestosdeentradaconrespectoalnuevoPPOAdeEcoEléctrica,925elEscenariodelESMsiguesiendomáscostosoqueelS3S2,peroparecieraserunpocomenoscostosoqueelS4S2.926

680. BajolascondicionesdelmodelodelaRespuestadelaAutoridadalROI10delNegociado de Energía, parece que el S3S2 es el Escenario menos costoso,aunqueleESMnoseincluyódirectamenteeneldesarrollodeestemodelo.927LascondicionesdelmodeloenrespuestaalROI10delNegociadodeEnergíaincluyeron los mismos términos nuevos del PPOA de EcoEléctrica que seutilizaron para el modelo en respuesta al Noveno Requerimiento deInformación del Negociado de Energía además de incluir ajustes a la

921PIRPropuesto,páginas1-3.LaEstrategia2“reflejaunSistemadegeneraciónmásdistribuidayflexiblequeenfatizalaresilienciayunaproximidadmayoralosrecursosdegeneracióndelosclientes”.922Tabla1.ElEscenariodelESMes$577millones(4.2%)máscostosqueelS3S2Byes$81millones(0.6%)máscostosoqueelS4S2B.

923Tabla1.ElEscenariodelESMes$99millonesmáscostosoqueelS4S2y$63millonesmáscostosoqueelS3S2bajocondicionesdecargaalta.EsmáscostosoqueelS4S2pormilmillonesymáscostosoqueelS3S2pormásde$700millonesbajocondicionesdecargabaja.

924Tabla2.ElEscenariodelESMes$789millonesmáscostosoqueelS3S2S5BymáscostosoqueelS4S2S5Bpor$356millones.

925 Respuesta de la Autoridad al ROI del Negociado de Energía, ROI-9-1, 13 de noviembre de 2019, memo “ROI 9AssumptionsforModeling”.

926Tabla3.ElEscenariodelESMes$383millones(2.4%)máscostosoqueelS3S2bajocargasde“eficienciaenergéticabajas”y$833millones(5.0%)máscostosoqueelS3S2bajocargas“sineficienciaenergética”.ElEscenariodelESMes$163millones(1.0%)menoscostosoqueelS4S2bajocargasde“eficienciaenergéticabajas”yesmenoscostosoqueelS4S2por$305millones(1.9%)bajocargas“sineficienciaenergética”.

927RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI-10,22deenerode2020,página7-9.

248

optimizacióndelalmacenamientoenbateríaparareducirlarestriccióndelaenergíasolarfotovoltaicayloscostosdelsistemaengeneral.

681. Paraabordar laspreocupacionesconrespectoasielEscenario3continuarásiendo el menos costoso si los costos de energía solar fotovoltaica yalmacenamiento de energía en batería fueran más altos que los supuestosoriginalesdecostosmásbajos,928 sedefinió lasensibilidad8yse llevaronacabounacantidadlimitadadesimulacionesdelS3S2S8.ElS3S2S8BsepercibíacomomáscostosoqueelplandelESM,aunqueelNegociadodeEnergíaseñalaqueelresultadodeestasensibilidadestansoloelresultadodeunEscenarioentreunacantidaddeEscenariosrelevantesquenoidentificanelESMcomoelEscenariomenoscostoso.

682. LainclusióndelaAutoridadenelPlandeESMdelanuevainfraestructuradegas (LNG) como posible generación en Yabucoa y Mayagüez929 no estárespaldada por el modelo de LTCE en ninguno de los resultados de losEscenariosynohayevidenciaquesustentelasdeclaracionesdelaAutoridaddequedichainfraestructuraproveeun“cobertura”contralacargamásalta.930La Autoridad también ofrece como cubierta la estructura de LNG en esaslocalidadesalnopoderdesarrollarunaunidaddeciclocombinadoenPaloSeco.Bajo el S3S2 para todos los Escenarios de carga, no se incluye un ciclocombinado para Palo Seco. Incluso en el S4S2, no se requiere un ciclocombinadohastael2028enunsinnúmerodelosEscenarios.

683. El Negociado de EnergíaCONCLUYE que la Autoridad no ha sustentado sureclamodequelainfraestructuradegasadicionalparaMayagüezyYabucoaesnecesaria, como se incluye en el Escenario del ESM como una “decisiónpredeterminada”.ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquenoesrazonableenesteciclodelPIRconsiderargastosparadichainfraestructuradeLNGcomoparte del plan de recursos preferido del PIR. El Negociado de EnergíaCONCLUYEquenoesrazonableplanificarparalaslocalidadesdeentregadegasderespaldocuandoinclusolalocalidadpreferidadelaAutoridadparauna

928ElEscenario3utilizalospronósticosde“bajocosto”delNREL2018ATBenlugardelospronósticosde“costonormal”paralosrecursosenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientodeenergíaenbatería.PIRpropuesto,página5-4;anejo6-35(casosdecosto“bajo”deenergíasolarfotovoltaicadelNREL);anejo6-40(casosdecosto“bajo”dealmacenamientodeenergíaenbateríadelNREL).

929EstossonelementosespecíficosdelPlandelESM,PIRpropuesto,Sección1.2.3,páginas1-11y1-12,números10y11;PIRPropuesto,Parte10,PlandeAcción,página10-7.

930PIRPropuesto,página10-7,“Silosproyectosdecargaogeneracióndelosclientesenotrasinstalacionesrequierenunajuste”.LaRespuestadelaAutoridadalROI1delNegociadodeEnergía,del11dejuliode2019,página1-5(a)estimólosahorrosenel costodel combustible sinosepodíadesarrollarunaunidaddeciclo combinadoenPaloSeco.Lamismarespuestaenlaparte(b)noabordódirectamentelainterrogantedecómounaumentoenelalmacenamientoenbateríaolasrenovablespodríaservircomocoberturacontraincertidumbres.

249

unidaddeciclocombinadodegasnuevaenPaloSeconohademostradoserunaopciónrobustaparaunplanderecursospreferidos.

684. El Negociado de EnergíaCONCLUYE además que la Autoridad no utilice elVPNIRcomocriterioprincipalalescogerunPlanPreferidoyRECHAZAelPlande ESM de la Autoridad como Plan de Recursos Preferido. El Negociado deEnergíaDETERMINAquelaAutoridadnohasuministradosuficienteevidenciacuantitativaycualitativaparaeludirlosreglamentosdelPIRquerequierenqueel criterio de selección principal para un plan de Recursos Preferido sea laminimizacióndelvalorpresentenetodelingresorequerido.

685. La inclusión de la Autoridad de las decisiones predeterminadas en el PlanPreferidonosesustentaentodosloselementos,especialmenteencuantoalosnuevosrecursosdepicoylainfraestructuradegasenMayagüezandYabucoa.LainclusióndelaAutoridaddeunidadesdeciclocombinadoenPaloSecocomopartedelplandeESMparaqueoperenal2025,quesediscutenmásadelanteen esta Resolución y Orden Final también están basadas en decisionespredeterminadas.Elplande recursosmenoscostoso,S3S2B,no incluyeunaunidadnuevadeciclocombinadoparaPaloSecoyalgunosdelosplanesdelEscenario4concostosmásbajosnoincluyenunrecursonuevoparaPaloSecohasta el 2028. Todos los escenarios incluyen márgenes de reservarelativamentealtosyestosedebeengranpartealasrestriccionesde“cargacrítica”931yelNegociadodeEnergíaconsideraqueestarestricciónesexcesivaysediscutemásafondoenlaParteIII(I)deestaResoluciónFinalyOrden .CualquiernecesidaddeunaunidadnuevadeciclocombinadoenPaloSecosereducirá cuando se flexibilice esta restricción de “carga crítica”, como semuestraen lasecciónsobreEvaluaciónde laNecesidaddeRecursosdeestaResoluciónyOrdenFinal.

686. ElNegociadodeEnergíasíCONCLUYEqueloscincoelementosprincipalesdelEscenariodelESMdelaAutoridaddebenmantenersecomopartedelPlandeRecursosModificado y el Plan de AcciónModificado, puesto que contienenelementos que son comunes en todos los planes y según laAutoridad estásaccionessetomaron“sinreparo”.ElNegociadodeEnergíaCOINCIDEqueestoselementos principales son puntos accionables y su inclusión en el Plan deAcciónModificadoesrazonable.ElNegociadodeEnergíaACCEPTAlainclusiónde la Autoridad de los siguientes cinco elementos en el Plan de RecursosModificados:

• La conversión oportuna de infraestructuras de plantas de vaporviejas a condensadores sincrónicos que provean apoyo reactivodinámicoyestabilidadycaracterísticasdeinerciaparaelsistemade


250

la Autoridad luego de la instalación de cantidades mayores deenergíasolarfotovoltaica.

• Lautilizaciónde lamayorcantidaddeeficienciaenergéticaquesepuedaobtenersegúnse ilustraen losEscenariosde“EEtotal”.

• Lamaximizaciónde lacompradeenergíasolar fotovoltaicaconsistentecontodoslosEscenarios.

• ElalmacenamientodeenergíaenbateríacomoelementodelPlandeRecursosPreferidoModificado.

• ElfortalecimientodelSistemadetransmisiónydistribución(sediscutemásafondoenlaParteIII(I)deestaResoluciónFinalyOrden).

f. Plantasdeenergíavirtuales(“VPP”porsussiglaseninglés)comoopciónparaeldesarrolloderecursosdeenergíasolarfotovoltaicayBESS

687. Lasplantasdeenergíavirtualsonesencialmenterecursosdedistribuciónqueen su totalidad equivalen al suministro que puede sustituir plantasgeneratrices convencionales localizadas en lugares céntricos, mientras quetambién pueden proveer resiliencia en la distribución. El deponente deSunRun,elSr.Rauscher,definiólasPlantasdeenergíaVirtualcomouna“flotadeactivosdistribuidosquepuedenmonitorearseyoperarsecomounrecursoque se puede despachar enmúltiples niveles de agregación lo cual sirve deapoyoparalaarquitecturadelasminiredesymicroredes”.932LosresultadosdelosmodelosdelaAutoridadqueexigenunaumentoenlosnivelesdeenergíasolar fotovoltaica y de almacenamiento en batería no hacen una distinciónentre requerir recursos de energía solar fotovoltaica y almacenamiento enbateríaaniveldelautilidadoescaladistribuida.933Alincluirunatrayectoriapredeterminada de recursos distribuidos como parte de los supuestos deentrada934, la Autoridad no impide que los demás recursos distribuidoscumplan con los niveles requeridosde los resultadosde losmodelosde losEscenarios.LaAutoridadreconoceyaceptaexplícitamentequelasplantasdeenergíavirtualpuedenproveerlosserviciosrequeridos–suministrodeenergía

932Sunrun,TestimonioDirectodeChristopherRauscher,23deoctubrede2019,página5.933TestimoniodeChristopherRauscher,encuantoaque laenergíasolar fotovoltaicayelalmacenamientopuedenserrecursosdistribuidos.Véase,VistaEvidenciaria,6defebrerode2020,sesiónmatutina,en02:26:49.934PIRPropuesto,Apéndice4,“DemandSideResources”,páginas3-19.

251

y capacidad– y apoya las solicitudes competitivas que buscan adquirir esterecurso.935

688. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelosresultadosdelosmodelosdela

Autoridad que incluyen las necesidad de nuevos recursos de energía solarfotovoltaicayalmacenamientodeenergíaenbateríaacortoylargoplazoenPuertoRico,respaldanlascomprasenprocesoscompetitivosdeestosrecursos,seade“plantasdeenergíavirtual”936deescaladeutilidadodeescalasmenoresy distribuidas, siempre y cuando se cumplan con las especificacionestécnicas.937ElPlandeAcciónModificadodelNegociadodeEnergíaestableceprocesosparagarantizardemaneraquesellevenacaboprocesosdelicitaciónrazonablesparalasVPP.

g. Adicionesdecapacidaddegas–Recursosdegeneraciónpico689. Todos recursos de generación pico que la Autoridad incluyó en su Plan

Preferido se basan endecisionespredeterminadas.938Todas esasdecisionespredeterminadasdependendesupuestossobrelanecesidadderecursosbajoel concepto de Minired,939 mediante el cual se les requiere a los recursostérmicosservircargacrítica.

690. El Negociado de EnergíaCONCLUYE que la Autoridad no ha sustentado la

inclusión de casi 400 MW940 de recursos de generación pico a base decombustiblesfósilesenunplanmenoscostoso,yaquenosehallevadoacaboninguna evaluaciónde la necesidaddenuevos recursosde generaciónpicomásalládelusode laAutoridaddesuconceptodeMiniredqueaumentaelrequisitodereservadelosrecursostérmicos.LaEvaluacióndelaNecesidaddeRecursosidentificalaposibilidadderequerirrecursosdealmacenamientode energía en batería para disponer elmargen de reserva de planificación(PRM)requerido.941ElNegociadodeEnergíaRECHAZAlainclusiónporparte

935TestimoniodeJoséOrtizydelDr.Bacalao.VistaEvidenciaria,7defebrerode2020,sesiónmatutina,0:45.

936TestimoniodelTestigodeSunRunChristopherRauscher.23deoctubrede2019,página5.

937TestimoniodelDr.Bacalao,VistaEvidenciaria,6defebrerode2020,sesiónmatutina,circa02:26.

938RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI7,página7-6(a),(b),(c),12deseptiembrede2019.939Apéndice1,página2-6;“losrecursostérmicosdebenservir”lascargascríticas.

940LosnuevosrecursosdegeneraciónpicoentodoslosEscenariosfluctúanentre348MWy513MWylosescenariosclavessonelS3S2Bcon348MW,elS4S2Bcon371MWyelMSE(base)con421MW.

941VéanseGráficas4y5dela“Evaluacióndelasnecesidadesderecursos”enlaParteIII(D)deestaResoluciónFinalyOrden.

252

de laAutoridadde estos nuevos recursos de generaciónpico en el PlandeRecursosPreferidos.ElNegociadodeEnergíaDETERMINAque reemplazaruna pequeña porción de los recursos más viejos de GT con recursos degeneración pico, mediante procesos de licitación abiertos a todas lastecnologías es razonable para proveer una cobertura que suplemente lasunidadesGTqueactualmenteoperanysonmásviejas.942ElPlanModificadodescribiráunprocesoparaobtenerdichosrecursos.

h. Adicionesdecapacidaddegas–Nuevosrecursosdeciclocombinado691. LaAutoridadnoharespaldadolainclusiónunaunidaddeciclocombinadoa

gasnuevaenPaloSecoparael2025enelúltimoplandecostos,comoelS3S2tampoco incluye dicho recurso para ninguno de los cinco niveles de cargamodelados.943 En contraste con el Plan de ESM, que fue rechazado por elNegociadodeEnergíacomoplanpreferidoyquenoincluyeunaunidadnuevade ciclo combinado, el Escenario 3, aunque no requiere una nueva unidadtérmicadeciclocombinadoenPaloSeco,contieneunmargendereservaalto(aproximándoseaun50%enel2025yexcediéndoseentodoslosdemásaños),debidoalrequisitodelmodelajeestableceunanecesidadderecursostérmicossobreun30%delumbralmínimoplanificado.944

692. InclusolanecesidaddeunaunidadtérmicanuevaenPaloSecoqueestableceelS4S2 o el ESM está basada únicamente en la premisa de que los recursostérmicos deban ser capaces de servir la carga crítica, según lo define laAutoridad,luegodeuneventoatmosféricoextremo.945BajoelS4S2,serequiereunaunidaddeCCnuevaparael2028oel2025,dependiendodelescenariodecargaespecífico.ElEscenarioS4S2BEE“Baja”y“ningunaEE”noconstruyeunaunidaddeciclocombinadoenPaloSecohastael2028.ElEscenarioS4S2B(EEtotal)norequierequeseestablezcadichaunidadparael2025946.

942NovenoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,6diciembre2019,9-2,anejo1,indicaquecasilamitaddelas18unidadesdeTGmásviejasalpresenteestáninoperables.

943 Id. Tabla 3; Respuesta de laAutoridad alDécimoRequeremiento de InformacióndelNegociado de Energía; 13 dediciembrede2019,página10-5,Tabla3.Paratodaslascargasbase(EETotal), lacargabase(EEBaja),y lacargabase(ningunaEE).LaTabla8-1delPIR,paralascargasaltasybajasdelS3S2(S3S2H,S4S2L);tampocoelmodeloLTCEAuroraconstruye una unidad nueva de ciclo combinado en ninguna de las simulaciones de la Estrategia 3 Escenario 3 (PIRPropuesto,anejo8-1,página8-3).

944Tabla1,“Evaluacióndelasnecesidadesderecursos”,Escenarios3,4,yESMparael2025.

945PIRPropuesto,Apéndice1,páginas2-6.TodoslosEscenariosincluyencomorequisitoqueunaporcióndelacargapicoseaservidaúnicamenteporlosrecursostérmicosdisponiblesparaelmodelo.ElefectodeesterequisitopuedeobservarseenlaseccióntituladaEvaluacióndelaNecesidaddeRecursosdeestaResoluciónyOrdenFinal,conmárgenesdereservaqueexcedenpormuchoun30%paralosEscenarios3,4yelPlanESM.

946DécimoRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,13dediciembrede2019,página10-5,Tabla3.

253

693. Laideasubyacente,elrequerirgeneracióntérmicaenapoyodelacargacrítica,sustentaelresultadodelmodeloqueconstruyeunanuevaCCenPaloSecoparael2025oel2028bajoelS4S2,ysuponeunaunidadCCnuevaenPaloSecoparael2025comounadecisiónpredeterminadabajoelPlandeESM.Sinembargo,bajo el umbral mínimo de los requisitos de PRM, los recursos de bateríasinstaladosplanificadosparael2025proveencapacidadmásquesuficiente.947Cuandoseconsideracualquierreemplazodecapacidaddepicoadicional,segúnse aborda anteriormente, elmargende reserva aumenta aúnmásde loquemuestra la Evaluación de la Necesidad de Recursos (Parte III(D) de estaResoluciónFinalyOrden).

694. Las incertidumbres sobre el nivel de carga no respaldan una necesidad decoberturaacortoplazo–losnivelesdecargamásaltos(“NingunaEE”)exigenla unidad CC nueva para el 2028, dejando algunos años antes de que laAutoridad pudiera necesitar para comprometerse con dicha construcción,aunquesecumplaconunmargendereservamásalto.EnrespuestaalROI1delNegociadodeEnergía,laAutoridaddescribiólafuentedelallamada“coberturacontra incertidumbres” como parte de sus razones para la nuevainfraestructura de gas asociada al Escenario del ESM948. En la respuesta secalcularonlasdiferenciasenVPNparalosescenarioscondistintoscalendariosde ejecución implementando un generador nuevo de ciclo combinadoalimentadoporgas.Noabordóespecíficamentelosplanesderecursosalternosparalautilizacióndeeficienciaenergéticaorecursosrenovables,quetambiénpudieranserconsideradosenlacoberturacontraincertidumbres.

695. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelaAutoridadnoharespaldadoqueseincluyaunaunidadCCnuevaenPaloSecoparael2025enunplandemenorcosto.BajoelEscenarioS3S2B,paratodoslosnivelesdeeficienciaenergética,unaunidadCCnuevaenPaloSeconoespartedelplan.Bajoalgunosde losresultadosparaelEscenario4,noserequeriráunaunidadCCnuevaenPaloSecohastael2028.BajootrosresultadosparaelEscenario4, lainclusióndeunaunidadCCnuevaparael2025esunartefactodelrequisitodetenermásgeneracióntérmicadisponibleparacumplirconlascargas“críticas”definidasporlaAutoridad,envezdecumplirconlosrequisitosmínimosdeplanificacióndereserva.ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueexcluirunaunidadCCnueva en Palo Seco para el 2025 en este ciclo del PIR se ajusta a unaplanificación razonable, y un Plan de Recursos Preferido Modificado, yORDENAalaAutoridadquecesecualquiergastoendesarrollodeunanuevaunidadCCnuevaenPaloSecoporelmomento,exceptosegúnseindicaenlos

947VéanselaGráfica4ylaGráfica5enla“Evaluacióndelasnecesidadesderecursos”enlaParteIII(D)deestaResoluciónyOrdenFinal.

948RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI1,1dejuliode2019,páginas1-5.

254

siguientespárrafosparapermisospreliminareslimitadosyrequerimientosdeingeniería.

696. La Autoridad tiene muchas maneras de garantizar el cumplimiento de losrequisitosmínimosdereservaencasodequefalteplanificaciónligadaaunanuevaunidadCCnuevaenPaloSecoparael2025.Adquirirdemaneraexitosarecursos de gran escala y/o de almacenamiento en baterías distribuidosrequeridos; implementar de manera exitosa los planes de manejo de lademanda; y por último, de ser necesario, retrasar las decisiones finales encuantoalretirodelasunidadesdegeneracióntérmicaexistentes,sonformasque razonablemente deben considerarse antes del próximo ciclo deplanificacióndelPIR.Sinembargo,paraantelaincertidumbredelospreciosdel equipo de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía enbaterías, u otras preocupaciones sobre la confiabilidad de los equipos,ejerciendomuchaprudenciayunaestrictasupervisiónsegúnsedetallaenlospróximostrespárrafos,elNegociadodeEnergíaAUTORIZA$5millonesparaqueselleveacabounanálisispreliminarencuantoalalocalización,permisosylaplanificacióndeunaunidadnuevadeciclocombinadoenPaloSeco.949

697. El Negociado de Energía LIMITA los gastos relacionados a los permisosprovisionales/preliminaresydeingenieríapertenecientesalrangodecostosestimadosporlaAutoridad950enpartereconociendolasituaciónparticulardePaloSecodondeyaexistealgunainfraestructuradeLNG,ytambiénparadejarclaroqueelNegociadodeEnergíaesperaquelaAutoridadseamoderadaencuantoadichosgastos.Porlotanto,elNegociadodeEnergíaADVIERTEalaAutoridadquedebemuymoderadaencuantoalospermisospreliminaresylaactividaddeingenieríaquelleveacabo,yqueestasactividadesNOinterfieranconlaadquisiciónrecursosdeenergíasolarfotovoltaicaydealmacenamientodeenergíasegúnseordenaenelPlandeAcciónModificadoydescritoenestaResoluciónFinalyOrden.

698. El Negociado de Energía también ORDENA a la Autoridad a que presenteinformestrimestrales,comenzandoenoantesdel1deenerode2021,dondedescribael trabajo realizado, elpersonalo recursosde consultoríautilizadopara completar los trabajos, y el estatusde los esfuerzospreliminares. Si laAutoridad determina que necesita fondos adicionales en exceso de los $5millonesasignados,laAutoridaddeberásometerunasolicitudatalesefectos

949PREPASupplementalResponseinCompliancewithApril28,2020ResolutionandOrder,1demayode2020.Ensurespuesta, laAutoridadindicóqueelcostode lospermisospreliminaresy la ingenieríainicial(FEED)paraunaunidadnuevadeciclocombinadoyunterminaldeLNG,yaseaenMayagüezoenYabucoa,fluctuabaentre$6.5millonesy$7.5millones.

950Id.

255

ante el Negociado de Energía. La solicitud antesmencionada deberá incluirinformaciónquefundamentelanecesidaddedichoaumentoenelpresupuesto.

i. Resumen de los resultados del modelaje – VPNIR + Valor de energía noservida(“ENS”porsussiglaseninglés).

699. Los resultadosmodelados de la Autoridad también se presentan para cadaEscenariotomandoenconsideraciónelcálculodelaAutoridaddelvalordela“energíanoservida”(ENS)bajoelconceptodeMinirred.951LaAutoridadutilizaeltérmino“EnergíanoServida”pararepresentarlacantidaddecargaquenosería servida en caso de que un evento atmosférico que imposibilite elsuministro de energía a un grupo de clientes. La Autoridad compara losdiferentes estimado de “energía no servida” en todos los escenarios paraestimarelvalorrelativodela“resiliencia”decadaEscenario,bajosuconceptodeMinirredyrecursosdecapacidadlocal.LaTablaC-1delApéndiceCenumeraelENSylosvaloresdeVPNIR+ENS.LasumatotaldelVPNIRyelENSesunindicador del valor relativo de cualquier Escenario dado para proveerresiliencia del sistema ante un evento extremo que inhabilite la red detransmisióndelaIsla.NuestroanálisisdelconceptoMicroreddelaAutoridadaborda hasta qué punto estamétrica— lamedida de laAutoridaddel valorrelativodeenergíanoservida—deberíaconsiderarseenlaformulacióndePlandeRecursosPreferido.NosotrosnosopesamosdirectamenteesteparámetroderesilienciacuandoestamosconsiderandolosresultadosdelmodelajedelaherramientaAuroraLTCE,yaquetodoslosresultadosdeAuroraLTCEsonparaelsistemaintegradoynoreflejanlasconsideracionesdeperdidadecargaquepudieransurgirduranteuneventoatmosféricoextremo.

H. Advertenciasylimitaciones700. La Sección 2.03 (I) del Reglamento 9021 requiere que el Plan de Recursos

Integrado incluya una lista anotada de advertencias y limitaciones sobre elanálisis, para ilustrar el nivel de certeza que existe con respecto al PlanPreferido de Recursos. La lista de advertencias y limitaciones incluirá elimpactodelaincertidumbre,elmecanismodemodelaje,presuncionesclavesreglamentariasydeejecucióndeproyectoycostos.

951 La Autoridad explica su concepto de “energía no servida” en la Sección 2.15 del PIR Propuesto, Apéndice 1:“TransmissionandDistribution”,enpáginas2-104a2-107.LaAutoridadpresentaloscálculosdela“energíanoservida”enlapestañatitulada“productioncost”enelarchivodemétricasdecadaEscenario.

256

1.LaradicacióndelaAutoridad

701. LaAutoridadindicaquesusanálisisconsideranungrannúmerodeopcioneseincertidumbres, utilizando insumos formales e informales, tanto de laAutoridadcomosusaccionistas.952

702. LaAutoridadpresentaunalistade24advertenciasylimitacionesespecíficasasociadasconsuplan,enlaParte9delPlandeRecursosIntegradopropuesto.

2.Interventores

703. Todoslostestimoniosdelosinterventoresatiendenhastaciertogradounaoalgunas de las advertencias enumeradas por la Autoridad, con las áreasespecíficasanotadasencadaunadelasseccionesdelosInterventoresdeestaResoluciónyOrdenFinal.Porejemplo,lasalvedadnúmerotrece(13)atiendepreciosdelMercadodeenergíarenovable; lostestimoniosdeSunRun,LEOs,SESA-PR,WindmarGroup,yEDFtodoscontieneninformaciónsobreelpreciodelmercadodelaenergíasolarfotovoltaica.

3.Discusión

704. Algunas de las advertencias enumeradas tienen relevancia particular en laseleccióndeunPlanPreferidodeRecursos:953

• Laadvertencianúmerotrece(13)afectaráelpreciofinalexaminadodelasfuentesdeenergíarenovablecontratadasporlaAutoridad.

• La advertencia número catorce (14) en cuanto al ritmo de energíasolar fotovoltaica e instalación de proyecto de almacenamientodirectamenteafectalaspresuncionesutilizadasporlaAutoridadparadefinirdiferentesEscenariosderecursos.

• Laadvertencianúmeroquince(15)indicalanuevanaturalezadelosproyectos de almacenamiento a escala de empresa de serviciospúblicos (“utility scale”) e indica la presencia de una “curva deaprendizaje”paraestosproyectos.

• Laadvertencianúmerodieciséis(16)conciernelaslimitacionesquelaAutoridadconsideraalconectarenergíasolarfotovoltaicaoproyectoseólicos al sistema, dependiendo en el nivel de almacenamientotambiéninterconectadoy“correspondiente”954alproyectodeenergíarenovable.Sinembargo,laAutoridadtambiénindica955queselesdaráflexibilidadaloslicitadoresdurantelafasedeimplementacióndela

952VéasePIRPropuesto,páginas9-1s9-5.

953Id.


955RequisitosTécnicosMínimos,páginas6-27.

257

contrataciónderecursosPIR,permitiéndose licitacionesparaunooamboscomponentesdeenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientodeenergíadebatería.

• La advertencia número diecisiete (17) concierne recomendacionesparaelretirodegeneracióndevaporexistente.Señalaprerrequisitosque condicionan el retiro, incluyendo la presencia de reducción decargaycapacidaddeconfiabilidadexistente.

• Laadvertencianúmerodieciocho(18)describelapresenciadeciertaspresuncionesparacostoscapitalesyrendimientotécnicoderecursosdegeneraciónincluyendorecursostérmicosyterminalesdeGLN.

• Las advertencias número veintidós (22) y veinticuatro (24) hacenreferencia, respectivamente, al estándar IEEE 1547-2018 deinterconexión de generación distribuida y el hecho de que el PIRPropuestonoesunplanmaestrodesistemadedistribución.

705. Los parámetros representados por las advertencias anteriores tendrán unapertinenciadirectaenlarentabilidadengeneraldecualquierplanderecurso,asícomootrasdelasadvertenciasylimitacionesenumeradasporlaAutoridad.En este sentido, el Negociado de Energía ACEPTA la inclusión de estasadvertenciasylimitacionesporlaAutoridadcomopartedelPIRPropuestoyaque ayuda a informar la consideración del Plan Preferido de RecursosModificado.MientrasquelaAutoridadnopresentaningunadiscusióndelniveldecertezaengeneralquetieneencuantoasuPlanPreferidodeRecursosenestasección,laAutoridadsípresentataldiscusiónenlaseccióndeIntroducciónyResumendeConclusionesyensuseccióndePlandeDesarrollodeRecursosdelPIRPropuesto.956

706. En la sección de “tarjeta de puntuación” el PIR Propuesto,957 la Autoridadpresenta una “tarjeta de puntuación balanceada” donde la Autoridadcaracteriza su Plan de Recursos Preferente, el Escenario ESM, con valor(“weightings”)codificadosporcolorparadiferentesatributosdecadaplan.

707. Sinembargo,laAutoridadnoproveeningunafórmulaparaevaluarlosvaloresrelativosalacodificaciónporcoloresasignadaacadaunodelosparámetros,porconsiguientesetornaarbitrariaestaasignacióndecolor“engeneral”.Antepreguntassurgidasenlavistaevidenciaria,laAutoridadconfirmóque“noseledebe dar mucha importancia a la “tarjeta de puntuación” (“scorecard”)958cuando se comparan resultados entre diversos escenarios, ya que se han

956 Véase IRP Propuesto, páginas 1-5 a 1-8; páginas 8-10 a 8-15, y las secciones de los escenarios de los recursosindividualesenlaParte8delIRPPropuesto. 957VéasePIRPropuesto,páginas8-13a8-15


258

provistométricasmásespecíficasquelaspropuestasenelPIR.”ElNegociadodeEnergíaDETERMINAque la tarjetadepuntuaciónde laAutoridadsegúnpresentadaenestePIRPropuestonoesútilparacomparar losescenariosyORDENA a la Autoridad a explícitamente incluir los valores (“weightings”)cuantitativosespecíficosparacualquieratributo,conunaexplicaciónyracionalacompañanteparacualquiervalorasignado,silaAutoridaddecideutilizarunatarjetadepuntuaciónenlosPIRsfuturos.

I. Sistemadetransmisiónydistribución708. ElReglamento9021959definelosrequisitosparalaDocumentaciónyAnálisis

delSistemadeTransmisiónyDistribución(TyD).LaAutoridaddebeproveerdescripcionesnarrativasdelossistemasTyD,incluyendolaslimitacionesdelsistemade transmisión,yunanálisisgeneralde lacapacidaddelsistemadetransmisiónparainterconectarnuevageneraciónyapoyarelintercambiodeenergía con microredes y la producción de energía independiente. LaAutoridaddebedescribir las instalacionesde transmisiónprevistaspara lospróximosdiezañosydocumentar las implicacionesdeunplanpreferidoderecursos en los sistemas de TyD. La Autoridad también debe describir loscambios previstos en su sistema de distribución en los próximos diez años,incluyendo su capacidadparadar cabidaa lapenetración incrementalde lageneracióndistribuida.


a. Visióngeneral709. LaAutoridadindicaquesusistemadetransmisiónconstadeaproximadamente

1,115millasdelíneasdetransmisiónatensionesde230kVy115kV;y1,376millasdelíneasdesubtransmisióna38kV.960Elsistemadetransmisiónincluye100 millas de líneas subterráneas de 115 y 38 kV, y 23 millas de cablessubmarinosaViequesyCulebra.961Laslíneasde230kVdelaAutoridadestánconectadasparaproveerenergíadelageneraciónubicadaenlapartesurdelaisla para servir a los centros de carga en el norte de la isla. Las líneas detransmisiónde115kVsirvenalosprincipalescentrosdecargadetodalaisla.Laslíneasdesubtransmisiónde38kVtransfierenenergíadesdeelsistemadetransmisión y las principales ubicaciones de las estaciones generadoras al

959Reglamento9021,§§2.03(J)(1)y(2).


961Id.

259

sistemadedistribuciónyalosclientesfinales.LaAutoridadenumerasussiete"objetivos,estándaresycriteriosdediseñocríticospara laconfiabilidady laseguridaddelsistema"parasusistemadetransmisiónenelApéndice1.962

710. LaAutoridad indica que su sistemade distribución consta demás de 1,100alimentadores a cinco niveles de tensión diferentes, con la mayoría de losalimentadoresclasificadosen4.16kV,8.32kVo13.2kV.Elsistemacontienemásde5,000millasdetroncalesalimentadorasprincipalesy10,000millasdelíneasalimentadorasadicionalesqueseoriginanenlastroncalesprincipales.Lamayorpartedel sistema es aéreo, pero las ramales subterráneas existencomolateralesqueseoriginandelaslíneastroncalesprincipales.Seutilizanmásde250subestacionesentodalaIslaparamoverlaenergíadelsistemadetransmisiónalsistemadedistribución.963

711. LaAutoridadpresenta sudetalladadocumentaciónyanálisisdel sistemadetransmisiónydistribuciónenelApéndice1delPIRpropuesto("Apéndice1").ElApéndice1contienecincosecciones:Introducción(Sección1);AnálisisdeMinirredes(Sección2);Análisisdelestadoestacionariodelsistemaintegrado(Sección 3); Análisis de la estabilidad del sistema integrado (Sección 4); yAnálisisdeladistribución(Sección5).Enelanejo1.01CdelPIRpropuesto,seproveeunaversióneditada, disponible al público, de la sección “AnálisisdeMinirredes”. Gran parte de la planificación de recursos de la Autoridad,incluyendo la planificación de la transmisión, se basa en su conceptosubyacente de la Minirred, mediante el cual la Autoridad describe elfortalecimientodelatransmisiónylainversiónenrecursosdecapacidadlocal,loscualesconducenaunsistemadeenergíaresiliente.964

712. LaAutoridaddescribesusprincipales recomendacionesde transmisióny suplan de inversión en TyD en la sección “Plan de acción” del PIR propuesto,resumiendo la información presentada en el Apéndice 1. La Autoridad noincluyeelgastoentransmisiónydistribuciónensuresumendeloscostosdel

962Id.

963PIRPropuesto,Apéndice1,“DistributionSystemAnalysis”,páginas5-1a5-3.

964PIRPropuesto,página1-8:"CentralparaelPIReseldesarrollodelacapacidaddesegregarelsistemaenochoMinirredespara mejorar la resiliencia del sistema. Las Minirredes requieren los proyectos recomendados de generación yalmacenamiento energético en baterías descritos a continuación y las adiciones en transmisión y distribuciónrecomendadas(principalmenteinstalacionessubterráneas)yproyectosdefortalecimientodescritosenelApéndice1."

260

planderecursos;ynoindicaningunadiferenciaenelgastoenTyDquepuedasurgirdediferentesenfoquesenlosplanesderecursos.965966

713. LasinversionespropuestasporlaAutoridadparalatransmisiónydistribución,recogidasenlaTabla14acontinuaciónestándirigidasallevarlasinstalacionesexistentes a los estándares actuales o nuevos, fortalecer las instalacionesexistentes,construirnuevasinstalacionesparasuplandeMinirredes,apoyarlaintegracióndelosrecursosenergéticosdistribuidos(enparticular,laenergíasolar en techos), garantizar la resiliencia del suministro de distribución yproveersubestacionesdetransmisiónydistribuciónnuevasomejoradasparaapoyarsuconceptopropuestodeMinirredes.967ElconceptodeMinirredesdela Autoridad clasifica las inversiones como troncal principal, extensión detroncal, interconexión de cargas críticas, interconexión de Minirredes yfortalecimientoyreemplazodeinfraestructuraexistente.968Estascategoríasdeinversiónsesubdividenencategoríasdeinversiónde115kVy38kV.Tantopara lasestrategiasdeMinirredes comopara la categoríadegastos titulada"Otratransmisión",lasinversionestambiénseclasificanportipodeproyecto(fortalecimiento/reconstrucción de líneas; nueva línea; nueva construcciónsubterránea; fortalecimiento/reconstrucción de subestaciones deconmutación;yreemplazodeinfraestructuraobsoleta).969

714. ComoseveenlaTabla14acontinuación,laAutoridadutilizacincogruposparaclasificarsucalendariopropuestodeinversionesentransmisión:Prioridad1(puesta en servicio durante 2020-2022), Prioridad 2 (puesta en serviciodurante 2023-2024), Prioridad 3 (puesta en servicio durante 2025-2026),Prioridad4(puestaenserviciodurante2027)yPrioridad5(puestaenserviciodurante2028).LaAutoridadproveeunalistaconfidencialdelosproyectosdePrioridad1y2comopartedelApéndiceConfidencialBdelPIRpropuesto.ElPIRpropuestonodescribeespecíficamenteelprocesoquelaAutoridadutilizóparadeterminarsupriorización,exceptoque laAutoridadtuvoencuenta lacoordinación de la construcción relacionada a operaciones y actividades decampo.970 La Autoridad señala que su plan propuesto de inversiones es unestimadogeneralyrequiereunaplanificacióndetallada.971

965 Sección 10.2 del PIR Propuesto, "Creating a Resilient Grid", páginas 10-10 a 10-16, y Sección 10.3, "Engaging theCustomer:DistributionSystem,EnergyEfficiency,andDemandResponse",páginas10-17a10-22.

966Id.enanejo8-3:“SummaryofResultsbyScenario,Strategy,andLoadGrowth”,página8-8.

967Id.páginas10-10y10-17.

968Id.anejos10-7y10-9.

969Id.Apéndice1,anejos2-85,2-89y2-97.

970Id.página10-10.

971Id.

261

b. InversionespropuestasparaelSistemadeTransmisiónyDistribución

Tabla 14. Inversiones propuestas para el sistema de transmisión y distribución de la Autoridad,millones$

Categoría Prioridad1(2020-2022)

Prioridad2(2023-2024)

Prioridad3(2025-2026)

Prioridad4(2027)

Prioridad5(2028) Total

TransmisiónFortalecimiento de lainfraestructuraexistente

$354 $408 $360 $449 $280 $1,851

Reemplazo de infraestructuraobsoleta

$29 - - - - $29

Total–Confiabilidad(sinMinirredes) $383 $408 $360 $449 $280 $1,880

Minirredes-115kV $2,048 $322 $214 $138 $86 $2,808

Minirredes–38kV $1,821 $619 $313 $205 $89 $3,047

Total–Minirredes $3,868 $942 $526 $343 $176 $5,855

Total–Transmisión $4,252 $1,350 $886 $792 $455 $7,735

DistribuciónDistribución – Subestaciones(GIS)

$81 $52 $22 $22 $177

Distribución–Alimentadores $368 $215 $119 $33 $734

Total–Distribución $449 $267 $141 $55 $912

TotalT&D $4,701 $1,617 $1,027 $847 $455 $8,646

Fuente:Anejos10-7,10-9,10-11y10-19delaAutoridad.Nota:GISsonsiglaseninglésparasubestacionesconaislamientodegas.

715. Los gastos enumerados en la Tabla 14 anterior se detallan por ubicaciónregionalenelPIRpropuesto,972ylasubicacionesespecíficasylasdescripcionesdelainfraestructuraseproveenenundocumentodetrabajoconfidencialenelApéndice1.973

716. ElAnejo10-7delPIRpropuestopor laAutoridadresume las inversionesentransmisiónde115kVpropuestasporlaAutoridad.Duranteelperíodo2020-2028,laAutoridadproponededicar2.8billonesdedólaresasuinfraestructurade transmisión de 115 kV. En los primeros cinco años (2020-2024), la

972Apéndice1,anejos2-93y2-98,ycomosedescribeenlaspáginas2-98a2-104.

973MiniGridsCapExSummary_wPriority_Final.xls,partedelPIRpropuesto.

262

Autoridad propone dedicar aproximadamente $2.4 billones o el 84%de los$2.8billonesainversionesenMinirredesde115kV.

717. ElAnejo10-9delPIRpropuestopor laAutoridadresume las inversionesentransmisiónde38kVpropuestasporellaAutoridad.Duranteelperíodo2020-2028, la Autoridad propone dedicar aproximadamente $3.0 billones a suinfraestructurade transmisiónde38kV.En losprimeros cincoaños (2020-2024),laAutoridadproponededicaraproximadamente$2.4billonesoel80%delos$3.0billonesainversionesenMinirredesde38kV.

718. ElAnejo 10-11del PIRpropuesto resume las inversionespropuestas por laAutoridadpara la confiabilidadde la transmisión.Durante el período2020-2028, la Autoridad propone dedicar aproximadamente $1.9 billones a susinversiones en confiabilidad de la transmisión. En los primeros cinco años(2020-2024),laAutoridadproponededicaraproximadamente$791millonesoel42%delos$1.9billonesainversionesenconfiabilidaddelatransmisión.Lamayorpartedelainversiónseríaparaelfortalecimientodelainfraestructuraexistente.

719. El Anejo 10-19 del PIR propuesto resume las inversiones de la Autoridadrelacionadasconladistribución,lascualessedescribenenlaSección10.3.1delPIRpropuesto.974LaAutoridadproponeinvertirunos$911millonesenmejorasaalimentadoresysubestaciones,conlamayorpartedeltrabajorelacionadoalosalimentadoressiendolacolocaciónsubterráneadelaslíneasprincipalesdedichosalimentadores;yeltrabajodelassubestacionesestandocentradoenlaactualizaciónaequiposGISparaasegurarmásefectivamentela"supervivenciaanteunhuracánsignificativo".975

720. LaAutoridadidentificaalosalimentadoresquepudierantenerproblemasconla interconexión de sistemas fotovoltaicos en los próximos cinco años,976 ytambién llevóa cabouna investigacióngeneral sobreelposible impactodelcrecimiento proyectado de energía fotovoltaica en los techos durante lospróximos cinco años.977 Si bien la Autoridad indica que algunos de estosalimentadores son candidatos para la conversión de voltaje a 13.2 kV paraapoyarlageneracióndistribuida,losgastoscapitalesparadichaconversiónnose incluyen en los totales de las inversiones previstas, documentadas en el





263

Anejo10-19.978LaAutoridadtambiénseñalaquesusanálisisdedistribución"sólopuedenutilizarse con fines de evaluacionespreliminares" y que, en elfuturo, se requerirán análisis más detallados basados en activos paraimplementarlosproyectos.979

721. Como se ha visto en la Tabla 14 anterior, el gasto total para transmisión ydistribuciónpropuestoporlaAutoridadhasta2028asciendea$8.6billones,yse proponen $6.3 billones para los próximos cinco años. Del total de $8.6billones, dos tercios de esa inversión ($5.9 billones) están asociados con elconcepto de Minirredes. La Autoridad no hace análisis en cuanto cómoabonados en Puerto Rico se expondrían a los costos de transmisión, y nopresume que FEMA pagaría parte o la totalidad de cualquier inversión; laAutoridad indica que las inversiones se hacen por razones deconfiabilidad/resiliencia.980

c. Análisisdeconfiabilidad722. La Sección 3 del Apéndice 1 describe el análisis del estado estacionario del

sistema integrado de la Autoridad relacionado a diferentes Escenarios. Estasubseccióncontieneresultadosquesecentranenunsistemaque incluye"...todaslasnuevasactualizacionesdetransmisiónomejorasdeinfraestructuraexistentes,modeladasenfuncióndelainformacióndelproyectodeinversiónen transmisión de la Autoridad".981 La Autoridad realiza modelajes decontingencia para evaluar la confiabilidad del sistema de transmisión encondiciones pico diurnas y nocturnas, centrándose en las condiciones bajoESM,elEscenario1yelEscenario4,perotambiénincluyendolascondicionesbajo el Escenario 3 y Escenario 5.982 La Autoridad no encontró violacionesimportantes de confiabilidad en ninguno de estos análisis.983 La Autoridadtambién realiza análisis para el "sistema debilitado"984 y para el sistemaexistentesinningúnnuevosistemadetransmisión.985LaAutoridadnoencontró



980RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI2-6(b),18julio2019.


982Id.

983Id.

984Apéndice1,páginas3-11a3-12.Unsistemadebilitadorepresenta lapérdidadealgunoselementosdetransmisióndespuésdeunatormentasignificativa.

985Id.página3-13.

264

mayores inquietudes en relación al sistema de transmisión en elmarco delanálisis del sistema debilitado, y resolvió las inquietudes asociadas con suanálisisdelsistemaexistente.986

723. LaAutoridadanalizalainterconexióndegeneraciónendiferentesescenarios,incluyendonueva generación térmica, generaciónde pequeñas plantas parademanda pico y la interconexión con energía solar fotovoltaica yalmacenamientoenergéticoenbaterías.987LaAutoridadgeneralmenteexpresainquietudesmínimasonulasconlaconfiabilidaddelsistemadetransmisiónpara cualquiera de las interconexiones de unidades térmicas grandes opequeñas, e indicaquenohay inquietudesde infraccionespor confiabilidadbajo supuestos preliminares asociados con la instalación de energía solarfotovoltaica y energía en baterías.988 La Autoridad también señala poca oningunacongestiónenlatransmisiónsegúnlosescenariosfuturostalcomosemodelanensus"escenariosnodales",989aunquelaAutoridadmencionaciertadependenciadelaubicaciónfinaldelaenergíasolarfotovoltaicacomofactorqueafectalacongestiónparaunEscenario.990LaAutoridadseñalaque,cuandoseconozcanubicacionesespecíficasycapacidadrealparalugaresdeenergíasolarybaterías,senecesitaránestudioscompletosdeinterconexión.991

724. La Sección 4 del Apéndice 1 presenta el análisis de la Autoridad sobre elrendimiento dinámico de su sistema de transmisión.992 Su hallazgo másimportanteesque,aunqueelsistemaesgeneralmenteestable,serequeriráunaconversióndelageneraciónsiendoretiradaaunaoperaciónconcondensadorsincrónico para evitar la inestabilidad del voltaje.993 La Autoridad tambiénrecomienda características de configuración específicas para los nuevos

986Id.páginas3-13y3-14.


988Id.página3-15.

989LAAutoridadmodelóescenariosseleccionadosdel2025y2028paraanalizarlacongestióndelsistemadetransmisiónutilizandounenfoquedemodelajemásgranular,elcualincluyótodoslosnodosdetransmisiónenPuertoRico.Véaseeldocumentodetrabajo"AuroraMethodandHourlyDispatchAssessment.docx"radicadoel14dejuniode2019.

990RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI1-53(d),11dejuliode2019.

991Id.

992Elrendimientodinámicoeslaevaluacióndecómoelsistemadetransmisiónrespondeaunaperturbación;elmismogeneralmentesecentraenlacapacidaddelsistemaparamantenercaracterísticasconfiablesdevoltajeyfrecuencia,loqueresultaenunfuncionamientoestabledetodoelsistema.

993Apéndice1,página4-1.

265

recursosdebatería,parapermitirqueelrendimientoderespuestadevoltajeyfrecuenciamantengaunaredestable.994

d. Análisis del sistema de distribución, incluyendo los aumentos de lageneracióndistribuida

725. LaSección5delApéndice1contieneelanálisisdelsistemadedistribucióndelaAutoridad,ofreciendodetallesadicionalespara losanálisisdel sistemadedistribuciónradicadosoriginalmenteenelPlandeAccióndelPIRpropuesto.Elmismodescribe las características, el diseño y el rendimiento generales delsistemadedistribución.995

726. LaSección5.3delApéndice1describeelimpactodelageneracióndistribuida("GD") enel sistema, incluyendo la identificacióndeunnúmero limitadodealimentadores cuyas capacidades técnicas existentes podrían sermotivo depreocupaciónparalaintegracióndelaGD.LaAutoridaddescribesolucionesentresáreas:1)actualizacionesdevoltajeymejorcontroldevoltajeentodoelsistema;2)actualizacionesdealimentadoresparaprotegercontrasobrecargasconGD;y3)mitigacióndelflujoinversodeenergíaatravésdeactualizacionesdelsistemadeprotección.996SibienlaAutoridadafirmaque"variascondicionestécnicas"997 limitan su capacidadde integrar laGD, la informaciónque sigueindica que esas limitaciones son aplicables a un subconjunto de, pero no atodos,susalimentadores.998LaAutoridadestableceenelPlandeAccióndesuPIR propuesto que se requieren análisis más exhaustivos del sistema dedistribución.999 La Autoridad también expone inquietudes generales con susistemadedistribución,másalládelascuestionesqueafectanalaintegracióndelaGD,incluyendolapresenciadecincovoltajesprimariosdiferentesentodosusistema.1000

727. La Sección 5.4 del Apéndice 1 contiene los detalles de las inversionespropuestasporlaAutoridadparaelsistemadedistribuciónconelpropósitode

994Id.página4-59.995PIRPropuesto,páginas10-17a10-22.

996Lossistemasdeprotecciónserefierenalaretransmisiónyloscontrolesrelacionadosenlassubestacionesdondeseoriginanlosalimentadores.PIRPropuesto,Apéndice1,páginas5-10a5-11.

997Id.página5-10.

998Id.página5-12.



266

lograr resiliencia, las cuales se resumen en el Plan deAcción del PIR.1001 LaAutoridadrecomiendalacolocaciónsubterráneadelaslíneasprincipalesdelosalimentadoresolaslíneastroncales,ylaconversióndesubestacionesaisladasenaireasubestacionesaisladasengasparaprotegermejorestosactivosdelasinterrupcionesasociadasconloseventosdetormenta.LaAutoridaddescribelas inversiones en el sistema de distribución como un requisito, como un"esfuerzoparalelo"1002aaquelrelacionadoalconceptodeMinirredesaniveldelsistemadetransmisión.LaAutoridadseñalaquesuevaluaciónpreliminarderesiliencia para el sistema de distribución, el cual se encuentra en el PIRpropuesto, no incluye una evaluación exhaustiva in situ y, aunque enumeraalimentadores y subestaciones prioritarias para la inversión en resiliencia,señala que "el orden de prioridad y las inversiones reales pueden sermodificadasconsiderablemente".1003

e. ElconceptodeMinirredessegúnseproponeenelPIR728. ElApéndice1y losdocumentosde trabajode laAutoridad1004 contienen los

detallesdelconceptodeMinirredespropuestoporlaAutoridadparaelsistemadetransmisión,elcualestádiseñadoparaestablecerunamayorresilienciadelsistemafrenteatormentassignificativas.1005ElApéndice1esconfidencial;sinembargo,unaversióneditadade laSección2, la cual contieneel análisisdeMinirredes,1006estádisponiblecomoAnejo1.01C.1007

729. Bajo todos los Escenarios y Estrategias de Recursos del PIR propuesto, laAutoridadmodela el sistema eléctrico de Puerto Rico como un conjunto deMinirredes cuyos límites reflejandistritos específicosque son similares a laorganizaciónadministrativadelaAutoridad.SegúnlaAutoridad,estabasede"distrito" facilita las operaciones y las reparaciones,1008 y refleja como "...impulsoraprincipal [la] exposiciónde las líneas áreasde transmisión auna

1001PIRPropuesto,PlandeAcción,Sección10-3,páginas10-17a10-21.

1002Apéndice1,Sección5.4.

1003Id.

1004 "MiniGrids CapEx Summary_wPriority_Final.xlsx" y "IRP_19_Substation_LoadProcessing_Final.xlsx" (los “MinigridWorkpapers”),loscualescontienenloscostosdegastoscapitalesyloscálculosdecargautilizadosenelPIRPropuesto.

1005Apéndice1,páginas2-1a2-4.

1006Id.enSección2,"TransmissionSystem–MiniGridAnalysis".

1007Véase“IRP2019EX1.01CApéndice1_Section2_Redacted.pdf”.

1008Apéndice1,página2-4,"Mantenerloslímitesabasededistritos,sinembargo,debefacilitarelfuncionamientoylasreparacionesdelasMinirredesenelcasodeaislamientos".

267

interrupción prolongada".1009 Cada región deMinirred está restringida en elmodelaje de recursos "para garantizar que cada Minirred tendrá recursoslocales adecuados para atender su carga de forma aislada...".1010 Las ochoregionesdeMinirredes,segúnlodefinidoporlaAutoridad,son:

• SanJuan-Bayamón

• Carolina

• Caguas

• Cayey

• MayagüezNorte

• MayagüezSur

• Arecibo

• Ponce(EsteyOeste)

730. ElconceptodeMiniredesdelaAutoridadprevéunainversiónsignificativaeninfraestructuradetransmisiónde115kVy38kV—$5.9billonesentotal1011—y una inversión adicional en el sistema de distribución de más de $900millones.1012LaAutoridadasumecomopartedelconceptodeMiniredesquesenecesitaunanuevainfraestructuradetransmisiónsustancialparagarantizarladisponibilidaddeenergíadespuésdeuneventodetormentasignificativo.Los componentes de inversión en transmisión para Miniredes incluyen elfortalecimiento de la transmisión troncal (e.g., la colocación subterránea delíneasde115kV)ylasextensionesalasredestroncales,lasinterconexionesdecargacríticayelfortalecimientodelassubestaciones.

731. LaAutoridaddefinelacargacríticaqueseutilizaráencadaregióndeMiniredespara incluir toda la carga del alimentador para cualquier alimentador quecontenga una carga crítica.1013 Esto equivale al 44% de la carga picopronosticadadelaAutoridadeincluyetantolacargacríticarealcomoalguna

1009Id.página2-4.

1010Id.

1011VéaseTabla14arriba,yelApéndice1,Anejo2-93.

1012VéaseTabla14arriba,yPIRPropuesto,anejo10-19,página10-20.

1013 Se establece que la carga crítica incluye hospitales, estaciones de policía, estaciones de bomberos, aeropuertos ymuelles, escuelasutilizadas como refugiodurante emergencias, torresde telecomunicaciones, residenciasde ancianos,centrosdemanejoyoperacionesdeemergencia,infraestructuradelaAutoridaddeAcueductosyAlcantarilladosdePuertoRico (AAA), infraestructura técnica de distrito de la Autoridad, alcaldías con servicios y algunos centros comerciales.RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía-Autoridad,(ROI)2-9and4-12.

268

cargaprioritaria.1014LaAutoridadutilizael75%delacargacríticapicoparaladeterminaciónde las"necesidadesdegeneracióntérmica",1015y laAutoridadafirma que, por definición, en las Miniredes, "las cargas críticas deben serservidaspor recursos térmicos sóloasegurando la coberturacompleta justodespuésdeleventoyantesdetenerlageneraciónsolarfotovoltaicarenovable("PV"porsussiglaseninglés)yelsistemadealmacenamientoenergéticoenbaterías ("BESS" por sus siglas en inglés) de vuelta en línea".1016 LainfraestructuradetransmisiónydistribucióneneldiseñodeMiniredesdelaAutoridad se basa en el mantenimiento de suministro continuo para losalimentadoresdecargacrítica.

732. La Autoridad propone que cada una de las ocho regiones de Miniredescontengansuficientecapacidadyrecursosenergéticosparasatisfacerlamayorpartedelademandalocaldentrodelaregióncuandoseproduzcauneventoimportante, lo cual conduce a la capacidad de "servir su carga de formaaislada".1017Esteeselserviciodecargacríticomencionadoanteriormente.ElmodelajederecursosdelaAutoridadincluyedirectamenteestarestriccióndeservicioacargascríticasyexcluyecualquiercapacidadparaquelasregionesdeMiniredesadyacentesofrezcanapoyodecapacidadlocalparalacargacríticaencasodetormentasignificativas.1018ComoseveenlaTabla15continuación,estodalugaramárgenesdereservadeplanificaciónelevadosenrelaciónconelumbraldel30%atravésdelaislarequeridoparalaconfiabilidad.1019

Tabla15.MargendereservadeplanificaciónatravésdelaisladelaAutoridad

Escenario 2019 2020 2025 2030 2035 2036 2037 2038S4S2B 71% 53% 69% 48% 67% 70% 74% 69%S3S2B 86% 70% 48% 82% 99% 114% 130% 133%S1S2B 68% 40% 49% 44% 45% 37% 40% 52%ESM 71% 53% 78% 78% 97% 95% 100% 95%Umbral mín30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30% 30%

_50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50% 50%

1014Apéndice1,anejo2-2ypáginas2-4a2-5.

1015Id.página2-5.

1016Id.página2-6.


1018RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI2-7andROI4-12a),23deagostode2020.


269

Fuente: RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI 1-7, anejo 1.

733. La Autoridad afirma que "la justificación económica para transformar laarquitecturadelared[conMinirredes]essencilla:ofreceelenfoquedemenorcostoparalograrresilienciacontrahuracanessignificativos,cumpleyexcedeelcumplimientodelestándardecarterarenovable, involucraa losclientesyreduceloscostos".1020LaAutoridadofreceunanálisissobreel"valordelacargaperdida"("VOLL"porsussiglaseninglés)enlaSección2.15desuApéndice1con el objetivo de atender su comprensión sobre "si este diseño ofrece unequilibrioóptimoentre los costosal cliente contribuyentey la confiabilidadmejorada".1021LaAutoridadconcluyeque"elvalortotaldelapérdidadecargaparacualquiereventometeorológicoseveroquecause interrupcionesen laslíneas de transmisión durante unas semanas sería más que suficiente parajustificarelcostototaldelosgastoscapitalesdelasMinirredespropuestasyposiblemente tomaría un solo evento significativo para justificar todas lasinversiones".1022

f. Valordelacargaperdida734. En la Sección 7.3 del PIR propuesto y en la Sección 2.15 del Apéndice 1, la

Autoridad ofrece una descripción de las dos metodologías utilizadas paradeterminarelValordelaCargaPerdida("VOLL"porsussiglaseninglés).LaAutoridadtambiénofreceunestimadodelVOLL.ElVOLLcalculaelvalordelacargaqueseserviría,peroparalosefectosdeunainterrupcióncomolavistaduranteeventosextremos(e.g.,huracanes,terremotos).Generalmente,elVOLLrepresentalavoluntaddeunclientedepagarporunserviciodeelectricidadconfiable. Los análisisdeVOLL incorporan, entreotros, el tipode cliente, lademografía,lascondicioneseconómicasregionales,eltiempoyladuracióndela interrupcióny la estacionalidadde la interrupción.ElVOLL seusapor laAutoridadparavalorarelimpactodelapérdidadelsuministrolocalodetodoelsistemaenlosescenariosdemodelajedePIRanteunhuracándeCategoría1que resultaríaen lapérdidade servicioduranteunmes, yel impactodeunhuracándeCategoría4querequeriríalaoperacióndecadaMinirredduranteunmes.1023

1020Id.páginas1-8.

1021Id.Apéndice1,páginas2-104.

1022Id.página2-106.


270

735. El Anejo 7-15 del PIR propuesto destaca las metodologías utilizadas paraestimarelVOLL.LaAutoridadseñalaquelosclientescomercialeseindustrialessuelentener losVOLLmásaltos($3,000a$53,907/MWh)yque losclientesresidenciales suelen tener los VOLL más bajos, en el rango de $1,000 a$4,000/MWh.1024LagamadeVOLLsestimadossereflejaenelresumendelosnueveestudiosdelaAutoridadsobreelVOLLsegúnserecogenenelAnejo7-16de laAutoridad.1025LaAutoridadseñalaque las interrupcionesdemayorduraciónresultanenVOLLsmásaltosamedidaqueelcostodelainterrupciónaumentaconeltiempo(debidoalapérdidadesalariosylapérdidadebienesperecederos).1026

736. ParaefectosdelPIR,elprimerenfoquedelaAutoridadparacuantificarelVOLLsebasaenunanálisiscomparativodelosnueveestudiosjurisdiccionalesdelAnejo 7-16, basado en las características económicas y demográficas, lospatronesdeconsumodeelectricidad,eldiseñodelmercadoyladistribucióndelosclientesde laAutoridad.LaAutoridadconcluyequesusistemaestámásestrechamentealineadoconunestudiodelVOLLparaNuevaZelandia,comosemuestraenelAnejo7-17.EsteestudiocomparativodacomoresultadounVOLLparaelsistemade$31,897/MWh.1027

737. ElsegundoenfoquemetodológicodelaAutoridadutilizala“InterruptionCostEstimate Calculator” ("ICE") del Lawrence Berkeley National Laboratory yNexant, la cual ofrece un estimado del costo económico asociado con lasinterrupcionesdelsistema.1028ElanálisisdelaAutoridadincorporóíndicesdeconfiabilidad históricos para los años fiscales 2016 y 2017 (el índice deduraciónpromediode la interrupcióndelsistema("SAIDI"porsussiglaseninglés),elíndicedefrecuenciapromediodeinterrupcióndelsistema("SAIFI"porsussiglaseninglés)yelíndicededuraciónpromediodeinterrupcióndelcliente ("CAIDI" por sus siglas en inglés)).1029 El resumen de los insumosofrecidosporlaAutoridadparalacalculadoraICEsepresentaenelAnejo7-20del PIRpropuesto. Estos incluían el usopor clientepor clase, el númerodeclientesporclase,lacomposicióndelaindustria,losingresosdelhogarparalosaños fiscales 2016-2017, la distribución de la interrupción de energía y elporcentaje de generación de respaldo. La segunda metodología da como

1024Id.página7-34.




1028DepartmentofEnergy,InterruptionCostEstimateCalculator,https://icecalculator.com/home


271

resultadounVOLLentodoelsistemade$57,940/MWh.Ambosmétodosestándominados por el costo de la energía no servida a clientes comerciales eindustrialesmedianosygrandes.

738. LA Autoridad concluye que el primer enfoque (basado en la revisión deliteratura) ofrece un estimadomás razonable para el VOLL que el segundoenfoque,porquelosvaloresdelosVOLLscomercialeseindustriales,medianosygrandesdelsegundoenfoquedieronlugaravaloresfueradelagamadelosestudiosbibliográficosrecientes.1030

2. Interventores

a. Organizacionesambientalistaslocales(“LEOs”porsussiglaseninglés)739. ElDr.Irizarry-Riveratestificósobrelosbeneficiosquelasresidenciassolares

PVyde almacenamientodebateríasproveerían conmirasde establecerunsistemaresilienteparaPuertoRico.1031ElDr.IrizarryRiveraproponeunplande“resilienciadistribuido”utilizandotechosresidencialesparaequiposolarPRydebateríasdealmacenamiento.1032

740. ElSr.Sandoval,testigoexpertodelasLEOs,describeunaestrategiaalternativa(alenfoquedeMinirredes)paraasegurar laprovisióndeservicioscríticosatravés de todo Puerto Rico utilizandomicroredes con recursos energéticosdistribuidos para lograr resiliencia a nivel de ubicaciones específicas. 1033 Eltestimonio del Sr. Sandoval describe como “arbitrario” el requisito de laAutoridad de servir las cargas consideradas críticas exclusivamente conrecursostérmicosdespachables.ElSr.SandovalhacereferenciaalestudiodelSandiaNationalLaboratorysobrelaconsideracióndeunainfraestructurademicroredesparaPuertoRico.

En última instancia, el estudio de Sandia identifica unenfoquesólidoparaentendercómosepuededefinir,medir,abordar la resiliencia de unamanera específica, almismotiempoquereconocetantolosimpactosalacomunidadlocalcomounrolparalageneracióndistribuida.1034


1031LEO,TestimonioDirecto,delProfesorAgustínIrizarryRivera,23deoctubrede2019,pág.6.

1032Id.página27.

1033LEOs,TestimonioDirectodelSr.RonnySandoval,23deoctubrede2019,página12.

1034Id.página16.

272

741. Aunquenoofreceelestudiocompleto,elcualesundocumentodisponiblealpúblico,1035elSr.SandovalseñalóqueelinformedeSandiademostróqueunsistemabasadoenmicroredes con159 "nodosde resiliencia" costaríaentre$1.2y$2billonesdedólares,yqueunaversiónamenorescalaconun"grannúcleo"decarteraslograría"beneficioscercanosalescenariode‘hacerlotodo’"auncostode$300a$400millones".1036

b. Interventoressinfinesdelucro("NFP"porsussiglaseninglés)742. Eric Ackerman testifica para los Intervinientes NFP. Recomienda que la

Autoridadincorporemétodosde"PlanificaciónAvanzadadelaRedEléctrica",oplanificaciónintegradadesistemasdistribuidos,ensusestrategias.1037Señalaque dicha planificación evalúa directamente la capacidad de albergar laintegracióndegeneracióndistribuida,ypuededarlugaralaimplementaciónderecursosdeGD"dondesenecesiten,cuandosenecesiten,..."eindicaquelepermitiráa"laAutoridady/oatercerosaoptimizareldiseñodeaplicacionesde energía distribuida (e.g., microredes/Minirredes desarrolladas para unamayorconfiabilidadyresilienciaencargascríticas)."1038

743. ElSr.AckermanlerecomiendaalaAutoridadvolveraexaminarlanecesidadderecursosdegasnaturalytestificaque"nohaybasefáctica"suponerquelacargacríticaseaatendidaúnicamenteporrecursostérmicos.1039

744. RecomiendaquelaAutoridadcompensealosproveedoresdeGDporelapoyoalaredeléctricademostradoporlosrecursosdeGD,incluyendocompensaciónpor serviciosdeenergía,de capacidady los serviciosauxiliaresyporevitarpérdidasycapacidaddetransmisión.Afirmaqueelusodemétodosavanzados

1035ElNegociadodeEnergíahacereferenciaaestedocumentoensuBorradordelEstudiodeAlmacenamientodeEnergía,yelSr.Sandovalcitaelestudiocompleto:Jeffers,RobertFredric,AndreaStaid,MichaelJ.Baca,FrankM.Currie,WilliamErnest Fogleman, Sean DeRosa, Amanda Wachtel y Alexander V. Outkin.Analysis of Microgrid Locations BenefittingCommunityResilience forPuertoRico.Núm.SAND2018-11145. (SNL-NM),Albuquerque,NM(EstadosUnidos),2018.Elestudioidentificó159microredespotencialesparaservirlainfraestructuracríticaatravésdetodalaislaconunestimadode343MWdecargascríticasy399MWdecargasnocríticas.Sandiaidentificacuatrocarterasdemicroredescondiferentesproporcionesderecursostérmicos,recursos fotovoltaicosyrecursosdebaterías, loscualescuestanentre$218y$917millones.Elinformedescribeestrategiasytecnologíasquepuedenemplearseenmicroredesdetalmaneraquenosesirvantodaslascargasaniveldelalimentador,incluyendolainstalaciónderecursosenergéticosdistribuidostalescomosistemassolaresfotovoltaicosysistemasdebateríasaniveldealimentadoresparciales,enrecintosodetrásdelcontadorenedificiosindividuales. El enfoque de microredes de Sandia utiliza interruptores instalados en alimentadores o alimentadoresparcialesparasepararcargasnocríticasconelfindeevitarelsobredimensionamientodelainfraestructura.

1036LEOs,TestimonioDirectodelSr.RonnySandoval,23deoctubrede2019,páginas15-16.

1037InterventoresNFP,TestimonioDirectodeEricAckerman,23deoctubrede2019,página12.

1038Id.páginas13-14.1039Id.página19.

273

deplanificaciónparalaredeléctricaayudaráa"habilitaralosprosumidores"enlaprestacióndeestosservicios.1040

745. ElSr.AckermantestificaqueelplandelaAutoridadcontienedemasiadogasnatural,yafirma:

Una vez construidas estas instalaciones de gas, no esprobablequeseandesplazadasporfuentesrenovables.Paracumplir con la Ley 17, la Autoridad debe construirmenosinstalaciones de gas natural y, en su lugar, debe ser máscreativa en el diseño de Minirredes que integren fuentesrenovables (i.e., fotovoltaicas, eólicas e hidroeléctricas) ybaterías.Ciertamente,existeunprecedenteparaestetipodeinnovación.LamicroredBronzevillequeestáconstruyendoCommonwealthEdisonCompanyparaservircargascríticasen Chicago se está configurando con energía fotovoltaica,almacenamiento en baterías y generadores diésel. Lamicrored Potsdam que está planificando National Gridintegraría generación hidroeléctrica, energía fotovoltaica,baterías,vehículoseléctricos,generadoresdiéselysistemascombinados de calor y energía. El sucesor de la Autoridaddebe contratar a una empresadediseñodemicroredesdeúltima generación (e.g., Pareto Energy, Washington, D.C.;GrupoWilldan;uotros)paraexplorardiseñosdeMiniredesquehaganelmáximousodelosrecursosrenovables.Luegode haber examinado las oportunidades para desarrollarmicro/minirredes utilizando fuentes renovables, laAutoridad debe reevaluar su necesidad de generacióntérmica.1041

746. ElSr.Ackermantambiénobservalaimportanciadelasestrategiasparacumplircon el requisito de la Ley 17 de reducir o contener las tarifas. Afirma losiguiente:

P.¿CómosepuederevisarelPlandel7dejunioparacumplirconel requisitode laLey17dedesarrollarunaestrategiaparareducirlastarifaspordebajode$0.20/kWh?

R.LaAutoridaddebesermásagresivaenlareduccióndecostos. La introducción de métodos avanzados deplanificacióndelareddaráalaAutoridad,asusucesoryalNEPRunaformadeadministrarlasinversionesenlaredde

1040Id.páginas17-19.1041Id.páginas19-20.

274

manera eficiente. la Autoridad necesita reconsiderar suenfoquedeMinirredes.Ademásdedescartarsuinsistenciairrazonable en el uso exclusivo de la generación térmicaparaatendercargascríticas(arriba),laAutoridaddeberíaadoptarunenfoquemásequilibradodelasinversionesentransmisiónfrentealasdedistribución....1042

747. ComopartedelasconclusionesgeneralesdelSr.Ackerman,hacehincapiéensurecomendacióndemétodosavanzadosdeplanificacióndelaredeléctrica,yen aquélla que invita a la Autoridad a revisar su enfoque en el diseño deMinirredes y hacer sólo una inversión mínima en infraestructura de gasnatural.ParaelcumplimientodelaLey17,señalalaimportanciadecontinuarconlasupervisióndelNegociadodeEnergía.1043

748. ElDr.WoychiktestificaparalosIntervinientesNFP.Señalalaimportanciadeintegraryoptimizaradecuadamentelosrecursosparaevitarcostosvarados,yaque señala que los costos de los recursos renovables y distribuidos estándisminuyendo rápidamente. En cuanto al valor de los recursos distribuidos,afirma la importanciadenocomprometerseconsolucionesderecursosqueresulten en la ejecución hipotecaria de unmayor valor y la importancia deopcionesconrecursosmásflexibles.1044

c. SolarandEnergyStorageAssociation–PuertoRico("SESA-PR")749. Wilson testifica en nombre de SESA-PR. Afirma que las proyecciones de

recursosdistribuidosutilizadasenelPIRpropuestonosonlosuficientementesofisticadas, y señalaquediferentes factores–LaLey17, financiamientodesubvencionesenbloquesparageneracióndistribuida,continuasreduccionesdecostos,disponibilidaddegeneraciónyalmacenamientoagregados,opcionesde financiamiento, el impacto del huracán María en la disponibilidad y eldesplieguedebateríasyopcionesdevendedoresenelmercado–conduciránaaumentosenelniveldegeneracióndistribuidadesplegadaenPuertoRico.1045Recomiendaunanálisismásprofundode todas lasescalasdedesplieguede

1042Id.página22.1043Id.página24.1044NFP,TestimonioDirectodelDr.EricWoychik,23octubre2019,página5,"...evitaelcierretempranodelespacioderesolucióndeproblemas,permitelaaperturaalassolucionescolaborativas..."yenlapágina6,"recursosdistribuidosdeenergía(DERsporsussiglaseninglés)flexiblesdevidamáscorta,configuradosenpaquetesóptimossepuedenutilizarparaunconjuntodepropósitosalolargodeltiempoysepuedenadaptarparasatisfacerlasnuevasnecesidadesamedidaquecambianlascircunstancias."1045SESA-PR,TestimonioDirectodelSr.PatrickJ.Wilson,23deoctubrede2019,páginas15-16.

275

energíasolaryalmacenamientoenPuertoRico,afindenoviolarelespíritudelaLey17.1046

d. SunRun750. EltestimoniodeSunRunporelSr.ChrisRauschersecentróenlacapacidady

larentabilidaddelas"PlantasVirtualesdeEnergía"("VPP"porsussiglaseninglés),lascualessonconjuntosdecombinacionesdeenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientoenbateríasenlugaresindividuales,paraproveerserviciosdistribuidosdeenergíaycapacidad,incluyendolaresiliencia.1047SunRunseñalalaimportanciadeconsiderarelposiblecostodelatransmisiónyladistribuciónevitadas,alconsiderarelvalorderesilienciadelasVPP,ademásdesuprovisióndecapacidadyenergía.1048

3. AmicusCuriae

a. RockyMountainInstitute("RMI")751. EnsuInformeAmicusCuriae,RMIrealizóunanálisisinicialdelacapacidadde

laenergíasolardistribuidayelalmacenamientoenergéticodistribuidoparasatisfacerlademandadeelectricidadde20,000instalacionescríticasentodalaisla,alimentandocargasduranteunfallodelaredeléctrica.Losresultadosdeestarevisiónsugierenque650-700MWdegeneraciónsolary900-1,000MWh de almacenamiento en baterías serían adecuados para garantizar laresiliencia. La radicación sugiere que la cartera identificada de recursosalternativostendríaelpotencialdecompensarcostossustancialesalosclientescontribuyentesdelaAutoridad.

752. ElInformeAmicusdeRMIseñalaquelasuposicióndelaAutoridaddenotenerdisponible la energía solar fotovoltaica después de un desastre natural esdemasiado conservadora e impulsa una mayor inversión en recursos decombustiblesfósiles.RMIafirmaquehaidentificadoprácticasespecíficasparalossistemasfotovoltaicosmontadosentierraquepuedendarlugaraproyectosque están clasificados para huracanes de categoría 5 y estima que laimplementacióndeestasrecomendacionesconduciríaaunaumentodel5-8%enloscostosdeingeniería,adquisiciónyconstrucción(“EPC”porsussiglaseninglés).

1046Id.página19.

1047SunRun,TestimonioDirectodelSr.ChrisRauscher,23deoctubrede2019,páginas3-9.

1048Id.

276

4. Discusión

753. ElenfoqueanalíticoyregulatoriodelNegociadodeEnergíaparacuestionesdetransmisión y distribución incluye dos elementos: primero, una evaluaciónespecíficadelconceptodeMinirredesdelaAutoridad;y,ensegundolugar,eldeterminar si los planes del sistema de transmisión y distribución de laAutoridadgeneralmentecumplenconlaRegulación9021enelcontextodelaplanificación de recursos y la necesidad de Puerto Rico de un sistema deenergíamásresiliente.ComopartedelaevaluacióndelconceptodeMinirredesylosaspectosdelaentregaconfiabledeenergíadelareddeTyD,elNegociadode Energía reconoce la inclusión por la Autoridad de consideraciones demicroredes en su PIR.1049 El Negociado de Energía también consideradirectamente los requisitos de la Ley 17-2019 de incluir la promoción demicroredes como parte de la planificación de los recursos del sistemaeléctrico.1050

a. Microredes754. LaAutoridadincluyeundebatesobre"Consideracionesdemicroredes"enel

PIRpropuesto.1051LaLey133-2016yelreglamentodelNegociadodeEnergíadefinenlasmicroredescomoun"grupodecargasinterconectadasyrecursosenergéticosdistribuidosdentrodelímiteseléctricosclaramentedefinidosqueactúancomounasolaentidadcontrolableconrespectoalaredeléctrica.Unamicrored puede conectarse y desconectarse de la red para permitir quefuncione tanto en modo conectado a la red como modo aislado."1052 Lasregulaciones del Negociado de Energía sobre el desarrollo de microredesestableceelmarcolegalyreglamentariorequeridoparapromoveryfomentareldesarrollodesistemasdemicroredesenPuertoRico,permitirlaelecciónyel control del cliente sobre su servicio eléctrico, aumentar la resiliencia delsistema, fomentar la eficiencia energética y las iniciativas ambientalmentesosteniblese impulsarelcrecimientoeconómicomediante lacreacióndeunnuevoyemergentemercadoparalosserviciosdemicroredes.1053


1050Ley17,§1.5(8)(c)and§1.9(3)(K).

1051Apéndice1,Sección2.3.4,página8.

1052Ley133-2016;Reglamento9028,§108(B)(20)

1053Reglamento9028§§1.02-1.03.

277

755. La Ley 17 se esfuerza por promover las microredes1054 en el curso de laplanificaciónderecursosparaelsistemadeenergíaeléctrica.ElNegociadodeEnergía procura garantizar el cumplimiento de la Ley 17de la Autoridad,incluyendo la promoción del uso de microredes con recursos energéticosdescentralizados que contengan los identificados como recursos de energíarenovablesostenibleorenovablealternativa,talcomosedefineenlaLey82;recursosde calor y energía combinados; y otros recursosdistribuidos, parafortalecerlaresilienciadelaredeléctrica,empoderaralosclientesyaumentarladependenciaenrecursosrenovablesyaltamenteeficientesentodalaIsla.

756. LaAutoridadseñalaquelasmicroredessonla"mejoropción"enáreasdondesería "poco práctico o excesivamente costoso" mantener el suministroconvencional.1055 Una estrategia de microredes mediante la cual las cargascríticas y potencialmente prioritarias se satisfacen con sistemas solares ysistemasdebateríasdistribuidosofreceunenfoqueviableparalaresilienciadelsistema.EstaestrategiasealineaconlosobjetivosdelaLey17dereducirla dependencia en los combustibles fósiles, garantizar la integración de lasenergíasrenovablesyfomentarelusodelatecnologíadealmacenamientodeenergíacomomecanismodegeneracióndistribuida.

757. EnelPIRpropuesto,laAutoridadnohaevaluadocompletamentelamedidaenlacualpodríautilizarseunenfoquederesilienciabasadoenmicroredesparadesplegar almenos una parte del almacenamiento en baterías y los activossolares fotovoltaicos identificados como recursos "sin arrepentimientos" entodos los escenarios propuestos del PIR. Estos recursos podrían servir unaporcióndelasnecesidadesenergéticasdePuertoRicodurantelascondicionesnormalesdeoperación,ademásdesatisfacerunaporcióndecargascríticasyprioritariasduranteuneventodeemergencia.Esteenfoquepodríaaprovecharla inversiónplanificadaparaalmacenamientoenbateríasy sistemas solaresfotovoltaicos, sin incurrir en nuevos costos significativos y potencialmenteevitando cierta parte de las inversiones en transmisión relacionada conMinirredesynuevageneracióntérmica.

758. ElNegociadodeEnergíaDETERMINA que lasmicroredes formanunapartecrítica de las soluciones de resiliencia visualizadas para el Estado LibreAsociado.ElNegociadodeEnergía leORDENAa laAutoridadque incorporedirectamente la promoción de los recursos de microredes en todos susejerciciosdeplanificaciónparatransmisión,distribuciónyrecursosytodaslas

1054Porejemplo,laLey17,Preámbulo:"facilitarlainterconexióndesistemasdegeneracióndistribuidaymicroredes";ySección1.58)c)"Promovereldesarrollodemicroredes,particularmenteeninstalacionesdeserviciosesencialestalcomosedefinenenlaLeyNo57-2014yenzonasremotascomomecanismoparapromoverlaresilienciaylamodernizacióndelasredesdedistribución;".1055Apéndice1,páginas2-8.

278

acciones de despliegue tomadas conforme al Plan de Acción modificadodescritoporelNegociadodeEnergíaenestaResoluciónFinalyOrden.Estoincluye facilitar el acceso oportuno y no discriminatorio para que todas lasinstalaciones de generación distribuida y aquéllas de microredes seinterconectenconlareddelaAutoridad.

b. ElconceptodeMinirredes759. Lapreferenciadeplanificaciónde recursosde laAutoridad sebasa1056 en el

concepto de Minirredes, el cual combina una inversión intensiva en elfortalecimientodelsistemadetransmisión,esfuerzosparalelosparafortalecerlas líneas principales de alimentadores para la distribución e inversiónadicional en recursos de capacidad local para satisfacer las necesidades decarga cuando un evento de huracán o tormenta conduce a una separacióncompleta del sistema de transmisión por todo Puerto Rico, en ocho"Minirredes". Este enfoque costaría $5.9 billones, sólo para la parte de lasMinirredes del sistema de transmisión,1057 más cientos de millones1058 eninversiones para que los recursos de capacidad provean reservas deplanificaciónmuyporencima(véaselaTabla15anterior)delrequisitoentodala Isla de aproximadamente el 30 por ciento de margen de reserva deplanificación. El fortalecimiento del sistema de transmisión existente y elreemplazodelainfraestructuraobsoletaañadenotros$2billonesdedólaresencostosdetransmisión.Costosdedistribuciónsuperioresalos900millonesde dólares también son necesarios para completar un sistema resiliente deentrega,aunque,inclusoenausenciadelconceptodeMinirredes,laAutoridadtendráqueinvertirenlacapacidaddelsistemadedistribuciónparaapoyarlageneracióndistribuidaymejorarlaresilienciadelsuministro.1059

760. ElenfoquegeneraldelaAutoridadincluyetantounampliofortalecimientodela red de transmisión, incluyendo los nuevos gastos en "troncales de

1056PIRPropuesto,página10-10."LaarquitecturadeMinirredeseslabaseparaelfuturodelsistemaeléctricodePuertoRico".

1057Apéndice1,anejo2-93.

1058Nuevosrecursosadicionalesparademandaspicosporsísoloscostarían$433Millones(PIRPropuesto,anejo10-6,página10-9)y aumentaríanelmargende reservadeplanificaciónporencimade losnivelesumbralesque cumplenosuperan el 30%al considerar únicamente las adiciones de recursos de batería, los cuales sonnecesarios en todos losescenariosparaapoyarlosrequisitosdealmacenamientoparalaenergíasolarfotovoltaicanecesariaparacumplirconelRPS.


279

Minirredes",1060 y las conexiones entre las áreas de Minirredes,1061 ysimultáneamente el suministro de capacidad local y recursos energéticos(térmicos)1062parasatisfacerlacargacrítica1063segúnsedefinedespuésdeuneventodetormenta.ElenfoquedelaAutoridadtambiénsuponequelasochoregiones de Minirredes están desconectadas entre sí, esencialmente sincompartirningunacapacidaddereserva,apesardequeseproponengastosconsiderables para fortalecer tanto la troncal principal de 115 kV como lasinterconexionesentreregiones.LaAutoridadasumequeinclusolatransmisión"fortalecidaparalaconfiabilidad",1064noasociadaconelestablecimientodeunMinirred,novolveríaaestarenservicioduranteunasemanadespuésdeunevento de tormenta y, por lo tanto, no está disponible para admitirtransferenciasdeenergíaentreregionesdeMinirredes.1065

761. Este enfoque de planificación de múltiples elementos está listo para laoptimización.LaAutoridadnohaintentadooptimizarlosgastosenrecursosdetransmisión y en recursos de energía y capacidad. LaAutoridad planifica elgastoparalainfraestructuradetransmisiónenMinirredes($5.9billones), lainfraestructuradetransmisiónexistente($2billones),elfortalecimientodelosactivosdedistribuciónparalaresiliencia($911millones)ylacapacidadylosrecursos energéticos locales de la región de Minirredes (incluyendo losrecursos de energía y capacidad existentes y potenciales provistos por elcliente), cuyos costos totales son difíciles de desvincular de la totalidad delsuministro de energía y capacidad vistos en los resultados delmodelaje. LaAutoridadproponeunplanqueincluyelainversiónentodasestascategorías,sin proveer unmedio para probar qué combinaciones pueden constituir elmenorcostoparalosclientes.

762. Para asegurar mejor que el nivel de gasto en transmisión sea óptimo,incluyendo la consideración de los enfoques de resiliencia que incluyendirectamentetodoslosrecursoslocalesdeenergíaycapacidad,elNegociado

1060Apéndice1,anejo2-87.LatrocalprincipaldelaMiniredseestimaen$2.1billones.

1061Apéndice1,página2-7."ExtensióndelatrocaldelaMiniredparacrearzonasdealtaconfiabilidadyresistencia;lamayoríade estas inversionespermiten la interconexióndeMiniredespara formarunaMiniredmayor, permitiendo laconsolidación;peropodríanserextensionesaáreasque,deotramanera,tendríanqueserunamicrored".VéasetambiénRespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI1-6d).

1062Losrecursoslocalesincluyenrecursostérmicosysolaresfotovoltaicosyrecursosdebaterías,peroelmodelajedelaAutoridadasumeprimeroquetodalacargacríticaeneláreadelaMiniredesatendidaporrecursostérmicos.

1063Comosehaseñalado,ladefinicióndecargacríticadelaAutoridadincluyetodalacargaenunalimentadorquecontieneinstalacionesdecargacríticas.


1065RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI2-7,18dejuliode2019.

280

deEnergía iniciaráunnuevoprocedimientoparaexaminarestas cuestionescomo se describemás adelante en esta Sección y en la sección del Plan deAccióndeestaResoluciónFinalyOrden.

i CargacríticaservidasóloporrecursostérmicoscomopartedelconceptodeMinirredes

763. La Autoridad establece que se necesitan recursos térmicos dentro de lasregionesdeMinirredesparasatisfacerlacargacríticadespuésdeunhuracánouneventodetormentasignificativo.1066Sinembargo,laAutoridadseñalaque,"(t)al como otros recursos pueden cumplir con esta expectativa, [ellos] sepueden considerar también para suministrar la carga crítica."1067 La"expectativa"enestecasoeslasuposicióndelaAutoridaddecumplirconel100%delacargacríticadefinidainmediatamentedespuésdelaseparacióndelaregióndeMinirredesdelrestodelaredeléctrica,encasodeunatormentasignificativa. LaAutoridad también señala queno realizaronningún estudiopara determinar si los "... recursos distribuidos [pueden] suministrar cargacrítica. En lamedida en que esos recursos puedan cumplir con los criteriosindicadosanteriormente,[también]puedenserconsiderados".1068

764. La Autoridad declaró que "... está abierto a configurar Minirredes congeneración propiedad del cliente o de la comunidad ... la Autoridad podríaincorporar la generación propiedad de clientes y/o de la comunidad comoparte de los recursos internos para suministrar las cargas críticas yprioritarias."1069EnlaVistaEvidenciaria,lostestigosintervinientesindicaronquelosrecursosdistribuidosdeenergíasolarfotovoltaicaydebateríapodríanservirparaproveerenergíaa lacargacrítica.LaAutoridadnoofreceningúnanálisisdelefectosobrelacapacidadderespuestaoresilienciadesusistemaen circunstancias en las que los recursos distribuidos de energía solarfotovoltaica ydebateríaproveenpartede la restauracióna lasnecesidadescríticasdecarga;ensulugar,simplementeafirmanquesenecesitalatotalidaddelconceptodeMinirredestalcomosepresenta.1070

1066Apéndice1,páginas2-6.

1067RespuestadelaAutoridadalROIdeNFP’s,ROI2-7,18dejuliode2019.

1068Id.

1069RespuestadelaAutoridadalROIdeNFP’s,ROI1-2,11deseptiembrede2019.

1070LEO’sTestimonioDirectodelSr.Sandoval,páginas10-12;NFPTestimonioDirectodelSr.Ackerman,páginas19,22,AlegatoFinal,páginas37-38.

281

765. LaAutoridadreconocióquesudefiniciónde"cargacrítica"al44%delacargapicototal1071incluyecarganocrítica,1072ocargadeprioridadydeequilibrio,enlosalimentadoresquesirvenlacargarealmentecrítica.LaAutoridadnoestimólademandapicorealasociadaconlacargacrítica.1073LaAutoridadnoconsideradeningunamaneraintegralunenfoquederesilienciaentodoelsistemaquepodríadirigirsealasfuentesdealimentaciónaalmenosalgunacargacríticadirectamente, en forma de microredes, energía solar fotovoltaica yalmacenamiento en baterías en un solo sitio, o energía solar fotovoltaica yalmacenamientoenbateríasenformaagregada(VPPs)queofrezcaresilienciadistribuida.LaAutoridadnoexaminóendetallelasopcionesdemicroredesylasalternativasdeVPPsparamedircómopodríancentrarsedirectamenteenlacarga crítica, especialmente al considerar el objetivo de obtener un gastoóptimoenrecursosdeMinirredes --esdecir,evitaruna fracciónde los$5.9billonesengastosdetransmisiónenMinirredes–másalládeidentificarquepodríanexistirhasta193MWdecarga crítica,para lasáreasquevencomopotencialmente servidas por microredes.1074 Para esa identificación, laAutoridadnoofrecióninguna"recomendaciónopropuestaparaelsistemarealdemicroredes".1075

766. LaAutoridad requiere capacidad local de servicio porparte de los recursostérmicosdentrodelasregionesdeMinirredesparacumplirconel75%delacarga crítica definidapor laAutoridad.1076 LaAutoridadnopermite ningunaformaderecursoslocalesdeenergíaocapacidadsolarfotovoltaicaodebateríapara potencialmente cubrir una porción de esa parte de carga crítica aldeterminar los requisitos generales de capacidad para cada Escenario dedesarrollo de recursos.1077 Como se señaló anteriormente, dos testigosintervinientesmanifiestan específicamente1078 queno esnecesariodependerúnicamentedelosrecursostérmicosparasatisfacerlasnecesidadescríticasde


1072Id.página2-4.

1073RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI2-9(c)proveeperfilesdecargaensubestacionesdentrodelaMinirredperonosepresentóunestimadodirectodelpicodecargacríticatotalenelPIRpropuestooenlasrespuestasalROI.

1074Apéndice1,anejo2-4,"MicrogridDeemedCriticalandPriorityLoadsin2019NightPeakCase,MW".Lasumadetodalacargaenlacolumna"Critical"esde192.8MW;lasumadecarga"prioritaria"esde24.1MW,ylacargade"equilibrio"esde118.6MW.

1075Id.enpágina2-8.


1077Id.página2-6.

1078NFPs,Sr.Ackerman;LEOs,Sr.Sandoval.

282

capacidaddecarga,yotrosintervinientestambiénseñalanquelosrecursosdeenergía solar fotovoltaica y de almacenamiento en baterías pueden estardisponiblesparasatisfacerlasnecesidadescríticasdecarga.1079

767. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelaAutoridadnohademostradoquetodalacargacríticadebeservirseúnicamenteconrecursostérmicos.Nohayevidencia ofrecida por la Autoridad que establezca que la energía solarfotovoltaicaylasbateríasnopudieransuministrarunagranfraccióndelacargacrítica real que existe a través de todoPuertoRico, o que esos recursos nopudieranproveercontribucionesrealesytangiblesalaprovisióndeunnivelsuficientederesilienciaparalosclientesdelaAutoridad.

768. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquenohaybaseparaelacercamientorestrictivo sobre el requisito efectivo de reserva de capacidad local de laAutoridad,porelcualcadaunadelasochoregionesdeMinirredesdebeservirel 75% de la carga pico “crítica”, según definida y pronosticada por laAutoridad, con recursos de capacidad térmica. El Negociado de EnergíaCONSIDERAque,comosehapropuesto,esterequerimientopuedeprovocarun aumento en los costos de los recursos de capacidad que no sondefinitivamente necesarios para la provisión de resiliencia. Al establecer elrequisitodecapacidadpropuesto,laAutoridadnopermitei)laprestacióndeservicioalacargacríticaporpartederecursossolaresfotovoltaicosorecursosdebaterías,ii)lareduccióndelosrequisitosdecapacidadtérmicamediantelaprestacióndirectadeservicioalacargacríticaporpartederecursosinsituoserviciosdemicroredesdespuésdeuneventodetormenta;oiii)transferenciasde capacidad entre regiones de Minirredes al establecer este requisito dereserva, aunque planifica fortalecer las conexiones entre las regiones deMinirredes.1080

769. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquenohaybaseparalasuposicióndelaAutoridadensuplanificacióndecapacidadquerequierequecadaunadelasochoMinirredesdebemantenerindependientementeesteniveldereservadecapacidad térmica local, sin ninguna oportunidad o consideración para lastransferenciasdeenergíaentreMiniredesparacontribuiracubrirunaporcióndelacargacríticareal.

1079Prof.IrizarryRivera,Sr.ChrisRauscher,RMI(InformeAmicusCuriae).1080LapropuestadeMiniredesdelaAutoridadincluyemásde$100milloneseninversióndetransmisiónplanificadasóloparala"interconexióndeMiniredes"enlosprimeroscincoañosdedespliegue.PIRPropuesto,anejos10-7y10-9.

283

ii Valor de los recursos distribuidos para contribuir a las necesidades deresiliencia

770. LaAutoridad no analiza exhaustivamente los costos de ninguna alternativa,suplementoocomplementodesuvisióndeMiniredes,1081y,por lo tanto,noofrece comparaciones directas de costos con propuestas de sistemasalternativos resilientes.Este esundefecto importantede lapropuestade laAutoridadparalainversiónenMiniredes.LaAutoridadnointentadiferenciarlos costos de transmisión en sus diferentes escenarios, sin intentar estimarningún costo evitado de transmisión o distribución que pueda resultar deciertospatronesdegeneracióndistribuidaoinversiónencentraleseléctricasvirtuales.1082

771. IntervinientescomoSunRun,lasLEO(Sr.Sandoval,Dr.IrizarryRivera),losNFP(Sr.Ackerman,Dr.Woychik),SESA-PR(Sr.Wilson)yelInformeAmicusCuriaede RMI presentaron información sobre enfoques alternativos, como se hadescrito anteriormente. Algunos de los enfoques considerados por losintervinientes podrían llevar a evitar los costos de transmisión odistribución,1083dependiendodecómolaAutoridadoptimizaraelgastoparalainversiónencablesparaMinirredes,y,porlotanto,potencialmenteproveeríaunaresilienciamásrentableencasodeuneventodetormentasignificativoquecausaraquelaslíneasdetransmisiónquedaranfueradeservicio.

772. SunRun,losNFP,lasLEO,SESA-PRyRMIpresentanvariantessobreuntemasimilar de provisión de resiliencia distribuida, con un enfoque en recursosrenovablesysistemasdebateríasubicados localmentealrededordelEstadoLibre Asociado, incluyendo el uso de microredes1084 y/o el uso de plantasvirtualesdeenergía,1085potencialmenteadiferentesescalas,incluyendoaniveldeviviendasresidencialesindividualesconenergíasolaryalmacenamientoenbaterías.SunRunySESA-PRdescribensistemasdegeneracióndistribuidaque

1081LaAutoridadseñalalainclusióndelaposibilidaddetenerserviciodelasmicroredes,perosóloofreceun"estimadogeneral"delageneraciónnecesariaynorecomiendaunapropuestademicroredesespecífica.LaAutoridadincluyeunacantidadfijadegeneracióndistribuidadeclientescomosupuesto,peronoasumequepodríaproveercualquierformaderesilienciabajoelconceptode"plantavirtualdeenergía".Apéndice1,Sección2.3.4,páginas2-8a2-11.

1082RespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI1-56,11julio2019.

1083SunRun,DirectTestimonyDeSr.ChrisRauscher,23deoctubrede2019,página6:"...debetenerseencuentaelvalorañadidodelosserviciosdenivelmáximodedistribuciónycapacidadmáximadeTyDcomovalorquepuedeproveerelalmacenamientodistribuido.Estopuedesercalculadoentérminosdecostosespecíficosdeinfraestructuraevitadosoenrelación con el costomarginal de la capacidad de TyD en el sistema la Autoridad. Dada la necesidad generalizada deinversiónyendurecimientodeTyDentodoelsistemaLaAutoridad,seríaapropiadoasignarunvaloratodoslosrecursosdelaCentraldeEnergíaVirtualenlareddedistribuciónestablecidosenelcostomarginaldecapacidaddeTyD."

1084LEOs,TestimonioDirectodelSr.RonnySandoval,23deoctubrede2019,páginas14-16.

1085SunRun,TestimonioDirectodelSr.ChrisRauscher,página4.

284

se pueden hacer "visibles"1086 para la Autoridad, ofreciendo algunos de losrecursosrequeridosdecapacidad tambiénnecesariosparacomplementar laenergíarenovablefotovoltaicasolar.1087

773. ElSr.SandovalseñalaqueelestudiodeSandia1088estimóuncostodeentre$1.2y$2billonesparaunsistemacon159nodosde"resiliencia",conunavariantemenoscostosade$300a$400millonesqueofrecegranpartedelbeneficio.Además,RMIseñalóque20,000instalacionescríticaspodríanserresistentesconinversionesde700MWdeenergíasolarfotovoltaicay900-1,000MWhdealmacenamiento de energía en baterías. SunRun indicó un costo deaproximadamente $200/MWh para los sistemas de almacenamiento enbaterías,1089ylospropioscálculosdela"unidaddedesercióndelaredeléctrica"de la Autoridadmostraron costos de aproximadamente $200/MWh para lacombinación a escala residencial de energía solar fotovoltaica yalmacenamientoenbaterías.1090

774. Aunquelaspropuestasylostestimoniosdelaspartesintervinientesnoofrecenunavisiónglobaldeunenfoquea la resilienciaquepermita la comparacióndirecta con la propuesta de la Autoridad, sí ponen en relieve y explicanracionalmenteelvalordeunconjuntocríticoderecursosquelaAutoridadnoha analizado suficientemente como parte de un enfoque para proveer laresiliencianecesaria. El estudiode Sandia, como señaló el Sr. Sandoval, y elinforme del Rocky Mountain Institute muestran costos generales muchomenoresquelapropuestadeMinirredesdelaAutoridadpor$5.9billones.1091LosestimadosdecostosdelasVPPdeSunRundemuestranquelaresilienciaincrementaldelsistemapodríaobtenersepormedioderecursosquepodríanser rentables con instalaciones de transmisión a escala de empresas deserviciospúblicos.

775. EltestimoniodelSr.Rauschersobrelascapacidadesyelvalordelosrecursosdistribuidosdeenergíasolarfotovoltaicayalmacenamiento,bajoagregacionesde estos recursos o bajo el concepto de "plantas virtuales de energía", esparticularmenteútil, yaquecaracteriza losatributosy capacidadesdeestosrecursos en el contexto de la necesidad de soluciones para la resiliencia de

1086Id.;LEOs,TestimonioDirectodelDr.AgustínIrizarryRivera,23deoctubrede2019,páginas9-10.

1087SunRun,TestimonioDirectodelSr.ChrisRauscher,23deoctubrede2019,página15;SESA-PR,TestimonioDirectodelSr.Wilson,página17.

1088LEOs,TestimonioDirectodelSr.RonnySandoval,23deoctubrede2019,p.15-16.

1089SunRun,TestimonioDirectodelSr.ChrisRauscher,23deoctubrede2019,página7.

1090Apéndice4:“Demand-SideResources”,anejo3-18.


285

Puerto Rico.1092 El Dr. Bacalao ha reconocido el valor de los recursosdistribuidosdeenergíasolaryalmacenamiento,enformadeplantasvirtualesdeenergía,siempreycuandoseanvisiblesparalaAutoridadypuedanproveerlosmismos servicios que los recursos de energía solar y almacenamiento aescaladeempresasdeserviciopúblicoleofrecenalsistema.1093ElSr.Rauscherdemuestra el valor global de las plantas virtuales de energía,1094 señala quepodríanproveermayorresilienciayreducirlanecesidaddefortalecimientodela transmisión que de otro modo se produciría.1095 SunRun señala laimportanciadelageneracióndistribuidaparacumplirconlaLey17.1096

776. El Negociado de Energía DETERMINA que el testimonio del intervinientedemuestraconvincentementeelvalorinherentedelosrecursosdistribuidosapequeña escala en forma de microredes, energía solar fotovoltaica yalmacenamiento en baterías para sitio específico, y recursos agregados deenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientoenbaterías(oVPPs)paraPuertoRicocomounapartecríticadeunasoluciónglobalparaasegurarlaresiliencia.ElNegociadodeEnergíatambiénleORDENAalaAutoridadquetomeencuentalacapacidadderecursosdistribuidosapequeñaescalaque incluyenenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientoenbateríasparaserpartedesusoluciónparagarantizarunsistemadeenergíaeléctricamásresiliente.ElNegociadodeEnergía incluye como parte de su Plan de Acción modificado una vía decumplimiento e informes para determinar las inversiones optimizadas entransmisión, asociadas con un enfoque reducido, refinado y óptimo paraconsiderarlainversiónentransmisiónparaMinirredes.

777. LaAutoridadnodescribióningunadiferenciaentreelalcanceyelitinerariodela provisión de resiliencia en relación con su enfoque de Minirredes, encomparaciónconunenfoquemásdistribuido.AunquelaAutoridadseñalalaprioridad de principios de año para instalar el sistema "troncal paraMinirredes",1097hastaquedichossistemasesténensu lugar, lacapacidadderesponderauneventode tormentanoestácompleta.Comparativamente, la


1093TestimoniodelDr.Bacalao,6defebrerode2020,sesiónmatutina,02:26a03:00.


1095Id.páginas6y9.1096SunRun,InformeFinal,señalandolaLey17-2018:Sección1.6(8)Facilitarlainterconexióndelageneracióndistribuidaalaredeléctricaatravésdecualquiermecanismodisponible,incluyendo,peronolimitadoa,lageneracióndistribuida,lasfuentesdeenergíarenovables,lamediciónnetayelusodemicroredesmediantelaimplementacióndelosmecanismos,estrategias y tecnologías disponibles en la industria de la energía eléctrica para tales fines; y (9) Fomentar el uso detecnologíadealmacenamientodeenergíaparalosconsumidoresatodoslosnivelesparafacilitaryacelerarlaintegracióndelasfuentesdeenergíarenovablesycapitalizarsucapacidadcomomecanismodegeneracióndistribuida. 1097Id.enanejos10-7y10-9,añosde"prioridad1"2020-2022parainstalacionesdetransmisión.

286

Autoridad no abordó hasta qué punto un enfoque de resiliencia distribuidapodría secuencialmente, y potencialmente más rápido que su enfoque enMinirredes, instalar puntos de resiliencia en todo Puerto Rico, según laAutoridadprocedeconlaadquisiciónacortoplazodesistemasdeenergíasolarfotovoltaicaybateríasqueserequierenentodoslosescenariosdesuplanderecursos,independientementedelainstalacióndeloscomponentesdelsistemadetransmisiónparaMinirredes.

778. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueelrápidodesplieguedepuntosderesiliencia distribuida, incluyendo el uso de microredes, recursos solaresfotovoltaicosyrecursosdebateríasparaunsitioespecíficos,oVPPsagregados,debe formar parte de los enfoques a corto plazo de la Autoridad paradesarrollarunaredmásresiliente.ElNegociadodeEnergía leORDENA a laAutoridad,comopartedelPlandeAcciónmodificado,proveeranálisisdelasopcionesdemenorcostoe incorporardicha implementación,para la regióninicial de Minirred seleccionada para análisis, emprendida como parte delProcedimientodeOptimizacióndiscutidoenelPlandeAcciónModificado.

iii Valordelacargaperdida("VOLL"porsussiglaseninglés)779. ElVOLLdelaAutoridad,unaevaluacióndelvalordelaresiliencia,demuestra

queinclusoanivelesrelativamentemásbajosdelvalordelapérdidadecarga(i.e.,$2,000/MWh),1098 el impacto económicode la cargaperdida es grave sicontinúa durante varias semanas a la vez.1099 Sin embargo, aunque ladeclaracióndelaAutoridadestableciendoqueunaduraciónde2a4semanasde interrupción "... paga por la totalidad del gasto capital requerido para laMinirred,"1100 puede ser cierta, y el análisis de la Autoridad sugiere laimportancia de la resiliencia paraminimizar la pérdida económica, éste noapoya la conclusiónde laAutoridadquedestacaque sudiseño combinandoMinirredesyrecursoslocaleseslaúnica,olamásrentable,maneradeevitarpérdidaseconómicasdespuésdeuna tormenta.Unaestrategiaparaproveerresiliencia distribuida también podría aliviar las pérdidas económicasasociadas con interrupciones, y no hay evidencia en la radicación de laAutoridad que indique que suficiente resiliencia no podría lograrse de unamaneramenoscostosaqueelenfoqueMinirredesagranescaladelaAutoridad.

780. ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueelanálisisdelVOLLdelaAutoridaddemuestralaimportanciadereducirlapérdidadecargademayorduración;

1098ElVOLLcomienzaoriginalmenteenunnivelsuperior,perolaAutoridadutilizaunvalormenorde$2,000/MWhensuanálisisfinal.Apéndice1,página2-104.

1099Id.

1100Id.

287

sin embargo, no ofrece ninguna comparación de la rentabilidad entrediferentesenfoquesparareducirdichacargaperdida.Porlotanto,elNegociadode Energía CONSIDERA que la evaluación del VOLL de la Autoridad nodemuestraquesuenfoquedeMinirredesseaelúnicomedioparareducirlaspérdidaseconómicasasociadasconlacargaperdidadespuésdeunhuracánounatormentaseverayquesenecesitaunanálisismáscompletodelosmétodosdemenorcosto.

c. OptimizacióndecostosdelenfoqueenMinirredes781. LaAutoridadreconoceexpresamentequenooptimizaronlasconsideraciones

degastoparaloscostosdelasMinirredes,indicandoquehay"espacioparalaoptimización"encómoelconceptodeMinirredessirvecargascríticas,yaqueparte de esta carga podría servirse independientemente de las cargas nocríticasenelmismoalimentador.1101

782. LaAutoridadafirmaquesuenfoquedeMinirredeses"menoscostoso",1102peronoofreceunestimadodeloscostosdearreglosalternativoscentradosensóloenfoques de resiliencia distribuidos, o en un enfoque híbrido. Un enfoquehíbrido podría aspirar a optimizar los gastos necesarios de transmisión,tomando en cuenta los diferentes requisitos a través de Puerto Rico (e.g.,rurales versus urbanos, o diferente densidad geográfica de carga). Latransmisióny ladistribución fortalecidasenalgunasáreas,complementadasconlainversiónenrecursosdistribuidosenotrasáreas--incluyendoelusodemicroredesy/oelusoautónomoderecursossolaresfotovoltaicosydebaterías(individualmente, o en conjunto como una VPP), o una pequeña capacidadtérmica1103 --esunejemplodeesaoptimización.LaAutoridadafirmaqueenalgunasáreas"seríapocoprácticooexcesivamentecostosotratardemantenerunsuministroconfiablecontransmisióndespuésdeuneventosignificativo",1104peronoaplicaesaobservaciónasupropiosistemadeMinirredesynopruebalasensibilidaddeloscostosglobalesogeneralesacualquierformadeenfoquehíbrido.

783. ElNegociadodeEnergíaACEPTAelconceptoMinirredescomounmecanismodirigido a proveer resiliencia durante una pérdida de transmisión odistribución a causa de un evento atmosférico severo. Sin embargo, el

1101TestimoniodelDr.Bacalao,VistaEvidenciaria,5febrero2020,sesiónmatutina,00:33a00:38.

1102PIRPropuesto,página1-8."Lajustificacióneconómicaparatransformarlaarquitecturadelaredeléctricaessencilla:proveer el enfoque de menor costo para lograr la resiliencia ante huracanes significativos, cumplir y exceder elcumplimientodelestándardecarterarenovable,atraerclientesyreducirloscostos."

1103LAAutoridadidentificaposibilidadesparazonasdemicroredesyseñalaelusopotencialderecursostérmicosparademandaspicoaescaladeunsoloMW.Apéndice1,e.g.enlaspáginas2-59.

1104Apéndice1,página2-8,Sección2.3.4,"MicrogridConsiderations".

288

NegociadodeEnergíaNOAPRUEBAeldiseño/construccióndelasMinirredescomoproponelaAutoridaddebidoasufaltadeoptimizacióndelosgastosdelsistema de transmisión de Minirredes y a los enfoques de resilienciadistribuidos.

784. ElNegociadodeEnergíaRECHAZA la afirmaciónde laAutoridaddeque laconstruccióngeneraldeMinirredesesunenfoquede"menorcosto"paralograrlaresilienciacontrahuracanesmayores,porquelaAutoridadnohademostradocómosuconstruccióndeMinirredespuedeserunenfoquemenoscostosoqueenfoques alternativos razonables que incluyen soluciones localizadas ydistribuidasjuntoconunniveloptimizadodegastosdelsistemaT&Dsimilaresa las Minirredes. La Autoridad no proporcionó ningún análisis de lasalternativasderesilienciaparaapoyarsuafirmacióndequesuenfoqueeselmenorcostoy,porlotanto,nohacumplidoconsucargadepruebaaldemostrarquesuconstruccióndeMinirredes,talcomoseestableceenelPIR,esdemenorcosto.Dadalafaltadeanálisisdealternativasrazonablesydeoptimizacióndecostos de la construcción de las Minirredes, el Negociado de EnergíaENCUENTRAquelaAutoridadnohaapoyado,ycomotal,nohademostrado,suafirmacióndequelaconstruccióngeneraldeMicroredesesunenfoquede"menorcosto"paralograrlaresilienciacontraloseventosclimáticos.

d. Transmisiónydistribución785. LosplanesdetransmisiónydistribucióndelaAutoridadincluyenunamplio

fortalecimiento de las instalaciones existentes, y la inversión planificada ennuevas instalaciones fortalecidas (para la transmisión en Microredes ydistribución)principalmenteatravésdelacolocaciónsubterráneadelíneasyla inversión en equipos GIS de subestación para la protección contrainterrupcionesbajo condiciones climáticas extremas. Para la infraestructuraexistente,lainversiónprevistapondráelequipoalaalturadelosestándares,y, para las nuevas instalaciones, la inversión puede servir para mejorar laresiliencia, interconectar los recursos y mejorar la eficiencia general delsuministrodeelectricidad.

786. LaAutoridadnodistingueentrelosrequisitosdeinversiónentransmisiónydistribución a través de sus diferentes planes de recursos. La Autoridad noconsideró cómo un plan de recursos o una estrategia de implementaciónpodríanafectarloscostosgeneralesdelasinversionesenTyD.Noobstanteloanterior,laAutoridadreconocequelaoptimizacióndelgastoentransmisióntodavíadebeproducirse,porloqueparecetomarencuentaquelosdiferentesenfoquesdedesplieguederecursospodríanconduciradiferentesinversionesen transmisión y distribución. La falta de unmejor análisis sobre cómo losplanesderecursospodríanafectar losrequisitosparaelgastoenTyDesundefecto importante en el PIR propuesto. Por lo tanto, las conclusiones del

289

NegociadodeEnergíayelPlandeAcciónmodificadodirigenalaAutoridadai)a mejorar este aspecto de análisis en el próximo ciclo del PIR, y ii) seguirexaminandoestas cuestiones enunnuevoprocedimiento tras la emisióndeestaResoluciónyOrden,comosedescribiráenlaParteIVdeestaResoluciónFinalyOrden.

i Sistemadetransmisiónexistente787. Elplande laAutoridadpara reforzar su infraestructura, y llevar los activos

existentes del sistema de transmisión a los nuevos Códigos y nuevosEstándaresno sóloes razonable comopartede laplanificaciónde recursos,sinoqueesrequeridoporlanuevapolíticapúblicadeenergía1105yporFEMA.1106ElsuministrocentralizadodeenergíadelaAutoridadseguirásiendonecesarioparaproveerunservicioconfiable,porlocuallossistemasexistentesde230kV,115kVy38kVdebenmantenersecompletayapropiadamenteparaestardisponibles para operar después de eventos de tormenta. Aún con laadquisiciónaceleradadesuministrosdistribuidosatravésdetodoPuertoRico,lageneraciónconvencionalenelsur,eloesteyelnorte--asícomocualquiernueva instalación solar fotovoltaica y de baterías a escala de empresas deserviciospúblicos -- tendráque ser apoyada conun sistemade transmisiónconfiablecompletamentefuncionalyestandarizado.Elsistemadetransmisióndebe estar disponible de forma confiable para transferir energía durante lapróximadécadaymásallá.

788. ElNegociadodeEnergíareconocelanecesidaddeestasmejoras.Portanto,elNegociadodeEnergíaACEPTAlosplanesdelaAutoridaddeinvertirhasta$2billones1107 en el fortalecimiento para la transmisión de los elementosexistentes y la infraestructura obsoleta. No obstante, su aceptación NO SEinterpretarácomounaaprobacióndelosgastosespecíficosenumerados1108enelPIRpropuesto.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadasolicitaroportunamente la aprobación del Negociado de Energía para los gastosespecíficosantesderealizarcualquierinversión.ComopartedelPlandeAcciónmodificado del Negociado de Energía, se abordarán más a fondo laidentificación, la priorización y la secuenciación de las inversionesplanificadas1109 en acciones de cumplimiento que incluirán, en parte, la

1105Ley17,§1.15(a)–(g).

1106Apéndice1,páginas2-103.

1107Id.anejo10-11;Apéndice1,anejos2-97y2-98.

1108AnejoConfidencialalaRespuestadelaAutoridadalROIdelNegociadodeEnergía,ROI1-6a),August2,2019.

1109 ElNegociadodeEnergía anticipa que el punto de partida para este ejercicio será la lista de laAutoridad titulada"Planned Transmission Projects on Existing Infrastructure", provista en el Anejo Confidencial a la Respuesta de la

290

consideración de algunas inversiones en infraestructura de transmisiónrelacionadaconMinirredes,comosedescribeacontinuación.

ii TransmisiónenMinirredes789. Los planes de la Autoridad para invertir en infraestructura adicional de

sistemas de transmisión, hasta $5.9 billones, como parte de su enfoque enMinirredes,noestánrespaldadosporlosanálisisdelaAutoridad.LaAutoridadno llevó a cabo ningún análisis comparativo de costos para evaluar en quémedidalassolucionesderesilienciadistribuidasenalgunasregiones(e.g.,enformademicroredesyenfoquesdesuministrodeenergíaycapacidadparaunsitio individualen lugares identificadosyseleccionados,oelusodeVPPsdeunamaneramásagregada)podríancomplementarelenfoquedeMinirredesenotrasregiones.

790. Sinembargo,algunosaspectosdelfortalecimientoplanificadoporlaAutoridadparalainfraestructuraexistenteenrelaciónconelenfoquedeMinirredes,1110potencialmentealgunasnuevasinversionesentransmisióndeMinirredes,olacombinacióndeinversióneninfraestructuraexistenteynuevapararegionesespecíficas pudieran ser apoyados bajo un enfoque que incluye tanto laresilienciadistribuidaatravésderecursosdeenergíaycapacidadapequeñaescala como la inversión optimizada en transmisión de Minirredes. Enparticular, como parte de un Plan de Acción modificado, el Negociado deEnergía estructurará una exploración separada de opciones específicas deinversión en transmisióndeMinirredesparaunade las áreasde cargamásdensas en Puerto Rico, por ejemplo, la región San Juan – Bayamón, o lainterconexióndeestaáreadeMinirredaunaregióndeMinirredadyacente.

791. El Plan de Acciónmodificado del Negociado de Energía describe la ruta decumplimientoprevistaparaquelaAutoridadbusquela"optimización"quelaAutoridad reconoció que faltaba en su análisis,1111 y considere algunasinversionesentransmisiónsimilaraladeMinireden,inicialmente,unaregiónoendosregionesadyacentes,siresultanserrentablesyproveenlaresilienciarequeridaporlaspolíticaspúblicas.

792. Simultáneamente,el cumplimientodelPlandeAcciónmodificado incluiráelsuministrodeenfoquesderesilienciadistribuidosenotrasregionesatravésde

Autoridad,ROI_1_6Anejo1alaRespuestadelaAutoridadalRequerimientodeInformacióndelNegociadodeEnergía,1-6(a).

1110LAAutoridadidentificauntotalde$835millones(deuntotaldeinversiónentransmisióndeMiniredesde$5.9billones)en"fortalecimientodelainfraestructuraexistenteparalaconfiabilidad"y"reemplazodeinfraestructuraobsoleta"comopartedesusinversionesentransmisióndeMiniredes.Id.Anejos10-7y10-9.

1111 Testimonio del Dr. Bacalao, Vista Evidenciaria, 5 febrero 2020, sesión matutina, 00:33 a 00:38. Respuesta de laAutoridadaROI-1-3f)delNegociadodeEnergía,2deagostode2020.

291

oportunidades de adquisición de la Autoridad, y/o la coordinación con losprosumidores de combinaciones de energía solar fotovoltaica yalmacenamientoenbaterías,ypotencialmenteotrasfuentesdecapacidad,talescomo pequeñas unidades térmicas, en diferentes formas, incluyendo lassolucionesdemicroredes,agregacionesderecursos(comoplantasvirtualesdeenergía)yubicacionesdeunsolositioqueutilizanlageneracióndistribuidayelalmacenamientoenbateríassegúnesnecesario.

793. EnvirtuddelaRegulación9021,tambiénserequieregarantizarqueelsistemadetransmisiónpuedamanejarlainyeccióndenuevossuministrosdeenergíasolarfotovoltaicaydebateríasprovenientederecursosaescaladeempresasde servicios públicos.1112 Las conclusiones de la Autoridad en el Apéndice 1indicanque,enestemomento,elsistemadetransmisióngeneralmentepuedeintegrarlainstalacióndenuevasbateríasyrecursossolaresfotovoltaicos.1113Serequerirán análisis específicos por ubicación, controles para nuevasinstalacionesdebateríasylapresenciadecapacidadesmejoradasderespuestadevoltajeconcondensaciónsincrónicadeplantasconvertidasdevapor.

794. El Negociado de Energía DETERMINA que la Autoridad no consideróadecuadamenteunplandetransmisiónoptimizadoyORDENAqueelPlandeAcciónModificadoincluyaeldesarrollodeunplanderecursosounaestrategiade implementaciónparaoptimizar el gasto en transmisión.ElNegociadodeEnergíaleORDENAalaAutoridadmejoraresteaspectodesuplanificaciónenelpróximoPIR.

795. ElPlandeAcciónModificadodelNegociadodeEnergíaestableceunaguíaparaconsiderarenquémedidadebenhacerselosgastos"optimizados"delsistemadetransmisiónparaMinirredes.Comopartedeesteproceso,seconsiderarácualquiersolapamientoentrelasinversionesentransmisiónnecesariasparaelfortalecimientodelainfraestructuraexistenteylasquepuedansernecesariaspararealizarinversionesoptimizadasdeMinirredes.

iii Sistemadedistribución796. Los planes de inversión de la Autoridad para su sistema de distribución

incluyenestimadosespecíficosparaloscostos-$911millonesentotal-parafortalecerlosalimentadoresysubestacionesparalaresiliencia,locualpermiteunsuministromásconfiabledespuésdetormentas.1114LaAutoridadnoofrece

1112Véase§2.03(J)(1)(a)(ii).

1113Apéndice1,páginas3-15y4-59.

1114Id.anejo10-19.

292

informaciónespecíficadecostosparaloscostosincrementalesasociadosconlas actualizaciones o controles necesarios para abordar la penetracióncreciente de la generación distribuida.1115 La Autoridad declaró que 45alimentadores1116pudierantenerproblemastécnicosconlainterconexióndelaGD,peronoofreciócostosestimadosporalimentador;niindicólaAutoridadexpresamenteenquémedidalasinversionesenresilienciacubriríanunapartedeloscostosquepudieransernecesariosparalaGDespecíficaincorporadaenlosalimentadoreshaciaelfuturo.

797. Los gastos previstos de la Autoridad paramejorar la resiliencia en todo elsistemadedistribuciónprincipalmentemediantelacolocaciónsubterráneadelaslíneasprincipalesdelalimentadoryelfortalecimientodelassubestacionesson razonables, siempre y cuando la Autoridad incorpore directa yconsistentemente la necesidad de permitir que los alimentadores alojen lageneracióndistribuida.LaAutoridadseñalaque"elordendeprioridady lasinversiones reales pudieran ser modificados considerablemente”1117 aldescribirlasubicacionesdetalladasdelassubestacionesaserfortalecidas.ElNegociado de Energía señala que, a medida que la Autoridad continúe elproceso de identificación y priorización de este tipo de inversiones endistribución, no sólo se debe tener en cuenta la topología y las limitacionesoperativas,1118 sino tambiéndeben incorporarse todos losdemásanálisisdelsistema de distribución en curso a las decisiones de inversiones ensubestacionesyalimentadores.

798. LaAutoridaddebeasegurarademásquelasmejorasnecesariaspararesilienciasealineenconyreflejenunapriorizaciónparaeltipodeinversiónquepermiteunaumentoenlacapacidaddelageneracióndistribuidaparaserconectadaalsistema de distribución. Según la Autoridad considera la consolidación devoltajes que discute en el PIR propuesto, debe asegurar que todas lasactualizacionesdevoltajey lasadicionesdecontroldevoltajeal sistemadedistribuciónsecentranexplícitamenteenmaximizarlacapacidaddelsistemaparamanejarunageneraciónmásdistribuida.SegúnlaAutoridadconsideralas

1115Id."...Siemensrealizóunaestimadogeneral...elanálisisdedistribuciónanteriorsólosepuedeutilizarconfinesdeevaluaciónpreliminarynosustituye losestudiosdetalladosdel sistemaquesonnecesarios, los cualesdeben tenerencuentalatopologíadelalimentador, losactivosenservicioylaubicacióndelacargadelossistemasfotovoltaicos.Esteanálisisdetalladofuturo,queestáfueradelalcancedeestaevaluación,debeincluiryevaluarelrendimientoesperadodelosequipos,perfeccionar ladefiniciónde lasmejorasnecesarias, losgastosdecapitalyel calendarioparaejecutar losproyectos".

1116Id.anejo10-18.

1117Id.página5-4.

1118Id.

293

inversionesenresilienciaenladistribución,debellevaracaboeinformarsobrelosanálisisespecíficosrequeridos-losquesedescribieroncomo"másalládelalcance de esta evaluación [PIR]"1119 – para seguir avanzando hacia laposibilidaddeteneratodosusistemaincorporandogeneracióndistribuida.

799. ElNegociadodeEnergía,ensuPlandeAcciónmodificado,requeriráinformesde cumplimiento que obliguen a la Autoridad a completar su PlanificaciónIntegrada del Sistema de Distribución y sus análisis de energía solarfotovoltaica, almacenamiento en baterías y otros análisis de capacidad dealojamiento de generación distribuida a través de todo su sistema dedistribución.

800. El Negociado de Energía ACEPTA CONDICIONALMENTE los planes de laAutoridadparainversionesensistemasdedistribuciónde$911millonesparalaresilienciayelapoyoalageneracióndistribuida.ElNegociadodeEnergíaleORDENAalaAutoridadcoordinartodoelgastodelsistemadedistribuciónconsusesfuerzoscontinuosdeplanificaciónintegradadelsistemadedistribucióny sus esfuerzos por maximizar la capacidad de la red de distribución paraintegrar la GD, especialmente la energía solar fotovoltaica y las bateríasrequeridas en todo Puerto Rico como parte del Plan Preferido de Recursosmodificado,establecidoenelPlandeAcciónModificado.Sinembargo,hastaquelaAutoridadelaboreunPlanIntegradodelSistemadeDistribuciónyéstesea aprobado por el Negociado de Energía, la Autoridad procederá por uncamino paralelo de maximizar la capacidad de la red de distribución paraincorporartodaslasformasdegeneracióndistribuida.ElNegociadodeEnergíaleORDENA a la Autoridad a que asegure que todas las actualizaciones devoltajeylasadicionesdecontroldevoltajealsistemadedistribuciónsecentranexplícitamente en maximizar la capacidad del sistema para manejar unageneraciónmásdistribuida.

801. Elsistemadedistribucióntendráqueserfortalecidoparamanejarlosefectosde los fenómenos meteorológicos bajo diversas formas de suministro deresiliencia.ElNegociadodeEnergíaENCOMIENDAalaAutoridadaconsiderarespecíficamentecómosepuedenmodificar las inversionesenel sistemadedistribución para la resiliencia con el propósito de reflejar un enfoqueoptimizado de la inversión en transmisión de Minirredes. A tal efecto, elNegociadodeEnergíaleORDENAalaAutoridadqueconsidereexpresamentelos impactos de la planificación del sistema de distribución en elprocedimientodeoptimización,discutidoenelPlandeAcciónModificado.


294

IV. PLANDEACCIÓN

802. El Reglamento 90211120 describe el propósito del Plan de Acción como elespecificarlasaccionesdeimplementaciónqueserequierendelaAutoridaddurantelosprimeroscincoañosdelperiododeplanificación,segúnesbozadoen el PlanPreferidodeRecursos. ElReglamento9021 tambiéndescribe loselementosdelaDocumentaciónydesarrollodelPlandeAcción,incluyendolanecesidad de documentar ciertos procesos de contratación de los recursosrelacionadosalaofertaydelademanda,yparadesarrollarelPlandeAcciónbasadoenunPlanPreferidodeRecursosqueutilicelaminimizacióndelvalorpresentenetodelosingresosrequeridoscomoelcriterioprimario.

803. Enestapartede laResoluciónyOrdenFinaldelNegociadodeEnergía, trasresumirloselementosdelPlandeAccióndelaAutoridaddelPlanIntegradodeRecursos(PIR)propuestoydescribirlasradicacionesdelosinterventores,elNegociadodeEnergíaesbozasurazonamientoyhallazgos,yORDENAunPlandeAcciónModificadoparalaimplementacióndelaAutoridad.

A. RadicacióndelaAutoridad804. ElPlandeAcciónpropuestoporlaAutoridadseencuentraenlaParte10del

Plan Integrado de Recursos (PIR) propuesto, y también se detalla en suIntroducciónyResumendeConclusiones,enlaParte1delProyectodelPIR.1121LoselementosdelPlandeAcciónpropuestopresentadopor laAutoridadsecategorizan en tres grupos: recursos de suministro (“Ecologizacion desuministros”); inversionesde transmisión (“CreandounaRedResiliente”); ysistema de distribución, generación distribuida, eficiencia energética yrespuesta a la demanda (“Involucrar al Cliente”).1122 Estos elementos seresumenenlasseccionesabajo,aunquehemosmovidonuestradiscusióndelasinversiones de sistema de distribución a la misma subsección que latransmisión.

805. EnlaintroduccióndelPlandeAcción,ysiendoaplicableatodaslasintencionesde acción, la Autoridad indica su intención de solicitar licitaciones desuplidoresparadiseñar, construiry financiar (asícomooperarymantener,cuandopertinente) los proyectos identificados, y luego vender la energía o

1120VéaseReglamento9021,§2.03(K)(1)y(2).1121PIRPropuesto,páginas1-5a1-12,ypáginas10-1a10-22.

1122Id.alapágina10-1.

295

utilización del proyecto a la Autoridad.1123 De esta forma, las mejoraspermanentesseríanfinanciadaseincurridasporlossuplidores,ylaAutoridadpagaría su gastos operacionales, en lugar de cubrir presupuesto de obraspermanente.

806. EnlaVistaEvidenciaria,elDr.BacalaotestificósobreloselementosdelPlandeAcciónque son costo-efectivos (“no regrets”) y relativamentedebajo costo(“leastregrets”).1124Identificócomocosto-efectivas(“noregrets”)lasaccionesde despliegue de energías renovables y almacenamiento; integración de lageneración distribuida; maximización de eficiencia energética; y elfortalecimiento del sistema de transmisión y distribución a nivel MiniRed.Identificó como relativamente de bajo costo (“least regrets”) las accionesllevandoacaboestudiosdeplanificacióneingenieríaparageneracióndecargabasedealtaeficiencia1125enelNorte(específicamenteenPaloSeco)yluegoen Yabucoa y Mayagüez. El Sr. Paredes de la Autoridad testificó que laAutoridadcomparteestasopiniones.1126

1. RecursosdeSuministro

a. Recursostérmicosexistentes807. ElPlandeAccióndelPIRpropuestotomacomounadecisiónfijalaconversión

de unidades de ciclo combinado San Juan 5&6 a gas natural.1127 Estaconversiónfueestructuradacomounpagodecapacidad,asíquenorequieremejorascapitalesdePREPA.1128

808. AlmomentoderadicarelPIRpropuesto,laAutoridadtodavíanohabíallegadoaunacuerdoconEcoEléctricaencuantoalnuevocontratodeserviciosdeesafacilidad.ElPlandeAcciónpropuestoincluyerenegociaresecontrato.1129Eneltiempodeintervención,laAutoridadyEcoEléctricallegaronaunacuerdo,yel Negociado de Energía aprobó ese acuerdo tras hacer el análisis

1123Id.alapágina10-1.1124Vistaevidenciaria,7defebrerode2020,sesióndelatarde,01:32:00a01:34:00

1125ElDr.Bacalaodefiniólageneracióndecargabasedealtaeficienciacomounageneraciónconunritmodecalorbajoquepuedecorrersedemaneracostoefectivaafactoresdecapacidadporencimade70%,quepuedefuncionarenciclosdiarios(omásrápido),ypuederespondermuyrápido(esdecir,“fastramping”).Id.a01:34:20a01:35:05.1126Id.01:34:00.1127PIRPropuesto,página10-3.

1128Id.alaspáginas10-3–10-4.1129Id.alapágina10-4.

296

correspondiente1130delostérminosdelcontratoquefueronpropuestosenelcontextodelPIR.1131

809. LaoperacióndelsistemaeléctricodelaAutoridadconmayorespenetracionesde sistemas solares y de baterías a basede inversores sería asistidapor laincorporacióndecondensadoressincrónicos,loscualespuedenincrementarelniveldecortocircuitoymejorarlaestabilidaddelvoltaje.SegúnseretiranlasunidadesmásantiguasdevapordelaAutoridad,elPlandeAcciónindicaque laAutoridad investigaráelconvertiralgunaso todasencondensadoressincrónicos.1132LasposiblesunidadesincluyenSanJuan7,8,9,y10,Aguirre1y2,yPaloSeco3y4.1133ElPlandeAcciónindicaquelaseleccióndeunidadesespecíficasyelprogramaparasuconversiónrequeriríaestudioadicional.1134LaAutoridadestimauncostodeaproximadamente$9millonesparaconvertircadaunidad.1135

810. ElanálisisdelPlandeAcciónyPIRpropuestoasumequeSanJuan9y10estánfueradeservicioylistasparaserretiradasoparausarsedemaneralimitadaúnicamente.1136 El PlandeAcción identifica otras unidades que están listasparaserretiradasdurantesuperiododecincoaños,supeditadoareduccionesen carga, mantener confiabilidad, y el encargo de nuevos recursos degeneración.1137Losposiblesretirosincluyentodaslasunidadesdegeneraciónpico(peakers)Frame5,unidaddevaporAguirre1y2,CostaSur5y6,ySanJuan7y8.1138

b. Nuevosrecursosrenovablesyalmacenamiento811. El Plan de Acción Propuesto indica que la Autoridad concibe instalar e

interconectar 1,800MWde energía solar fotovoltaicadurante los primeroscincoañosdelplan:300MWen2020,480MWen2021,600MWen2022,y

1130VéaseROI10delNegociadodeEnergía,13diciembre2019;Respuestade laAutoridadalROI10delNegociadodeEnergía,22deenerode2020.

1131ResoluciónyOrden,Inre:SolicituddeAprobacióndeAcuerdodeCompraventadeEnergíaenOperaciónEnmendadoyReformuladoconEcoEléctricayAcuerdodeCompraventadeGasNaturalconNaturgy,CasoNúm.NEPR-AP-2019-0001,11demarzode2020.1132PIRPropuesto,página10-4.

1133Id.1134Id.1135Id.1136PIRPropuesto,10-4.

1137Id.alapágina10-5.1138Id.

297

420MWen2023.1139Tambiénproveeunplandeinstalar920MWdesistemasdealmacenamientodeenergíadebatería(“BESS”,porsussiglaseninglés):40MWen2019,200MWen2020,480MWen2021,y80MWen2022.1140EstossistemasBESSseríancompuestosde240MWdeBESSde2horas,640MWdeBESSde4horas,y40MWdeBESSde6horas.1141

812. LaAutoridadtienelaexpectativadecorrerprocesosdecontrataciónenbloque(procurementprocessesinblocks)deaproximadamente250MWdeenergíasolarfotovoltaica,conalmacenamientodebateríaasociado.1142LaAutoridadplanifica considerar el solicitar energía solar fotovoltaica independiente,energía solar fotovoltaica y BESS combinados y BESS independiente.1143 LaAutoridadidentificaqueelritmodeadquisicióneinterconexiónestálimitadopor las capacidades internasde laAutoridadde contratación y aprobación,pero indica tambiénque el concesionario o incrementaciónpuedepermitirquesedesarrollenestascapacidades.1144DurantelaVistaEvidenciaria,elSr.ParedestestificóqueelprocesodeinterconexióndelaAutoridadestálimitadopor la capacidad interna de llevar a cabo estudios de interconexión, y esaasistencia de ingeniería externa, puede aumentar esta capacidad.1145 En elPlan de Acción propuesto, la Autoridad también indica que cumplir con elcronogramaconcebidoenelplanrequeriríaautorizacionesexpeditasyapoyofinancieroparalosacuerdosdecomprayoperacióndeenergía(PPOAsporsussiglaseninglés)conestasfacilidades.1146

813. LasprimerasdosaccionesderecursosdesuministrodelaAutoridaddelPIRincluyen el desarrollo de recursos de energía solar fotovoltaica y dealmacenamiento de energía de batería.1147 La Autoridad indica que “hasta1800MW” de energía solar fotovoltaica, y 920MWde almacenamiento deenergíadebateríaseinstalaráenlosprimeroscincoañosdelplanESM.1148LaAutoridad indicaque lasSolicitudesdePropuestas (“RFPsporsussiglasen

1139PIRPropuesto,Exhibit10-1,página10-2.1140Id.Exhibit10-2,página10-3.1141Autoridad,Workpaper “ESM_Metrics_Bass_SII.xlsx”.ElPlandeAcciónpropuesto contieneunadistribucióndistintaentretranscursos,quenosumaa920MW.


1143Id.alaspáginas10-2–10-3.1144Id.alapágina10-2.1145VistaEvidenciaria,6defebrerode2020,sesiónmatutina,a3:11:30a3:12:30.

1146PIRPropuesto,alapágina10-3.

1147Id.alaspáginas10-2y10-3.1148Id.

298

inglés”) serán emitidas para bloques de energía solar fotovoltaica enaproximadamente250MW,yparabloquesdealmacenamientodeenergíadebateríaconuntamañodeaproximadamente150-200MW.1149EnrespuestaalROI-9delNegociadodeEnergía,1150laAutoridadactualizósuPlandeAcciónpara reconocer que si la carga esmás alta, como se ve bajo los Escenarios“NingunaEE”y “EEBaja”probadosenelmodelajeenrespuestaalROI-9-1,entonces la cantidad de energía solar fotovoltaica y almacenamiento deenergíadebateríaquesenecesitaseríamayor.LaAutoridadindicaque“elplandeacciónenesteaspectopuederesumirseeninstalarlasmayorescantidadesdeenergíafotovoltaicaenlosprimeroscincoañosdelplanconunametade2,760MWenoantesde2024”.1151LaAutoridadpuntualizaqueestenivelseríainstaladoparacualquieradelosdosEscenarios“NingunaEE”o“EEBaja”.LaAutoridadpuntualiza que las instalaciones acumulativasde los sistemasdealmacenamientodeenergíadebateríaalcanzarían1,440MWparael2024bajocualesquierade losEscenariosNingunaEE”o “EEBaja”,un incrementoporencimadelos920MWdelPlanESMoriginal.

c. Nuevosrecursostérmicos814. ElPlandeAcciónpropuestoproveeparaque302MWCCGTnuevosenPalo

Seco,esténenlíneaparaenerodel2025.1152LaAutoridadindicaqueparaestaren línea para esa fecha, el trabajo en el proyecto tiene que comenzarinmediatamente.1153ElPlandeAcciónpropuestotambiénproveeparaunnuevoterminaldegasnaturallicuado(LNG)enSanJuanparaproveergasnaturalaambasplantasdegasenSanJuanyPaloSecoparael2025.1154Cualquierretrasorequeriría que el LNG basado en buques se use para ambos conjuntos deplantas.1155LaoperacióndeunaplantadegasenPaloSecotambiénrequierelaconstruccióndeunatuberíadegasentrelossitiosdeSanJuanyPaloSeco.1156

1149Id.1150ROI9delNegociadodeEnergía,29deoctubrede2019.LarespuestadelaAutoridadaesteROIel6dediciembrede2019incluyeresultadosdemodelajeparalosEscenariosESM,S3S2,S4S2,S5S1andS1S2,paraambosnivelesdecarga“NingunaEE”y“EEBaja”,querepresentabannivelesbajosdeEficienciaEnergéticayportantounacargamayor.

1151Id.alapágina15.1152Id.alapágina10-5.1153Id.1154Id.alapágina10-6.1155Id.1156Id.

299

815. ElPlandeAcciónpropuestodiscutelaopcióndedesarrollarunaplantacíclicacombinadanueva302MWenCostaSurencasodequelasnegociacionesparaunnuevo contrato conEcoEléctrica no lleguenun acuerdo satisfactorio.1157EstoesacadémicoenvistadelAcuerdodeEcoEléctricay laaprobacióndelNegociadodeEnergíadetalacuerdo.

816. El Plan de Acción propuesto provee para la instalación de 18 unidades deturbinasdegasdegeneraciónpicode23MWcadauna,encincolocalizaciones(2 en Jobos, 4 en Mayagüez Norte, 5 en Carolina (Daguao), 5 en Caguas(Yabucoa)y2en(Cayey).1158Estasunidadesgeneralmentereemplazaríanlasunidades existentes Frame 5 y serían capaces de quemar gas natural encontenedores así como también gasóleo.1159 El Plan de Acción propuestoindica que estas unidades deben ser puestas en servicio tan pronto seaviable.1160

817. ElPlandeAcciónpropuestopresentadosconjuntosadicionalesderecursostérmicoscomoaseguramientocontraincertidumbres:un302MWCCGTyunafacilidaddeLNGbasadaenbuquesenYabucoa,yenMayagüezunafacilidaddeLNGconconversióndegasparageneradorespicoexistentesyconstruccióndeunanueva302MWCCGT.1161LaAutoridad indicaqueelPlandeAcciónpropuestocontienesolopermisoseingenieríaparaestosproyectos,yquelanecesidad de estos sería reevaluada antes de hacer cualquier compromisograndeparacomprasdeequipooconstrucción.1162

2. TransmisiónyDistribución

818. El Plan de Acción Propuesto de la Autoridad recomienda tres elementosmedularesparaelsistemadetransmisiónydistribución:1)lacreacióndeunared de transmisión resiliente, que se enfoque en apoyar operaciones de“MiniRed” y microred; 2) inversiones de confiabilidad de transmisión, lascuales se requieren para llevar el sistema de transmisión a los estándaresactuales o nuevos y para reconstruir infraestructura que envejece; e 3)inversióndeSistemadedistribuciónpararesilienciadesuministrosaclientesconsistente con el constructor deMiniRed y en apoyo de la integración de



1159Id.1160Id.1161PIRPropuesto,alapágina10-7.

1162Id.

300

recursosdistribuidos,enparticularparaapoyarinstalacionesdeenergíasolarfotovoltaicadetecho.1163

a. Transmisión819. Las inversiones del sistema de transmisión de la Autoridad se planificaron

parainstalarseatravésdecincoperiodosdeprioridad,enbloquesdetres,dosyunaño(2020-2022,2023-2024,2025-2026,2027,y2028).1164LosProyectosPrioridad1yPrioridad2caendentrodelcronogramadecincoañosdelPlandeAcciónPropuesto.Lasinversionesconsistiríandeamboscomponentesdeequipo115kVy38kVincluyendofortalecimientoyreconstruccióndelíneas,nuevas líneas elevadas y subterráneas, fortalecimiento y reconstrucción depatio de distribución, y construcción subestación nueva y patio dedistribución.1165Lamayorpartede losgastos relacionadosa la subestaciónestán relacionadosa convertir subestacionesa aparellajedeaislamientodegas.1166Lasinversionessecataloganenseisáreasde“JustificaciónTécnica”:LíneaPrincipaldeMiniRed,InterconexióndeCargasCríticas,ExtensionesdeLínea Principal para Crear Zonas de Alta Confiabilidad/Resiliencia,Interconexión de MiniRedes, Fortalecimiento de Infraestructura ExistenteparaConfiabilidad,yReemplazodeInfraestructuraqueenvejece.Deestasseisáreas, lasprimerascuatroestánexclusivamenterelacionadasalapropuestade inversióndeResistenciade laMiniRedy lasúltimasdos(relacionadasalfortalecimiento para confiabilidad e infraestructura que envejece) estándivididas en inversiones en apoyo de las MiniRedes e inversiones deconfiabilidad requeridas para cumplir con los estándares en el sistema detransmisión.

820. DentrodelasinversionesdetransmisiónenelPlandeAcción,lamayoríadelosgastosseidentificanparaaccionesdePrioridad1yPrioridad2enapoyodelapropuestadelaMiniRed.Losmayorescomponentessoninversiones115kV en “Línea Principal de MiniRed” (incluyendo subestaciones y líneassubterráneas)e inversiones38kVen“InterconexióndeCargasCríticas.”Enconjunto,estosdoscomponentestienenuncostodecapitalproyectadode$3.9billones dentro del periodo de Plan deAcción ($3.3 billones que caen bajo

1163PIRPropuesto,páginas10-1,10-10y10-17.

1164Id.Exhibits10-7y10-9.1165Id.alapágina10-10.1166Id.

301

Prioridad1).1167LosgastostotalesproyectadosdetransmisiónrelacionadosalaMiniRedenelperiododecincoañosson$4.8billones.1168

821. Las inversiones de confiabilidad de transmisión del Plan de Acción norelacionadas a las MiniRedes no son realizadas por adelantado (“front-loaded”)ytotalizancomo$200millonesporaño.1169

b. Distribución822. ElPlandeAcciónpropuestoidentificatresclasesprincipalesdeinversionesde

Sistema de distribución, que apoyan dos objetivos. Los dos objetivos sonincrementar la resiliencia del suministro consistente con la propuesta deMiniRed y apoyar la integración de recursos distribuidos, en particular laenergía solar fotovoltaica de techo.1170 Las clases de inversiones son 1)actualizaciones a subestaciones, en particular el uso de aparellaje deaislamientodegas,perotambiénincluyendoactualizacionesde4.16kVa13.2kV;1171 2) alimentadoresmóviles que sirven a cargas críticas de elevadas asoterradas;1172y3)actualizarunconjuntodealimentadores4.16kVa13.2kVparaincrementarlahabilidaddeintegrarenergíafotovoltaicadistribuida.1173En general, las actualizaciones y reemplazo de cables elevados por cablessoterrados (undergrounding) de la subestación apoyan el objetivo deresiliencia y las actualizaciones de voltaje de los alimentadores apoyan laintegracióndeenergíafotovoltaica.

823. LainversióndecapitalparalainfraestructuradedistribuciónpropuestaenelPlan de Acción totaliza $716 millones, de los cuales $582 millones estánrelacionadosalosalimentadoresyelremanenteasubestacionesaisladasdegas.ElPlandeAcciónnodivide los costosde inversióndel alimentadorenreemplazo de cables elevados por cables soterrados (undergrounding) yactualizacionesdevoltaje.

1167Id.Exhibits10-7,alapágina10-11yExhibit10-9alapágina10-13.1168Id.1169Id.Exhibit10-11alapág.10-14.1170Id.alapágina10-17.1171Id.alapágina10-17.1172Id.alaspáginas10-17a10-18.1173Id.alaspáginas10-18a10-20.

302

3. Recursosdelladodelademanda

a. EficienciaEnergética824. ElPlandeAcciónpropuestoestableceunobjetivodealcanzar2%deahorros

deenergíaporaño,yelpotencialdereducirdemandadeenergíaanualpor600GWhparael2025.1174Noidentificaaccionesespecíficasocronogramasparalograresasmetas.

b. Respuestaalademanda825. ElPlandeAcciónpropuestodisponeparalacreacióndeprogramasDRconla

meta de sobre 60 MW de flexibilidad de demanda para el 2025.1175 Noidentificaaccionesespecíficasocronogramasparalacreacióndeprogramas.

c. Generacióndistribuidayplantasdeenergíavirtuales826. El Plan de Acción propuesto no atiende expresamente la generación

distribuida(“GD”)nilasplantasvirtualesdeenergía,másalládeinversionesdesistemasdedistribuciónnecesariasparaapoyarlaGDquesediscutenenlaseccióndedistribución(arriba).

B. Interventores

1. AESPuertoRico(“AES-PR”)

827. En su Testimonio pre-radicado, Ronald Moe testifica sobre variaspreocupaciones que tiene sobre el Plan de Acción propuesto, o sobre lasimplicaciones para el Plan de Acción propuesto. Primero, testifica queconsiderapocoprobablequelaAutoridadyPuertoRicopuedanatraerbillonesdedólareseninversionesdecapitaldentrodelospróximospocosaños(pocotiempo) para desarrollar los nuevos recursos del Plan de Acciónpropuesto.1176Indicaqueantelaincertidumbre,laAutoridaddebiópresentarun“planderepuestoexplícitooptimizado”(enotraspalabras,un‘PlanB’).”1177Enasuntosrelacionados,elSr.Moetestificaqueloscostosrealesdeunnuevodesarrolloseríansustancialmentediferentesdeloscostosasumidos,debidoalos mayores costos de capital que refleja el riesgo de la Autoridad como

1174Id.alaspáginas10-22.1175Id.1176AES-PR,Testimoniopre-radicadodelSr.Moe,23deoctubrede2019,página3.

1177Id.alapágina24.

303

contraparte. Sugiere que el costo de capital del proyecto se trate como unsupuesto, y “permanezca comoun supuesto almenoshastaqueunoomásPPOAssehayanotorgado.”1178

828. ElSr.MoetambiénexpresasupreocupaciónsobreelanálisisdelaMiniRedylos elementos asociados del Plan de Acción. En particular, indica que elNegociadodeEnergíadebeevaluarnuevosconceptoscomolaMiniRedfueradelcontextodelPIRpropuesto,yquelaevaluaciónderesilienciayMiniRedesque la Autoridad presentó en este procedimiento no eran adecuados paraapoyarlaincorporaciónalPIRpropuesto.1179ElSr.Moeseñalaquelos400MWde turbinas de gas pequeñas asociadas con la propuesta de la MiniRed setoman como decisiones fijas en el modelaje, y por tanto pueden estarocasionandoque otras alternativas de generaciónmás eficientes seanpocorentables.1180

829. En su alegato final, la AES-PR incentiva al Negociado de Energía a seguiradelante con acciones costo-efectivas (“no regrets o sin arrepentimientos”)talescomoeficienciaenergéticayenergíasolar.LAES-PRademássugierealNegociadodeEnergíaarequerirmayoroptimizacióndelenfoquedeMiniRedydeopcionesagasnaturalantesdeaprobarningunadeestasinversiones.1181

830. AES-PRleimploraalNegociadodeEnergíaaaprobarunPlandeAcciónqueretengalaplantadecarbónhastael2027porqueproveelaenergíaeléctricademásbajocostodisponibleenPuertoRico,yelmodelajedelaAutoridaddeescenarios de retiro temprano demuestran que tal retiro incrementaría loscostosparalosclientescontribuyentes.1182AES-PRsolicitaadicionalmentequeel Negociado de Energía le ordene a la Autoridad a llevar a cabo análisisadicionalesdelaconversióndelaplantaagasnatural.1183

2. Arctas

831. EnsuAlegatoFinal,ActasatiendedostemasrelevantesalPlandeAcción:tiposdeequipoparacualquierposiblecontratacióndegeneraciónpico(“peaker")ylaimportanciadecompetirenigualdaddecondicionesenlacontrataciónpara

1178Id.alapágina19.1179Id.alapágina21.1180Id.alapágina20.1181AES-PRInformeFinal,alapágina1.

1182Id.alapágina9-12.1183Id.alaspáginas12-13y15-17.

304

cualquiersumaalacapacidaddePaloSeco.1184Encuantoalosgeneradorespicos (peakers), Arctas insta al Negociado de Energía a asegurarse que sepromuevan las ofertas de distintos tipos de equipo, incluyendo ambas,turbinas de gas y unidades motores de combustión interna alternativas(“RICE”porsussiglaseninglés),yquenoserequieranunidadesmóviles.1185Arctas argumenta que los proponentes también deben tener libertad deproponer el uso de varios combustibles.1186 En cuanto a la posible nuevageneraciónenPaloSeco,ArctasurgealNegociadodeEnergíaaasegurarsequelosactivosorecursosdelgobiernodePuertoRicoesténdisponiblesenigualmedidapara cualquier licitador cualificado.1187Estos activospueden incluirtierraparafacilidadesdeLNGyaccesoaatracaderosymuelledelaAutoridad.ArctastambiénrecomiendaquetalprocesofuturonoaventajeaundueñodeterminaldeLNGcomoNewFortressEnergy.1188

832. EnsuAlegatodeRéplica,ArctasproveerecomendacionesadicionalessobrelosprocesosdecontrataciónylaaprobacióndelNegociadodeEnergíaenelPIR propuesto, particularmente sobre la generación natural de gas ofacilidades de LNG. Arctas indica que “el Negociado de Energía debeoportunamente ejercer su poder para asegurar un proceso competitivo decontratación pública que completamente cumpla con todas las leyes yreglamentosrelacionadosalosprocesosdecontratación.”1189Arctasdiscuteladiferencia entre los procesos de contratación a través de la Autoridad deAlianzasPúblico-Privadas(“P3”)ycontrataciónbajo laResoluciónConjunta8815,aprobadaporelNegociadodeEnergíael1deseptiembrede2016.Segúndescrito por Arctas, bajo el proceso P3, los proyectos no se traen ante elNegociado de Energía hasta la última etapa de aprobación, cuando elNegociadodeEnergíadecidesiemitirunaCertificacióndeCumplimientodeEnergía bajo la Ley 120.1190 En contraste, Arctas describe que bajo laResoluciónConjunta8815,elNegociadodeEnergía tiene laoportunidaddeaprobarladecisióndeemitirunRFP,aprobarelRFPensí,yentoncesdecidirsobreelcontratomismo.1191

1184Arctas,AlegatoSustantivoyLegalFinal,6demarzode2020.

1185Id.alapágina33-34.1186Id.alapágina34.1187Id.alapágina35-38.1188Id.alapágina38-39.1189Arctas,RéplicaaAlegatosLegales,20deabrilde2020,pág.1.1190Id.alapág.3-4.1191Id.alapágina4.

305

833. Arctas argumenta que el proceso de la Resolución Conjunta 8815 proveemayorcertezaqueelprocesoP3paralosproponentesdeproyectosdequeelcontrato eventual será aprobado por el Negociado de Energía.1192 Arctassugiereque,siPREPAvaautilizarelprocesoP3,elNegociadodeEnergíadebeproveerdirecciónespecíficaenelPlandeAcciónaprobadosobrelosprocesosde contratación, acceso a o uso de los activos de la Autoridad o entidadgubernamental,ytérminosdecontratoaceptables.1193

834. Arctas añade que si elNegociado de Energía fuese a aprobar presupuestosespecíficosparaeldesarrolloporpartedelaAutoridaddenuevosrecursosdegeneración, proveería una señal clara a posibles licitadores de que laAutoridad y el Negociado de Energía están comprometidos a talesproyectos.1194Arctasargumentaquetalseñalclaraincrementaríaelinterésenlosproyectosyconduciríaaunprocesomáscompetitivo.1195

3. FondoAmbientaldeDefensa(EDF,porsussiglaseningles)

835. En su Testimonio pre-radicado, la Dra. Elizabeth Stanton expresa supreocupación de que el Plan de Acción propuesto no contenga suficientesnuevosrecursosdegeneraciónrenovableparacumplirconelRPSamenosquebaje la demanda de energía según proyectado debido a la eficienciaenergética.1196Ella indicaque“[d]ejardeconstruirrenovablesacortoplazoimpactaránegativamentelahabilidaddePuertoRicodecumplirlasmetasdeenergíarenovableesbozadasenlaLey17.”1197

836. EnsuAlegatoFinal,elEDFargumentaque,antelaincertidumbresustancial,elNegociado de Energía debe desarrollar una estrategia costo-eficiente (“noregrets”)queproduzcaresultadosque“claramentesenecesitan,mientrasqueevitacualesquieracompromisosquepuedanllevaragrandescostosyactivosperdidosos.” 1198 El EDF indica que un Plan de Acción basado en grandesadiciones de energía renovable y no plantas de nuevo ciclo combinado ogeneración pico (“peaking”) “sería consistente con una estrategia costo-

1192Id.alapágina4-5.1193Id.alapágina5-6.1194Id.alapágina6-7.1195Id.alapágina7.1196EDF,TestimonioPre-radicadodelaDra.ElizabethStanton,23deoctubrede2019,pág.16.1197Id.alapágina19.1198EDF,AlegatoFinal,pág.39.

306

eficiente(“noregrets”)yunaestrategiademenorcosto.”1199Enparticular,elEDF recomienda que el Negociado de Energía apruebe un PIR modificadobasado en el escenario S3S2S8B.1200 EDF adicionalmente detalla accionesespecíficasrecomendadas:

• Elconstruirocontratarpara3,900MWderenovablesy1,640MWdealmacenamientodebatería(atravésdeunatecnologíaagnóstica/unRFPdetodoslosrecursos);1201

• No limitar la capacidad de expansión de energías renovables yalmacenamiento;1202

• Retirar todas las unidades de vapor para el 2025, excepto porEcoEléctrica;1203

• Noconstruir,ollevaracabocualquierplanificacióndesitioeingenieríaparaningunadelasnuevasplantasdegasduranteelperiododecincoañosdelPlandeAcción;1204

• UsartarifasoRFPsparaadquirir700MWdegeneracióndistribuidaparael2025;1205

• EmitirunRFPdetecnologíaneutral(abiertoasolucionesdelladodelaofertaodemanda)paraserviciosalaredtalescomocapacidadpicoparacumplirconpicosdeveranocomosecuelaalosdañosaCostaSur;1206

• Desarrollareficienciaenergéticayprogramasderespuestaademandacon valor presente a largo plazo de presupuestos de $300millones omás;1207

• Involucraraclientesyaactivosdeclientesatravésdeestrategiascomocentraleseléctricasvirtuales;1208

1199Id.alapágina40.1200Id.alapágina42.1201Id.alapágina43.1202Id.alapágina44.1203Id.1204Id.1205Id.alapágina44-45.1206Id.alapágina45-46.1207Id.alapágina46-47.1208Id.alapágina48-50.

307

• CondicionalmenteaprobarunaMiniRedparadecidir siel conceptodeMiniRed es capaz de funcionar según planificado, e incluirmanejo decargas,investigacióncuidadosadeopcionesdegeneración,yundiseñopara llevar conocimiento y experiencia relevante para fomentar unfuturodeenergíarenovabledescentralizado;1209

• Reevaluar la necesidad de cumplir cargas críticas únicamente conrecursostérmicos;1210

• Estudiarlosrecursoseólicosmarinos(vientoquesopladelatierrahaciael mar y del mar hacia la tierra) e hidroeléctricos antes del próximoPIR;1211

• Conduciroptimizaciónadicionalsobrelamezclaóptimaderecursosdeenergíarenovable;1212y

• Requerir que el próximo PIR se lleve a cabo en dos años, en vez detres.1213

837. ElEDFadicionalmenteproveerecomendaciónparaelprocesoaserutilizadoen futuros PIRs, incluyendo la selección del consultor, participación deaccionistas, uso de resultados para modelaje, y pre-aprobación para laherramientademodelaje,aportacionesysupuestos.1214ElEDFadicionalmenterecomiendaquelosprocesosfuturosdePIRdebenutilizarmétodosavanzadosde planificación de red relacionados a la planificación de la distribución eincluirevaluacionesderiesgodetalladas.1215

838. EnsuAlegatodeRespuesta,elEDFrespondealarecomendacióndelaOIPCdeun Plan de Acción basado en S4S2S9 y reitera su apoyo para una versiónmodificadadeS3S2S8(sinningunaplantadegasnueva),basadoenqueelplanpreferidodeEDFesmásconsistenteconlaLey17.1216ElEDFadicionalmentenoestádeacuerdoconlasugerenciadelaOIPCdeaprobarunnuevoCCGTaCostaSur.1217ElEDFadicionalmentereiterasuargumentoparaaprobarsolo

1209Id.alapágina50-51.1210Id.alapágina52.1211Id.alapágina52.1212Id.alapágina52-53.1213Id.alapágina53.1214Id.alapágina54-58.1215Id.alapágina58-61.1216EDF,AlegatodeRéplica,20deabrilde2020,página.21.

1217Id.alapágina23-24.

308

unaMiniRedeimplementargradualmenteestaestrategiaúnicaensuclase,encontraste con la recomendación de la OIPC de la estrategia completa deMiniRedesbozadadentrodelS4S2S9.1218

4. EmpireGas

839. EnsuTestimoniopre-radicado,elSr.RamónGonzálezSimounetindicaqueelpropano (“LPG”,por sus siglasen inglés)esuncombustiblemásapropiadoparalasunidadespico1219debidoalainfraestructuralimitadadePuertoRicodegasnatural,1220elestadorelativamenteavanzadodeinfraestructuraLPGymercadosen la Isla (en relaciónal gasnatural),1221yel retode logísticadeentregar gas natural licuado a localizaciones a través de la Isla mediantecamión.1222 El Sr. González Simounet adicionalmente recomienda que lainfraestructuradeLNGpropuestaenelPlandeAcciónseadesarrolladaenvezparaimportarLPGyquelasturbinasdegasAerodeMayagüezseconviertanaLPG, en vez de gas natural.1223 A corto plazo, adicionalmente testifica quePREPAdebeconsiderarconvertirfacilidadesqueactualmentequemendiéselopetróleoapropano.1224

840. ElAlegatoFinaldeEmpireGasreiteralasrecomendacioneseneltestimoniodel Sr. González Simounet sobre el uso de LPG para las unidades pico, eldesarrollodeLPGenvezdefacilidadesdeimportacióndeLNG,laconversiónde las turbinas de Mayagüez a LPG, y la conversión de plantas existentesmayoresaLPG.1225

5. OficinaIndependientedeProteccióndelConsumidor(“OIPC”)

841. EnsuTestimoniopre-radicado,el Sr.GerardoCosmeNúñez testificaqueelPlandeAcciónpropuestodelaAutoridadnoessuficientementeflexibleparaatender incertidumbres en el pronóstico de cargas y el costo o ritmo deimplementaciónderecursosderenovablesyalmacenamientodeenergía.1226

1218Id.alapágina22-23.1219TestimoniodelSr.RamónGonzálezSimounet,15deoctubrede2019,páginas38-39.

1220Id.alapágina27-281221Id.alapágina26-271222Id.alapágina29-301223Id.alapágina39-40.1224Id.alapágina41.1225EmpireGasCompany,Inc.,AlegatoFinal,6demarzode2020,alaspáginas6-8.

1226Testimoniopre-radicadodelSr.GerardoCosmeNúñez,23deoctubrede2019,alapágina3.

309

Además testifica que las preocupaciones pueden atenderse al requerirprocesos y análisis adicional antes de aprobar la construcciónde cualquiergeneracióndecombustiblefósil,entregaofacilidadesdealmacenamiento.1227

842. En su alegato final, la OIPC apoya la implementación del escenario S4S2S9(S4S2conlaretencióndeEcoEléctrica).1228LaOIPCseoponealdesarrolloopre-desarrollodeplantasdecombustiblefósilenYabucoaoMayagüez,debidoalriesgoqueestoscostosdedesarrollopuedanperdersesieldesarrollosolarydealmacenamientopuedellevarseacaboalritmoproyectado.1229LaOIPCtambiénfavoreceelusocontinuodelsitiodeCostaSurparalageneracióndegasnatural,sobreeldesarrollodeunaplantanuevadeciclocombinadoenPaloSeco y la infraestructura de combustible asociada.1230 La OIPC tambiénfavoreceeldesarrollodeenergíarenovabledistribuidaparamitigarelriesgode desarrollo para grandes proyectos renovables.1231 La OIPC insta alNegociadodeEnergíaamodificaradicionalmenteelPlandeAcciónpropuestoparaestablecerunplandeacciónagresivoparalareparaciónymantenimientoadecuado de la flota de generación existente, para utilizar y mantener enservicio las unidades más costo efectivas.1232 Finalmente, la OIPC apoya laeficienciaenergética(especialmentesobrecalentadoresdeagua,loscualeslaOIPCindicaquehanprobadoserexitososenotrosprogramasenPuertoRico)y respuesta a la demanda, y la integración futura de IRP con un Plan deRecursosdeIntegraciónDistribuida.1233

843. EnsualegatodeRéplica,laOIPCreiterasuapoyoparalageneraciónrenovable(de techo) distribuida, especialmente como estos recursos todavía no sonimplementados en niveles que deben ser críticos para operaciones de lared.1234 La OIPC adicionalmente sugiere que las facilidades solares deutilidadesseaninstaladasenlasáreasafectadasotechos,envezdeenterrenoagrícola.1235LaOIPCrecomiendalaevaluacióndelapotencialcapacidadparaimplementación e integración de sistemas de energía solar fotovoltaica detechoconalmacenamiento,incluyendoelpotencialparacomunicacionespara

1227Id.alapágina4.1228AlegatoFinaldelaOIPC,6demarzode2020,alaspáginas9-11

1229Id.alaspáginas5-6.1230Id.alaspáginas10-11.1231Id.alaspáginas6-7.1232Id.alapágina10.1233Id.alaspáginas11-13.1234AlegatodeRéplicadelaOIPC,20deabrilde2020,páginas4-5.

1235Id.alapágina7

310

apoyarplantasdeenergíavirtual.1236LaOIPCexpresadudadequelosclientesestarándeacuerdoendarlecontroldesusrecursosdebateríaalaAutoridadcomo parte de plantas de energía virtuales, porque los clientes tendránpreocupacionesdetenerenergíaconfiableencasodeunapagón.1237LaOIPCargumentaqueloscostosdealmacenamientoendescensoyelincrementodeconfiabilidaddelaredpuedenmitigarestapreocupacióndelosclientes.1238Encuanto a la hidroelectricidad, la OIPC sugiere que el Negociado de Energíarequiera a la Autoridad el conducir un estudio de modernización para lasfacilidades hidroeléctricas existentes y evaluar el integrar generación deenergíaalasplantasdepuradorasdeagua.1239

844. ElAlegatodeRéplicade laOIPCtambiénindicaquelaOIPCharevisadoloscomentariossometidosporlosmiembrosdelpúblico.ElalegatotransmiteelentendimientodelaOIPCdequeloscomentaristaspúblicosnoestánafavordelosnuevosrecursosdecombustiblefósilreflejadosenelPIRpropuesto.1240

6. OrganizacionesLocalesAmbientales(“LEOs”)

845. EnsuTestimoniopre-radicado,elSr.RonnySandovalproveeobservacionessobre el Plan de Acción propuesto, con un enfoque en planificación yMiniRedes.Testificaque las inversionesdeMiniRedes en el PlandeAccióncompletamenteevitanlosesfuerzosdelosaccionistasdelGrupodeTrabajodeResilienciadelProcesodePlanificacióndelSistemadeDistribución.1241Indicaque“[s]indesarrollarunentendimientocomúnconaccionistasdecómomedirelprogresopara lograrresiliencia,examinar lascondicionesde lasqueunotratahacerseresilientecontra,etc.noesposibledeterminarsilasinversionespropuestasrealmenteproveenlossistemasmáseficientesysuficientementeconfiables que pueden desarrollarse.”1242 El Sr. Sandoval testifica que unaformaenquelaresilienciadifieredelaconfiabilidadesquelaresilienciaseenfocaenelimpactoaloshumanoscontrarioalrendimientodelsistema.Comoresultado, “involucrar a los accionistas directamente en estos asuntos es laúnicamaneradeasegurarlosimpactoshumanosasociadosainterrupciones

1236Id.página14.

1237Id.página13.1238Id.página14.1239Id.página12.1240Id.página16.1241Testimoniopre-radicadodeRonnySandoval,23deoctubrede2019,página7.1242Id.página8.

311

eléctricas se manejen eficientemente.”1243 El Sr. Sandoval identifica áreasparticulares que la Autoridad debe atender para hace una transición a unparadigma de Planificación de Distribución Integrada, incluyendopronosticación, modelaje de sistema, análisis de capacidad de “hosting”,consideración de alternativas sin cables e involucración significativa deaccionistas.1244 El Sr. Sandoval también sugiere que el desempeño de laAutoridad relacionado a la confiabilidad y la involucración de clientes serastreeconmétricas.1245

846. En cuanto a las inversiones de MiniRedes, el Sr. Sandoval adicionalmentedispone que el Plan de Acción debe “tomar en cuenta la habilidad de lossistemasqueyaestánenlínea[instaladosporclientesdelaAutoridad]paracumplir con sus propias necesidades de resiliencia determinando cuantainfraestructura adicional la Autoridad necesita invertir.”1246 Testifica queapoyarimplementacióndeDERparaatendercargascríticastambiénincluiríaexpeditarelaccesoamapasdecapacidadde”hosting”,optimizarlosprocesosde interconexión, y otros elementos de Planificación de Sistema deDistribución.1247ElSr.SandovalsugierequelaAutoridaddebeconsideraruna“implementacióngradualdeinversionesderesiliencia,comenzandoporáreasque tengan recursos de generación ya establecidos y puedan requeririnversionesincrementalesmásbajascomparativamenteeninfraestructuradetransmisión.1248 Este identifica el área de San Juan como el lugar paracomenzar las inversiones deMiniRedes. Indica que otras áreas pueden seraptasparaunaestrategiabasadamásenmicroredesqueenMiniRedes.1249

847. EnsuAlegatoFinal,LEOinstaalNegociadodeEnergíaarechazarelPlandeAcciónpropuestoporque:

• LaAutoridadsobreestimóelcostodegeneracióndistribuidayenergíasolar fotovoltaica a escala de empresa de servicios públicos (utility-scale);1250

1243Id.página9.1244Id.alaspáginas23-30.1245Id.alaspáginas33-34.1246Id.alapágina10.1247Id.1248Id.alapágina15.

1249Id.1250AlegatoFinaldeLEOs,6demarzode2020,alapágina10-14

312

• LaAutoridadfallóentomarencuentalahabilidaddeenergíarenovabley almacenamiento para proveer resiliencia, y de esa manera corrigiórecursostérmicosnonecesariosensupropuestadeMiniRed;1251

• La Autoridad propone reservar márgenes que son más altos de lonecesario,ydeesamaneracreacostosmásaltos;1252

• EltratodeeficienciaenergéticaenelPIRPropuestoesinsuficiente,,1253ysilascargassonmásaltasqueelcasobase,elplanESMnocumpleconlosrequisitosRPSdelaLey17;1254

• ElIRPpropuestonoincluyeelimpactodelosvehículoseléctricos;1255y

• El Plan de Acción Propuesto no incluye planes específicos paraimplementarenergíasolar fotovoltaicaal ritmovislumbradoenelPIRpropuesto.1256

848. LEOsinstanademásalNegociadodeEnergíaarechazarlapropuestadelPlandeAccióndegastar$3.8billonesparatransmisiónparaapoyarelconceptodeMiniRedes. Argumentan que esta conclusión se apoya en la evidencia queindica una falta de certidumbre en cuanto a cuáles inversiones sonrequeridas;1257queelconceptodeMiniRedestieneunsolopuntodefalloenelrecurso térmico sirviendo cargas criticas;1258 y que la Autoridad no se hainvolucrado con el público o con el Grupo de Trabajo de Resiliencia en elprocesodePlanificacióndelSistemadeDistribucióndelNegociadodeEnergíaencuantoalconceptodeMiniRedes.1259

849. LEOsindicanqueelNegociadodeEnergíadeberechazarelcomponentedelPlan de Acción de obtener permisos e ingeniería preliminar para posiblesCCGTsenYabucoayMayagüezporqueestasopcionesdegeneraciónnuncafueronseleccionadascomounaopcióneconómicaenelmodelajeAurora;1260mantener lacobertura financieracreauncostodeoportunidadremoviendo

1251Id.alaspáginas16-191252Id.alaspáginas19-241253Id.alaspáginas24-291254Id.alaspáginas261255Id.alaspáginas29-30.1256Id.alaspáginas31.1257Id.alaspáginas.35y391258Id.alaspáginas36-37.1259Id.alapágina37.1260Id.alapágina44

313

recursos de añadir cuanta energía fotovoltaica como sea practicable, tanrápidocomoseaposible;1261yelriesgoquelosfondosgastadosenmanteneresta cobertura financiera se gastarían sin dirigirse a proyectos reales quebeneficiarían a clientes contribuyentes en vez de en generación renovablemodularquepuedatenerunatasaestabledeimplementacionesexitosas.1262

850. ElAlegatoFinaldelosLEOssugiereaccionesqueelNegociadodeEnergíadebeincluirenunPlandeAcciónmodificado.Estosincluyen:

• LanzarprogramasEEdeiniciorápido(incluyendoprogramasdirigidoshaciacalentamientosolardeaguayrefrigeración);1263

• IrtrasDRdeclientescomercialeseindustriales;1264

• Adoptar las recomendaciones del grupo de trabajo de eficienciaenergéticadelNegociadodeEnergía;1265

• FacilitarlaintegraciónofDG,renovablesyalmacenamiento,através:

o Interconexión automática bajo el Comunicado Técnico 19-021266;

o CoordinacióncondueñosparaobtenervisibilidadyhabilitarVPPs;

o Coordinaciónparadesarrollarunplandeinvolucracióndeclientes;y

o Incentivos para clientes que implementan sistemas dedistribuciónsolaryalmacenamiento;1267y

• Investigar alternativas que no sean de cables para inversiones deMiniReda travésdelusodemicroredesyalmacenamientodistribuidoparaproveerresiliencia.1268

851. EnelAlegatodeRéplicadelosLEOs,losLEOsatiendenlostemastraídosporel Negociado de Energía sobre la energía solar de techo, generación

1261Id.alapágina45.1262Id.alapágina46.1263Id.alapágina27.1264Id.alapágina29.1265Id.alapágina28.1266https://Autoridadpr.com/es-pr/Site-Servicios/ComunicadosTecnicos/Comunicados%20Tecnicos%202019.pdf

1267Id.alaspáginas31-34.1268Id.alapágina40.

314

hidroeléctrica, y plantas virtuales de generación de energía. En cuanto a laenergíasolardetecho,losLEOsreiteranlasaccionesensuAlegatodeRéplicay añaden una recomendación para abrir un “docket” para examinar lasopcionesparafinanciargeneracióndistribuida.1269LosLEOsindicanqueconestas acciones establecidas, Puerto Rico puede alcanzar las metas de lapropuestaQueremosSol(que75%deloshogarestenganenergíasolardetechodeaproximadamente1.5kWacompañadospor10kWhdealmacenamientodeenergíaparael2035).1270SobrelageneraciónhidroeléctricalosLEOsapoyanunestudioparaelpotencialderehabilitarplantashidroeléctricasexistentesasícomoelpotencialdeusar tecnologíamimicro-hidroeléctricamásnuevaparacrearfacilidadesdistribuidas.1271

852. SobrelosVPPs,losLEOsexpresansuapoyogeneralparalaagregacióncomounamaneradecapturarelvalordelsistemaeléctricodelossistemasiniciadospor clientes.1272 Ellos enfatizan que los procesos de contratación paraagregadosVPPson importantes, e instanalNegociadodeEnergíaparaquegaranticequesecumplaconsuReglamento8815.1273LosLEOsindicanquelatransparencia en cuanto a las necesidades de la red es importante parahabilitar respondedores potenciales para desarrollar propuestas noveles yeficientes.1274LosLEOsexpresanpreocupacióndequelaagregaciónnosealaúnicasoluciónparageneracióndistribuida,yaquelosPuertorriqueñosdebajoingreso requieren un modelo distinto para poder pagar energía solar yalmacenamiento.1275LosLEOsindicanquelaAutoridaddebecrearprogramaspara traer losbeneficiosdegeneracióndistribuidaa comunidadesdebajosingresos.1276

7. InterventoresSinFinesdeLucro(“NFP”,porsussiglasenespañol)

853. EnsuTestimoniopre-radicado,elSr.EricAckermantestificóqueelPlandeAccióndebeatendermétodosavanzadosdeplanificaciónderedeseléctricas(también conocidos como Planificación de Distribución Integrada y

1269AlegatodeRéplicadeLEOs,20deabrilde2020,alapágina5.

1270Id.1271Id.alapágina7.1272Id.alapágina8.1273Id.alapágina9.1274Id.alapágina10.1275Id.alapágina8-9.1276Id.alapágina11.

315

PlanificaciónIntegradadeRed).1277Indicaqueestosmétodosutilizananálisis“bottoms-up” para evaluar cargas en el nivel de distribución de circuito,utilizannuevasherramientasparasimularflujosdeenergíaeléctricaenlareddedistribución, y evalúan capacidadde “hosting”ymúltiples escenariosdecrecimientoDER.1278TambiénindicaqueestosmétodosevalúanloscostosybeneficiosdenuevasaplicacionesDERbasadosensulocalizaciónenlared,ypermitiría a la Autoridad optimizar el uso de DERs para confiabilidadincrementadayresilienciadecargascríticas..1279ElSr.Ackermanindicaquedeben añadirse tres tareas al Plan de Acción para utilizar PlanificaciónAvanzadadelaRed:1)llevaracabounaauditoríaparaevaluarlascapacidadesde planificación la Autoridad en relación a lo que sería requerido paraimplementar la PlanificaciónAvanzada de la Red, identificar a los recursosrequeridos, y desarrollar un plan de múltiples años para introducir laPlanificación Avanzada de la Red; 2) llevar a cabo un entrenamiento paraincrementar el entendimiento de la Planificación Avanzada de la Red y lasherramientas de programa requeridas para implementarlo; y 3) crear ungrupodeusuariosconparticipantesdeHawaii,California,yPuertoRicoparacompartir informaciónysoluciones.1280ElSr.Ackermanconcluyequehastaquenoseimplementenlosmétodosdeplanificaciónavanzadadelaredparadirigir inversiones,elNegociadodeEnergíadeberequerirque laAutoridadrevisesuenfoquedeMiniRedesyaprobarúnicamenteinversionesmínimasenturbinasdegasylainfraestructuradesuministrodeLNG.1281

854. El Sr. Ackerman también testifica que el Plan de Acción propuesto debeatender una estrategia abarcadora para la involucración de los clientesincluyendocolaboraciónconclientesparaatraerprosumidores,yproveeunalistadepotencialeselementosparaunaestrategiaparafacultaralosclientesque incluye compensación por servicio complementario, el uso de metrosavanzados,interconexiónsimplificadayexpandirprogramasEEyDR.1282

855. EnsuTestimonioSuplementario,elSr.AckermanindicaqueelPlandeAcciónpropuestodebeserrealizadoparaimplementar“unaestrategiacompletaparala involucración de clientes” para adquirir eficiencia energética, queprobablementesealafuentemáseconómicadeofertaenvistadelaprimade

1277TestimoniodelSr.EricAckerman,22deoctubrede2019,alapágina12.

1278Id.alapágina131279Id.1280Id.alaspáginas15-17.1281Id.alapágina24.1282Id.alapágina17-19

316

riesgorelacionadoconquiebraqueseasociaríaconinversionesdelladodelaoferta.1283 Indica que la involucración de clientes debe incluir educaciónabarcadoradeclientessobreopcionescostoefectivasparaEEyDR,yquelaAutoridady elNegociadodeEnergíadeben considerarutilizar incentivosyfinanciamiento en la factura para promover la participación de cliente enprogramasEEyDR.1284

856. EnsuTestimoniopre-radicado,elSr.JoséAlemántestificaquelageneraciónhidroeléctricadebeserprioridadsobrelageneracióndegasnaturalenelPIRpropuesto, estoporque cuestamenosyproveebeneficiosadicionales comocargabaseyrecursodearranqueenceroconocidoenlaindustriacomo“black-start resource” .1285 Además, testifica que el Negociado de Energía deberequeriralaAutoridadquelleveacabounanálisisyevaluacionesderecursoshidroeléctricos incluyendo los costos de revisión y reparación de unidadesexistentes(incluyendounidadesnooperacionales),yrequeriralaAutoridadque desarrolle un plan de acción especifico y detallado para cada sitiohidroeléctrico.1286

857. EnsuArgumentodeCierreyAlegato,losInterventoresNFPargumentanqueelNegociadodeEnergíaafrontaelPlandeAcciónsabiendoquevaatenerquecontinuarproveyendoplanesdesupervisiónyrevisiónenmúltiplesocasionesentreahorayel2038.1287LosInterventoresNFPsugierencuatroáreaspararealzar elPlandeAcciónPIR:1) implementarPlanificaciónAvanzadade laRed, 2) involucrar clientes; 3) procesar solicitudes de interconexión; y 4)revisitarlaestrategiaparafacilidadescríticas.1288Atravésdeestasáreas,losInterventores NFP argumentan para el uso de herramientas analíticas,aprendiendo de estrategias utilizadas en otros sitios, y utilizandocolaboracionesogruposdeusuarios.También indicanqueelNegociadodeEnergíadebeaprobarlacantidaddesuministrodeenergíanecesitada,ysuscaracterísticasrequeridas,peronotecnologíasespecíficas.1289Encuantoalahidroelectricidad,elNFPreiteralasconclusionesdelSr.AlemányargumentaqueunPIRquenoincluyaplanesespecíficosparafacilidadeshidroeléctricaspriva a la isla deun recurso importantede energía renovable que también

1283TestimonioSuplementariodeEricAckerman,10dediciembrede2019,páginas3-4.

1284Id.alapágina4.1285TestimoniodelSr.JoséAlemán,22deoctubrede2019.,página8-10.

1286Id.alapágina10-11.1287ArgumentodeCierreyAlegatodelosInterventoresNFP,6demarzode2020,alapágina17.

1288Id.página181289Id.página19.

317

puedeproveerconfiabilidaddesistemayresilienciaparalasáreascentralesmontañosas donde vive la mayoría de la gente socio-económicamentevulnerableenPuertoRico.1290

8. ProgresióndeEnergía

858. EnsuTestimoniopre-radicado,elSr.KevinBanistertestificaquelaAutoridaddebellevaracabounanálisisadicionaldevientoquesopladelatierraalmar,yqueelPlandeAccióndebeincluirhasta500MWdevientoquesopladelatierraalmar.1291

9. AsociacióndeAlmacenamientoSolarydeEnergía–PuertoRico(“SESA-PR”porsussiglaseningles)

859. EnsuRéplicaalosAlegatosFinales,SESA-PRrecomiendaqueelprocesodedesarrollar el próximo PIR comience antes, en relación con la fecha decompleciónesperadayseadesarrolladoencolaboraciónconaccionistas.1292SESA-PRtambiénidentificaporcionesdelosalegatosfinalesdeotraspartesconloscualesestádeacuerdo;lasposicionesdeestaspartesestánresumidasenlasporcionescorrespondientesdeestasección.

10. Sunrun

860. EnsuTestimoniopre-radicado,elSr.ChristopherRauschertestificaque losVPPs deben de ser explícitamente contratados, aun si los recursoscomponentes han sido desplegados “autónomamente” por clientes.1293 Enparticular,testificaquelosVPPsdebencontratarseantesqueotrosrecursospara poder servir el propósito de desplazar o reducir la necesidad de esosotrosrecursos.1294ElSr.RauschertestificaadicionalmentequelaAutoridadnonecesitaríacomunicacionesdirectasconcadacomponentedeunVPP.1295Envez,laAutoridadpodríacomunicarseconunagregado,queencambiotendríacomunicaciónindependienteconloscomponentesatravésdeconexionesporcelularoWi-Fideclientes.1296IndicaquelaAutoridadnotendríaquehacer

1290Id.página19-20.1291TestimonioPre-radicadodeKevinBanister,23deoctubrede2019,líneas266-268y277.1292SESA-PR,RéplicaaAlegatosFinales,20deabrilde2020,alapágina2.

1293TestimonioPre-radicadodelSr.ChristopherRauscher,23deoctubrede2019,alapágina9.

1294Id.1295Id.alapágina15.1296Id.

318

ningún cambio a facturación, estructurasde tarifas, o comunicaciones a losclientes, porque el agregado maneja esos aspectos de la relación VPP-participante (incluyendo compartir el ingresode cualesquierapagos que laAutoridadhaceporeldesempeñodelVPP).1297

861. EnsuAlegatoFinal,SunrunargumentaqueelPIRpropuestodebeincluirVPPscomo “primeradecisión, solución costo-eficiente (“no regrets”), y por tantoinformar acciones de contratación de recursos de la Autoridad a cortoplazo.”1298SunrunestudialosmandatosestatutariosrelacionadosalPIRyalageneración distribuida, incluyendo particularmente la Ley 17 para proveerapoyo para que el PIR incluya acciones en apoyo de los VPPs.1299 Sunrunenfatiza la importancia del Plan de Acción PIR en dirigir la contrataciónesperada,segúndescritoenelReglamento9021.1300

862. ElNegociadodeEnergíaespecíficamentesolicitóquelosAlegatosdeRéplicaatendieran los VPPs.1301 En su Alegato de Réplica, Sunrun propone dosposibles enfoques para contrataciónVPP.1302 Al primero se le refiere como“utilityofftake”yconsistiríaenquelostechosdelosedificiospúblicos(conuntamaño mínimo promedio del techo de 10,000 pies cuadrados) esténdisponiblesparaunacuerdodealquilerdetechode$0acambiodeenergíaderepuestoen losedificios.LaAutoridadoel licitador impondríanelradiodealmacenamientodeenergíaa laenergíagenerada, laAutoridad tendríaquecompensarallicitadorporunaenergíacombinadaycapacidaddeproducto,oporlosdosserviciosseparadamente.Elsegundoposibleenfoqueesprocurarla capacidaddeproyectos participando enmétricas de generaciónneta. Encualquiera de los dos casos, Sunrun propone que se le invite al licitador asometer licitaciones en unidades de 10 MW, hasta 300 MW.1303 SunrunadicionalmentedescribevariasestrategiasparaVPPscomooperandoenlosE.U.,incluyendoprogramasde“traertupropiodispositivo”,1304yargumentaque

1297Id.alapágina16-17.1298Sunrun,AlegatoFinalSustantivo,6demarzode2020,alapágina2.1299Id.alapágina10-11.1300Id.alapágina11-12.1301Véase,ResoluciónyOrden,InRe:RevisióndelPlandeRecursosIntegradosdelaAutoridaddEnergíaEléctricadePuertoRico,CasoNúm.CEPR-AP-2018-0001,3demarzode2020,enlostemasidentificadosduranteelProcesodeComentariosPúblicosquelaspartesdebenatenderensusAlegatosdeRéplica.

1302Sunrun,AlegatoenCumplimientoconOrden,20deabrilde2020,alapágina2.

1303Id.alapágina1.1304Id.alapágina4.

319

el Negociado de Energía debe integrar y adoptar estrategias probadas encuantoalosVPPsenelPlandeAcción.1305

11. Wartsila

863. EnsuAlegatoFinal,WartsilarecomiendaqueelNegociadodeEnergíatrateelPIRpropuestocomounmapaderuta,yquecualquierRFPqueresultedebeserlomásamplioposible.1306

12. AmicusCuriae

a. RockyMountainInstitute(RMI)864. EnsuAlegatoEnmendado,RMIatiendelainclusiónenelPlandeAccióndelas

actividadespreliminaresdepermisoseingenieríaparalosterminalesdeLNGygeneracióndegasenMayagüezyYabucoa.RMIargumentaqueperseguirtalesactividadespreliminareses“particularmentecuestionabledadoqueloslímites de las capacidades internas de la Autoridad son citados comojustificación para reducir el ritmo de adquisición de energía solarfotovoltaica.”1307 RMI argumenta que dirigir recursos limitados haciafacilidades que puede que jamás se construyan representa un “costo deoportunidadsignificativo”porquepuedelimitarlacapacidaddisponibleparaintegrar energía solar y almacenamiento en el sistema de energía.1308 RMIindicaqueelNegociadodeEnergíanodebeaprobarelLNGogeneracióndegasenMayagüezoYabucoa,ydeberestringirlahabilidaddelaAutoridaddeutilizarrecursoslimitadosdepersonalentalesproyectos.1309EncuantoaPaloSeco,RMIinstaalNegociadodeEnergíaaescudriñarlajustificaciónparatalfacilidaddebidoalhechodequeloscasossinPaloSecosoncomparablesencostoyencostosdeenergíassolarespuedensermásbajosqueloasumidoenel PIR Propuesto. RMI dirige la atención del Negociado de Energía al casoS3S2S8, que ofrece costos comparables a S4S2 mientras que provee unatransición más directa a 100% energía renovable y limitando riesgo de lapérdida de los costos.1310 RMI adicionalmente argumenta que despacharS3S2S8porseruncambiomayordelstatusquo(alalejarsede losrecursos

1305Id.1306WartsilaNorthAmerica,Inc.,AlegatoLegalySustantivoFinal,6demarzode2020,alapágina1-2.1307RockyMountainInstitute,AlegatoEnmendadodeAmicus,20dediciembrede2019,página161308Id.1309Id.1310Id.alapágina17.

320

térmicos)noestájustificadoporqueelmodelajedelPIRpropuestodemuestraqueS3S2S8satisfacedemandayPuertoRicoeventualmenterequeriráelretirodetodalageneracióntérmicanorenovable.1311

865. En cuanto a los recursos distribuidos y los VPPs, RMI argumenta que elNegociadodeEnergíadebeestablecerguíasclarasdecontrataciónparaquelos recursosdistribuidosnoseexcluyan indebidamente.1312Esto incluyenoestablecercantidadesmínimasdelicitaciónmuyaltas—RMIcitaproyectosdemucho menos de 10 MW en capacidad—y evitando requisitos técnicosimpropios.1313

C. RefutacióndelaAutoridadyAlegatos1. TestimoniodeRefutación

866. EnsutestimonioderefutaciónparalaAutoridad,elDr.BacalaorespondealapreocupacióndelSr.Moe’s(entestimonioparaAES-PR)dequenohayacapitaldisponibleparalaAutoridadenlacantidadycostoquefueasumidoenelPIR.ElSr.Bacalaoindicaqueelriesgodequenohayacapitaldisponible,oseamuycaro,existeentodos losescenariosdelPIR.1314Sinembargo,argumentaqueparapropósitosdeplanificaciónesrazonableasumirquehaycapitaldisponibleporqueelhacercualquierotraconjetura“esencialmenteparalizaríaelprocesode planificación, lo que haría que el proceso de planificación de recursosintegradosfueseunejerciciocompletamentefútil.”1315

867. En su Alegato Final, la Autoridad mayormente reitera el fundamento pararecomendarelPlandeAcciónpropuesto,queestaesbozadoenelmismoPIR.Enparticular, laAutoridad indicaquecreequeelPlandeAcciónPropuestoproveela“másrobustaestrategiaparatransformarelconjuntoderecursosdegeneracióneléctricadePuertoRicoyacelerandolapenetracióndeenergíasrenovables a lameta de lograr el cumplimiento con lameta de política deenergíade100%deenergíarenovable.”1316LaAutoridadreiterasuapoyoaldesarrollodecoberturas“hedges”degasnaturalquepuedanserdesarrolladasy construidas, de ser necesario, para atender déficits en otras fuentes degeneración. En su alegato, la Autoridad también provee una historia y

1311Id.alapágina18.1312Id.alapágina23.1313Id.1314TestimoniodeRefutacióndeNelsonBacalao,20dediciembrede2019,página14.

1315Id.1316AlegatoFinaldelaAutoridad,6demarzode2020,página26.

321

justificaciónparaelPlanESMquenosepresentacomounahistoriasingularenotrolugardelPIRotestimoniodelaAutoridad.LaAutoridaddescribequeel Plan ESM refleja la colaboración con expertos liderados por la OficinaCentral para Recuperación, Reconstrucción, y Resistencia (“COR3, por sussiglaseninglés).1317LaCOR3publicóunPlandeModernizacióndelSistemadeEnergía en febrero de 2019 ,1318 pero estaba en desarrollo almomento deinformar el desarrollo del escenariopara el PIR ennoviembrede2018.1319PREPAmodelóunescenarioESMcomounaversiónmodificadadelescenarioS4S2,condecisionesfijasadicionales.1320ElescenarioESMsubsiguientementeha sido ajustado para tomar en cuenta la aprobación de la Ley 17, elincrementodeladependenciaenlageneracióndistribuida,yelincrementodelaeficienciaenergética,entreotroscambios.1321LaAutoridadexplicaqueelPlandeAcción,basadoenelPlanESMyelescenarioESMestádesignadopararetenerflexibilidadparatomarencuentalagunasentreofertaydemandaaldesarrollar oportunidades de generación de recursos y entonces soloconstruyéndolas“si lacargasedesvíadelpronósticodelPIRpropuestoo lageneración renovable y los recursos de almacenamiento que no estánrealmentedisponiblesalgradorequeridoparasatisfacerlacarga.”1322

868. ElAlegatodeRéplicadelaAutoridadatiendenumerosostemastraídosporlosinterventores,yenrespuestaproveemayorclaridadsobre laposiciónde laAutoridad en cuanto a temas relevantes al Plan de Acción propuesto,incluyendo limites prácticos al ritmo de despliegue de la energía solarfotovoltaica y almacenamiento de la energía de batería; la dependencia engeneracióndegas,elvalordecoberturasfinancierasylosméritosdelPlandeAcciónpropuestocomparadoconlosescenariosS3S2S8yS4S2S9favorecidospor algunos interventores; el balance de planificación apropiado entresistemas de energía solar fotovoltaica de techo distribuida y generación aescaladeempresadeserviciospúblicos;elroldelosVPPs;ylasinversionesdetransmisiónparaapoyarMiniRedes.

869. En cuanto a los límites en el ritmo de despliegue para energía solarfotovoltaicayBESS,laAutoridadargumentaqueelPlandeAcciónincluyelaadopcióndeestosrecursosaunritmoquecumplirácontodoslosrequisitos

1317Id.alapágina28-29.1318Id.alapágina30.1319Id.alapágina31.1320EldocumentodetrabajodelaAutoridad“ConsiderationsontheESMPlan.docx”,página1

1321AlegatoFinaldelaAutoridad,6demarzode2020,página32.

1322Id.alapágina33.

322

legales, incluyendo losRPS.1323LaAutoridadenfatizaqueelPlandeAcciónpropuesto “reflejaría el más rápido despliegue de energías renovables,almacenamiento de energía de batería y generación distribuida que seconsideren viables”.”1324 La Autoridad argumenta que otras partes no hanpresentadoevidenciadequeloslímitesutilizadoseneldesarrollodelPlandeAcciónsonirrazonables,nidequelaAutoridadnotengaalgunarestricciónenelritmoenelquelosrecursospuedenañadirse.1325LaAutoridadconcluyequeobservarloslímitesanuales“noinhibiráalaAutoridaddelograrunritmodeintegracióndeenergíarenovableydesistemasdealmacenamientodeenergíadebateríaquenuncaanteshasidologrado.”1326

870. Encuantoa ladependenciaen lageneracióndegasyelvalordemantenercoberturasfinancieras,PREPAargumentaque“[e]ncaminarseenlarutadenoinvolucrarse en el pre-desarrollo temprano y permitir esfuerzos para lasfacilidadesagasdeYabucoayMayagüezdejaríaalaAutoridadexpuestaalaresponsabilidaddelidiarconcargasmásaltasmediantegeneraciónineficienteycostosa,ocontratandoparalainstalacióndemayorcapacidaddegeneraciónrenovable que lo que sería económico.”1327 La Autoridad adicionalmentedisponequeutilizarS3S2S9oS4S2S9(segúnmodificadoporEDFyOPICensusalegatos)“imposibilitaríaeldesarrollodeunrecursodegeneracióngrandeen el norte, en Palo Seco, cerca del centro de carga de San Juan, el cual laAutoridadyelDepartamentodeEnergíadeE.U.creenqueseríacríticamenteimportante para el mantenimiento de servicio en el norte durante y traseventosclimáticosqueimpactenlíneasdetransmisióndelargadistancia.”1328LaAutoridadaseguraalaspartesyalNegociadodeEnergíaque“laaprobacióndelPlandeAcción,segúnsometidoalNegociadodeEnergía,noledaríaalaAutoridad la autorización de entrar unilateralmente en contratos decontrataciónderecursosdegeneraciónindividual,desurgirlascondicionesadecuadas;yaquesegúnlosreglamentosyleyesaplicables,elNegociadodeEnergía es la entidad que debe revisar y autorizar cada decisión de laAutoridaddesolicitarycontratarrecursosdegeneraciónparticulares.”1329

1323AlegatodeRespuestadelaAutoridad,20deabrilde2020,página17.

1324Id.alapágina19.1325Id.alapágina17.1326Id.alapágina22.1327Id.alapágina34.1328Id.alapágina36.1329Id.alapágina51.

323

871. En cuanto al balance de cartera entre los recursos de techo y a escala deempresadeserviciospúblicos(“utility-scale”),laAutoridadargumentaquenopuede planificar basado en la “esperanza” que la energía solar de techo ysistemas de almacenamiento sean desarrollados al ritmo requerido paracumplirconlanecesidaddePuertoRicodeenergíasolarycapacidad.1330LaAutoridadidentificaquelascorridasdemodelajesLTCEllevadasacaboparael PIR incluyen el impacto de cantidades substanciales de generacióndistribuida, eficiencia energética, y respuesta de demanda, sin embargodemuestran que todavía hay una necesidad de cantidades grandes degeneraciónde energía renovable a escala de empresade servicios públicos(“utility-scale”)ycantidadesmenoresdegeneracióndegas.1331

872. EncuantoalosVPPs,elAlegatodeRéplicadelaAutoridadindicaque“siseofrecen arreglos VPP apropiadamente documentados en las solicitudes derecursos contempladas por el PIR propuesto, y se demuestra que sonconfiables y competitivos con recursos a escala de empresa de serviciospúblicos (“utility-scale”), no hay razón por la cual la Autoridad no losseleccione.”1332

873. En cuanto a las inversiones de transmisiones para apoyar la propuesta deMiniRed del PIR, la Autoridad señala que las inversiones de transmisiónidentificadas permitirían la generación a escala de empresa de serviciospúblicos servir de carga local como secuela de un evento mayor.1333 LaAutoridadreiteraqueelanálisisdelvalordecargaperdidapresentadoenelPIRpropuestodemuestraquesilapropuestadelaMiniRedprevieneunacargaperdida para un periodo de varias semanas, la inversión se justificaría. Encuanto a la necesidad de generación térmica para suplir cargas críticas, laAutoridad indica que en el caso que los recursos renovables y dealmacenamientoquepuedan estar “disponibles cuando seannecesarios”, elPlanPreferidodeRecursosoPlandeAcciónnoprohíbeutilizarestosrecursosenvezdefuentestérmicas.”1334

D. Discusión874. ElReglamento90211335describelosrequisitosdedocumentaciónydesarrollo

paraunPlandeAcción.SeñalaqueelPlandeAcciónserábasadoenunPlan

1330Id.alapágina10.1331Id.alapágina24.1332Id.alapágina10.1333Id.alapágina38-39.1334Id.alapágina9.1335Reglamento9021,§§2.03(K)(1)y(2).

324

PreferidodeRecursosycubriránomenosqueunperiododecincoañosdesdelafechadelaradicacióndelPIRpropuesto.ElPlandeAcciónincluiráunatabladeaccionesclaves incluyendo losprocesosdecontrataciónesperados,y lasadquisiciones deseadas del lado de la demanda, del lado de la oferta,transmisión, distribución y recursos de infraestructura de combustible.También incluirá retiros o modernizaciones de recursos de generaciónexistentes, entrada en o cesación de acuerdos de compra de energía ycualesquiera otros compromisos de recursos. El Plan deAcciónModificadodescritoabajocontieneesasacciones.

1. PlanPreferidodeRecursosdelaAutoridad875. LaAutoridadpropusoelescenarioESMcomosuPlanPreferidodeRecursos.El

Negociado de Energía NO APRUEBA el Plan Preferido de Recursos de laAutoridad, según discutido en la Parte III(G) arriba. La Parte III(G) arribaencontróqueunamayordependenciaenenergíasolarfotovoltaicayrecursosde batería y un mayor ritmo de instalación de esos recursos, y menordependencia en recursos de gas, era un plan de recurso de menor precioutilizandoelvalorpresentederequisitosdeingresospúblicos.ElNegociadodeEnergía DETERMINA que el incremento en el despliegue de energía solarfotovoltaicaylosrecursosdebateríadebeperseguirsesilosresultadosdelosprocesosdecontrataciónencontraronqueloscostosreflejanlosparámetrosasociados con el Escenario S3S2 (para todos los niveles de carga bajo eseEscenario)ysiesosrecursosestándisponiblesparainstalaciónmásrápidaqueloqueseasumíaparaelPlanESMdelaAutoridad.

876. El Negociado de EnergíaDETERMINA que un Plan de Recursos PreferidosModificadosparalaplanificacióninicialdelaadquisiciónincluyelascantidadesde energía solar fotovoltaica y de batería contenidas en el Escenario S3S2BdurantelosprimeroscincoañosdelperíododelPlandeAcción.ElNegociadodeEnergíaCONSIDERAque,conelfindedeterminarlosobjetivosgeneralesdeinstalaciónderecursosdeenergíarenovableparaelsistemadelaAutoridad,elPlan de Recursos Preferidos Modificados incluye el nivel de DG modeladodirectamentecomoinsumoentodoslosescenariosderecursosdelaAutoridad.ElNegociadodeEnergíaDETERMINAqueestascantidadesentotalreflejanlosobjetivos generales de instalación para el sistema de la Autoridad, que secumpliránmedianteuna combinaciónde comprasdirectas, descritasError!Referencesourcenotfound.acontinuaciónseresumenestascantidades,queindican una gama de recursos de almacenamiento de energía renovable yenergía de las baterías que servirán como límites superiores e inferiores alconsiderar los niveles generales de contratación en torno a los cuales laAutoridadformularáunplandeadquisiciones.EstoslímitessuperioreinferiorestánformadosporlosresultadosdelmodeladodelaAutoridaddelosnivelesdecargabase"FullEE"y"LowEE",yreflejanlasadicionesdealmacenamiento

325

deenergíasolarfotovoltaicaydebateríaobservadasen2025enelApéndiceCError!Referencesourcenotfound.queesdelarespuestadelaAutoridadalROI-10-5delNegociadodeEnergíayreflejaelpatróndeinstalaciónanualvistoenlosarchivosmétricosdelaAutoridadparaestosEscenarios.

Tabla 16. Metas En General de Instalación para Plan Preferido de Recursos Modificado[ComentarioPREB:asegurarsedequelareferenciacruzadasealaadecuada]

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

EscenarioS3S2B(ROI-10-5)EnergíaSolarFotovoltaica,

MW

- 300 900 1,500 2,100 2,700 3,060

EnergíaSolarFotovoltaica,MWPropiedaddelCliente

208 273 310 339 368 397 428

TotaldeEnergíaSolar,MW 208 573 1,210 1,839 2,468 3,097 3,488

AlmacenamientodeEnergíadeBatería,MW

40 240 840 1,160 1,360 1,360 1,360

Nota:“TotaldeEnergíaSolar”eslasumadeGDsolardelconsumidor,ylacantidaddePVsolardelresultadomodeladodelEscenario.Fuente:respuestadeAutoridadalROI-10-5delNegociadodeEnergía,adicionesdecapacidadS3S2B;Apéndice4,instalacionessolaresGD.

877. ElPlanPreferidodeRecursosModificadoestábasadoenelEscenarioS3S2B.ElPlanPreferidoModificadodeRecursosi)contieneunnivelincrementadodeenergíasolarfotovoltaicayrecursosdebateríarelacionadosalEscenarioESMde la Autoridad, ii) excluye la necesidad de una nueva unidad de ciclocombinado enPalo Seco, y iii) excluye los nuevos recursospico (“peaking”)incluidosenelplandelaAutoridadcomounadecisiónfija.IncluyerecursosdeEficienciaenergéticasegúnmodeladosenlosescenariosdepronósticodecargabasedelaAutoridad.

2. PlandeAcciónModificado878. DeacuerdoconloshallazgosydecisionesenestaResoluciónyOrdenFinal,y

segúndiscutidoabajoenestaSección,elNegociadodeEnergíaMODIFICAelPlan de Acción propuesto de la Autoridad. El Plan de AcciónModificado sepredica,enunamodificaciónalPlanPreferidodeRecursosdelaAutoridadyal

326

Escenario ESM, basados en la lógica esbozada en la Parte III(G) de estaResoluciónyOrdenFinal.

879. DeacuerdoconloshallazgosydecisionesenestaResoluciónyOrdenFinal,ysegúndiscutidoabajoenestaSección,elNegociadodeEnergíaNOAPRUEBAelPlandeAcciónpropuestodelaAutoridadsegúnpresentadoyMODIFICAelPlandeAcciónpropuesto.ElPlandeAcciónModificadosepredica,primero,enunamodificaciónalPlanPreferidodeRecursosdelaAutoridadyalEscenarioESM,por la lógica esbozadaen la Sección III(G)de estaResoluciónyOrdenFinal. Esto incluye un nivel incrementado de energía renovable segúnesbozadoenlaTabla16arriba.ElPlandeAcciónModificadoestaráenefectoporcincoañosdesdelafechadelaemisióndeestaResoluciónyOrdenFinal,amenosqueotracosadispongaelNegociadodeEnergía.

880. ElPlandeAcciónModificadodependedeunacombinacióndefortalecimientodelsistemadetransmisiónydesplieguederecursosdistribuidosparaasegurarunsistemaenergéticoresiliente,ademásdelosplanesdelaAutoridadparaelfortalecimientodelsistemadedistribución.ElNegociadodeEnergíaACEPTAel concepto de MiniRedes como un mecanismo para proveer resilienciadurante lapérdidade transmisiónuoperacionesde sistemadedistribucióndebidoalmaltiempo.Elcuerpodeevidenciadenumerososinterventoresenesteprocedimiento,incluyendoaquelladeSunrun,LEOs,InterventoresNFPyRMI, confirma la viabilidad de los recursos distribuidos para proveerresistencia frente a la pérdida de transmisión u operaciones del sistema dedistribucióndebidoalmaltiempo.1336LaAutoridadconfirmasuentendimientoquerecursosdistribuidosmáspequeñospuedenproveerapoyopararequisitosderesiliencia.1337Portanto,elNegociadodeEnergíaNOACEPTAlageneracióntérmicacomoelúnicorecursoautilizarseparacumplirconcargascríticasenregionesdeMiniRed.

881. La Autoridad reconoce que se requiere “optimización adicional” paranecesidades del sistema de transmisión como parte de su enfoque deMiniRed.1338 En gran parte por esta falta de optimización, el Negociado deEnergíaDESAPRUEBAelgastode$5.9billonesen inversiónde transmisiónparalaestrategiaMiniRedsegúnpropuestoporlaAutoridad.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueesnecesariocomenzarunprocedimientoseparadoparadeterminarelnivelóptimodefortalecimientoadicionaldelatransmisión,

1336Forexample,seeDirectTestimonyofChristopherRauscherofSunrun,pages4-5;DirectTestimonyofRonnySandovalfortheLEOsatpages13-21;DirectTestimonyofEricAckermanfortheNFPintervenors,pages17-19;andRMIAmicusCuriaeBriefatpages3,and20-24. 1337LaRespuestadelaAutoridadalosROI1-1y1-2delosNFPsindicandoquelosrecursosdelosclientescontribuiríanaalcanzarlacargacríticaydeprioridad.AlegatoFinaldelaAutoridad,página10.

1338TestimoniodelDr.Bacalao,VistaEvidenciaria,5febrero2020,sesióndelamañana,circa00:10.

327

másalládelendurecimientodeciertosactivosexistentessegúndescritoenlaSección III(I) de esta Resolución y Orden Final. En este procedimientoseparado,elNegociadodeEnergíaevaluarálainterseccióndeprovisionesderesiliencia con mayores gastos de fortalecimiento de transmisión en(inicialmente)unoodosregionesdelaMiniRed;yprovisionesderesilienciamediante despliegue de recursos distribuidos locales. Los recursosdistribuidos locales pueden proveer resiliencia y reducir los costos detransmisióndeotraformaasociadosconlaestrategiapropuestadeMiniReddelaAutoridad.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaprovisiónlocalderesiliencia distribuida incluye el establecimiento o apoyo de la microred eincluyeprovisióndeenergíaycapacidadporclientesoprosumidores.

882. LacolocacióndelosclientescomocentralesenelplandelaAutoridad1339debepermitir a dichos clientes el competir para proveer oferta de energía derecursosdistribuidoscomopartedelosrecursosdisponiblesparaoperartrasuna tormenta severa. El Negociado de EnergíaENCUENTRAque la energíaprovistaporlosconsumidoresconstituyeunaporcióndelaprovisiónlocalderesilienciadistribuida.

883. Este Plan de Acción Modificado consiste en directrices específicas a laAutoridad,incluyendolossiguientescomponentesclaves:

• Desarrollo por la Autoridad, con dirección del Negociado deEnergía, de un plan detallado para la contratación de recursosrenovablesyalmacenamientodeenergíadebateríaparacumplirconelRPS;

• Establecimiento de un nuevo procedimiento para explorar comomejoroptimizarlosgastosdelsistemadetransmisiónenapoyodelconcepto de MiniRed como y donde sea de más valor y costo-efectivoparalosclientes.Esteprocedimientoincluirálaevaluaciónde una resiliencia de recurso distribuida suplementaria apotencialesinversionesdetransmisióndeMiniRed;

• Determinación de calendarios de retiro para las unidades degeneración de petróleo más antiguas (con la aprobación deconversión a operación de condensación sincrónica en algunasunidades), lo cual dependerá en cumplir metas específicas deconfiabilidad:completarunanuevacapacidaddealmacenamientodeenergíadebatería,posible capacidadpicoadicionalyobtenerrecursos de respuesta a demanda y reducción de carga picomediantelaprovisióndeeficienciaenergética;

1339PIRPropuesto,página1-1,“Centradoenclientes”.

328

• DeterminarlasecuenciadeesfuerzosrequeridosypermitidosconrespectoacómolaAutoridadllevaacabolospermisoseingenieríapara la utilización del sitio de Palo Seco para generación,almacenamiento y otros usos. Esta acción de ninguna maneraretrasará las primeras dos emisiones de RFP para energíarenovableyrecursosdeenergíadebatería;

• Establecer programas de Eficiencia de Energía que crezcan deprogramas iniciales de inicio rápido a enfoques completos yagresivos;

• PosibilitacióndeunaRespuestaalaDemanda;

• Aprobación condicional de ciertos aspectos no deMiniRed de latransmisiónyplanificacióndedistribucióndelaAutoridad;

• Desaprobacióndeciertasinclusionesdegeneraciónderecursosde“decisiónfija”enelPlandeAcciónpropuestodelaAutoridad.

• DesaprobacióndeinclusionesdeinfraestructuraLNGenelPlandeAcciónpropuestodelaAutoridad.

884. El Negociado de Energía por la presente describe acciones de las que laAutoridadquedaráacargoatravésdelospróximoscinco(5)añosfiscalesdeconformidad con el Reglamento 9021.1340 Este Plan de AcciónModificadopermaneceráensusitiohastatantootroPlandeAcciónseaaprobadoporelNegociadodeEnergía.

3. DirectricesdelNegociadodeEnergíaencuantoalProcesoyAprobaciones885. LainclusióndelNegociadodeEnergíadeaccionesoinversionesespecificasen

este Plan de Acción Modificado no constituye una pre-aprobación de esasacciones o inversiones por el Negociado de Energía, ni se garantiza a laAutoridadlarecuperacióndecostosrelacionadosaesasaccionesoinversiones.La Autoridad debe presentar ante el Negociado de Energía solicitudesespecíficas,yaseaenuncasodetarifauotroprocedimiento,paralaaprobaciónde acciones e inversiones individuales. Tales solicitudes deben veniracompañadasdeladocumentaciónydelanálisiscorrespondiente.

886. Paramuchasdelasdirectriceslistadasabajo,laAutoridaddebepresentarconelNegociadodeEnergíainformacióndetallada,talcomoinformesdeprogreso,y,cuandosearequerido,redactarRFPs,conformealoaplicable.LaAutoridaddebe cumplir con los términos y condiciones de los reglamentos aplicablescuando llevaa caboprocesosde contratación competitivos conducidospara

1340Reglamento9021,§203(K)(2)(b).AccionesquelaAutoridadtomaríaluegodeFY-2025nosediscutenenestePlandeAcciónModificado.

329

cumplirconlasdisposicionesdeestaResoluciónyOrdenFinal.ElNegociadodeEnergíaejercerásuspoderespararevisarygarantizarquelaAutoridadlleveacabounprocesodecontratacióncompetitivoquecumplaplenamenteconlasmetasyobjetivosdelPlandeAcciónModificado,estaResoluciónyOrdenFinaly todas las leyes y reglamentos aplicables relacionados a los procesos decontratación. Todo el proceso de licitación competitivo se ajustará a losobjetivosydirectricesaquíesbozados.

887. Conformea lo arriba expuesto, elNegociadodeEnergíaproveeráuna fechalímite para cada uno de los informes o presentaciones solicitadas. Si laAutoridadentiendequenopuedecumplirconalgunadelasfechaslímites,laAutoridadoportunamenteproveeráavisoalNegociadodeEnergíanomenosde10díasantesdelafechalímite.Cualquiertalavisoincluiráunajustificaciónparaelretrasoyunapropuestarazonableparaunanuevafechalímite.

888. Al final de esta Sección se provee una tabla resumiendo el Plan de AcciónModificado.

4. RecursosdeOfertaa. Nuevosrecursosrenovablesyalmacenamientodebatería

889. ElNegociadodeEnergíaORDENAa laAutoridadaemitirunaseriedeRFPsparaproveerenergíarenovableenapoyodelasmetasRPS(CarteradeEnergíaRenovable)delaLey82,yparaproveeralmacenamientodeenergíadebateríaenapoyoderequisitosdecapacidadnecesariosparacumplirconlosrequisitosde carga pico de la Autoridad y en apoyo de requisitos de integración paraenergía renovable. Las cantidades agenciadas de energía renovable yalmacenamientode energía de batería asociadas con losRFPs reflejarán lasnecesidadesengeneraldeenergíarenovableydealmacenajereflejadasenelPlanPreferidodeRecursosModificadoyendefinitivatomaránencuentalosrecursosrenovablesexistentesylosnuevosrecursosrenovablesinstaladosenañosfuturos.

890. Según indica la sección de radicación de la Autoridad esbozada arriba, losEscenariosS3S2ByS4S2BdelPIRPropuestoinicialmentepresentadosreflejanniveles de energía solar fotovoltaica y capacidad de almacenaje de bateríabasados en un nivel completo de Eficiencia Energética incorporado alpronósticodecarga.

891. LosEscenariosS3S2yS4S2ambosvenunnivelaúnmásaltodeenergíasolarfotovoltaicaycapacidaddealmacenamientodebateríacomoresultadodelosmodelajesLTCE,paranivelesdecargaquesonmásaltosporunnivelreducidodeEficienciaEnergéticamodeladoenlaRespuestadelaAutoridadalROI9-1delNegociadodeEnergía.EnelApéndiceC,lasTablasC-4yC-5demuestranlosresultadosdelaadiciónderecursodelmodelajeLTCEdelaAutoridadenla

330

Respuesta de la Autoridad al ROI 9-1 y ROI 10-5 del Negociado de Energía(respectivamente).

892. Parael2025,lasinstalacionesdeenergíasolarfotovoltaicaS4S2fluctúandesde2,580MWa3,300MWatravésdetodoslosescenarios(yhasta4,680MWsinohaylímitesimpuestosentarifasdeinstalacióndeenergíasolarfotovoltaica);ylasinstalacionesS3S2deenergíasolarfotovoltaicafluctúandesde3,060MWa3,900MWatravésdetodoslosescenariosdecarga(yhasta5,220MWsinohaylímitespuestosentarifasdeinstalacióndeenergíasolarfotovoltaica).

893. Parael2025,lasinstalacionesdealmacenamientodeenergíadebateríaS4S2fluctúandesde1,360MWa1,520MWatravésdetodoslosescenariosdecarga(y hasta 2,000 MW si no hay límites puestos en tarifas de instalación dealmacenamientodeenergíadebatería);einstalacionesdealmacenamientodeenergíadebateríaS3S2fluctúande1,360MWa1,640MWatravésdetodoslosescenariosdecarga(yhasta1,720MWsinohaylímitesimpuestosenlastarifasdeinstalaciónBESS).

894. Para el 2038, el nivel de energía solar fotovoltaica e instalaciones dealmacenamiento de energía de batería incrementa a través de todos losEscenarios,ybajocualquieradelosnivelesdecarga.ParaS3S2,bajoelniveldecarga“EEBaja”,lasinstalacionesdeenergíasolarfotovoltaicaparael2038son5,640 MW, y las instalaciones de almacenamiento de energía de bateríaalcanzan3,040MW.

895. Al describir los resultados de modelaje del Noveno ROI del Negociado deEnergía,laAutoridadindicaque:

Todos los planes tienen niveles similares de energía solar fotovoltaicainstalados para el 2025 llegando bien cerca a los limites por año einstalandomásde3,000MWdefotovoltaicos.Estoesunindicioclarodelaadecuacióndemaximizarelritmodeadopcióndeestageneración.1341

896. La Autoridad indica que incluir la instalación de energía renovable yalmacenamiento de batería es una acción costo-efectiva (“no regrets”)requeridacomoresultadodelPIRpropuesto.1342

897. El Negociado de Energía está de acuerdo que la instalación de energíarenovableydealmacenamientodeenergíaesunaaccióncosto-efectiva(“noregrets”)yENCUENTRAquemaximizarlatasadeadopcióndeenergíasolarfotovoltaica y tecnología de almacenamiento de batería está claramenteindicado en los resultados demodelaje del PIR propuesto. El Negociado deEnergíaADICIONALMENTEENCUENTRAafavordeestaaccióncosto-efectiva

1341RespuestadelaAutoridadalNegociadodeEnergía,ROI-09-01,página12,2dediciembrede2019. 1342VistaEvidenciaria,TestimoniodelDr.Bacalao,7febrero2020,sesióndelamañana,01:20.

331

“noregrets”yORDENAquelametademaximizarlatasadeinstalacionesdeenergíasolar fotovoltaicayalmacenamientoenPuertoRicosecumplacomopartedelPlandeAcciónModificado.

b. ProcesodeContrataciónCompetitivo

898. Los planes de la Autoridad de instalar los recursos renovables requeridos,comoenergíasolarfotovoltaicayrecursosdealmacenamientodeenergíadebatería,sepredicanenlacontratacióncompetitivaatravésde laemisióndeRFPs.1343Durante la Vista Evidenciaria, el testigode Sunrun el Sr. Rauschertestificósobrelahabilidadderecursosdistribuidossolaresydebatería,como“centrales eléctricas virtuales” para proveer la energía y servicios dealmacenamientoquedeotramanerahubiesensidoprovistosporenergíasolarfotovoltaica a escala de empresa de servicios públicos (“utility-scale”) yalmacenamiento de energía de batería.1344 Otros testigos interventorestambién testificaron sobre, o expresaron en sesiones informativas, de lahabilidaddelosrecursosdistribuidosdeproveerenergíaycapacidadparalasnecesidadesdelaAutoridad,ademásdepotencialmenteproveerbeneficiosderesiliencia.1345EltestigodelaAutoridad,elDr.Bacalaoestuvodeacuerdoenque mientras la Autoridad tenga visibilidad de la generación distribuida oalmacenamiento de batería,1346 y las características del recurso distribuidosean comparables a aquellas provistas a escala de empresa de serviciospúblicos(“utility-scale”),nohayrazónporlacualnopuedacompetirconlosrecursos a escala de empresa de servicios públicos (“utility-scale”) para laprovisióndeenergíaycapacidaddealmacenaje.1347LaAutoridadhaindicadoquetienelaintencióndequetodaslasadicionesdegeneraciónseanagenciadascomoPPOAs.

899. LaLey17 requiere que laAutoridad alcanceunnivel de cartera de energíarenovablede40%parael2025.LaLey17apoyalainstalacióndecapacidaddealmacenamiento de energía para permitir incrementos en instalaciones derecursos renovables.1348LaLey17 tambiénapoya lapromociónde recursosdistribuidos para proveer energía y capacidad necesarias y potencialmente

1343PIRpropuesto,páginas10-2–10-3.

1344TestimonioDirectodelSr.Rauscher,página4.

1345Prof.Irizarry-Rivera,página27-28;Dr.Stanton,página25;Dr.Woychik,páginas.6,9,11-13;Sr.Ackerman,página10-12;Sr.Sandoval,páginas11-17;RMIAlegatoEnmendadoAmicus,páginas20-24.1346VistaEvidenciaria,TestimoniodelDr.Bacalao,4defebrerode2020,sessióndelatarde,01:16,6defebrerode2020,sesióndelamañana,02:27,03:40

1347VistaEvidenciaria,TestimoniodelDr.Bacalao,[fecha],sesióndelamañana,03:41:4402:26:29y02:27:16y02:30:20.

1348AlegatoFinaldelaAutoridad,página10.

332

resiliencia como recursos de microredes o puntos de resilienciaindependientes. Conforme a la Ley 17, todas las solicitudes para obtenerenergía renovable, capacidad y almacenamiento de energía de bateríapermitiránlaparticipacióndetodoslosrecursoselegibles.1349Losrecursosacumplirconestosrequisitosincluiránlaenergíasolarfotovoltaica,laenergíaeólicaehidroeléctrica.1350MientraselmodelajederecursosdelPIRPropuestogeneralmente no seleccionaba recursos eólicos para incluirlos en el plan demenorcosto,laAutoridaddirectamenteconfirmóenlaVistaEvidenciariaquelosrecursoseólicospodríanparticiparencualquiersolicituddecontratacióndeenergíarenovable.1351

900. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueelplandelaAutoridaddeutilizarRFPs para solicitar energía solar fotovoltaica y capacidades de recursos deenergíadebateríaalineadoconsunecesidadporestosrecursosesaceptable.El Negociado de Energía también ENCUENTRA que contratacionescompetitivasparaobtenerPPOAsparaestosrecursosdebenestarabiertasatodas las formas de energía renovable, incluyendo, pero no limitado aenergía eólica, energía hidrológica, VPP, energía solar fotovoltaica yalmacenamiento.ElNegociadodeEnergíaADICIONALMENTEENCUENTRAque la Autoridad no debe limitar innecesariamente el nivel de contratacióngenerala250MWbloques,sinoquetienequeseguirunaestrategiaqueintentecontratarlacantidadderecursosrequeridosbajoS3S2B.1352Comopartedeunplandecontratacióncompetitivo,laAutoridaddebedescribirmásrecursosdepersonal internos o externos, limitaciones, y potenciales soluciones acualesquieralimitaciones,segúnrequerido,parapodercumplirconlosnivelesde energía renovable y almacenamiento de recursos de batería en el PlanPreferidodeRecursosModificado.

901. El Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad a desarrollar procesoscompetitivosdesolicitudparacontrataciónderecursosrenovablesyrecursosde almacenamiento de energía de batería en apoyo de hallazgos costo-eficientes(“noregrets”)paraestosrecursosdelPIRencumplimientoconlasmetasdelaLey17-2019parainstalacionesdeenergíarenovableyexcederesas

1349 La Ley 82 define el término energía renovable alternativa como la energía derivada de las siguientes fuentes: (a)combustióndegasderivadodeunrellenosanitario;(b)digestiónanaeróbica;y(b)pilasdecombustible.VerArtículo1.4(13)delaLey82.Además,laLey82defineenergíarenovablesustentablecomolaenergíaderivadadelassiguientesfuentes:(a)energíasolar;(b)energíaeólica;(c)geotermia;(d)combustióndebiomasarenovable;(e)gasdecombustiónderivadodebiomasa renovable; (f) combustióndebiocarburantesderivados exclusivamentedebiomasa renovable; (g) energíahidroeléctrica;(h)energíarenovablehidrocinéticaymarina,comosedefineenlaSección632delaLeydeSeguridadeIndependenciaEnergéticade2007;yenergíatérmicaoceánica.VerArtículo1.4(15)delaLey82.

1350Ley17§1.4(15).

1351VistaEvidenciaria,TestimoniodelDr.Bacalao,5febrero2020,sesióndelatarde,circa03:41.

1352 Segúnvistoen laRespuestade laAutoridada las corridasdemodelajedelROI-10-5delNegociadodeEnergíaenrespuestaalaSolicituddeInformación10-5delNegociadodeEnergía.

333

metas donde sea económico. La Autoridad o el Operador de Transmisión yDistribución,consupervisióndelNegociadodeEnergíabajolosprocesosdelReglamento 8815, correrán todas las subastas competitivas de acuerdo conestePlandeAcciónModificado.

902. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaqueenoantesdesesenta(60) días desde la fecha de notificación de esta Resolución y Orden Final,sometaunborradordePlandeContrataciónderecursosrenovablesyrecursosdealmacenamientodeenergíadebatería(“PlandeContratación”)alNegociadode Energía. El Negociado de Energía ADICIONALMENTE ORDENA a laAutoridadapresentaruninformedeestatussobreeldesarrollodesuborradorde Plan de Contratación no más tarde de treinta (30) días de la fecha denotificacióndeestaResoluciónyOrden.LaAutoridadincluiráenelborradordelPlandeContrataciónlasiguienteinformación:

• UnadescripcióndetalladadelPlandeContratacióncompleto;

• UnadiscusióndecómoelPlandeContrataciónconsideraunmedioparaminimizarelriesgodecontraparteyportantopotencialmenteincentivaa licitadores a ofrecer precios más bajos, dado el estatus económicoactualdelaAutoridad.Estoincluiríaconsideracióndeorganizacióndelos procesos de RFP para no fijar los precios altos antes, si los RFPsorganizados después pueden asegurar mejores precios más bajos delicitación;

• Unaplantillaparalosprocesosdesolicituddecontratación(RFP’s);

• UnaplantillaparaunPPOAparalaprovisióndeenergíaycapacidadquesepuededespacharparaventaalaAutoridad;

• El Plan de Contratación debe permitir a la Autoridad escoger paraseleccionar recursos para PPOAs en exceso delmínimo de 1,000MW(energía solar fotovoltaica u otra energía renovable con energíaequivalente)o500MWmínimo(almacenamientodeenergíadebateríau otra energía renovable con energía equivalente) para cualquiera oambosenergíarenovableycapacidaddealmacenamientodebateríasieseconómicamentecostoefectivoysiesviableencuantoalainstalación.

• ElPlandeContrataciónpuedecontemplarcontratarunacantidadmenorderecursosquelacantidadmínimadesolicitudes,dependiendodelasrespuestasrecibidas.

• El Plan de Contratación debe indicar el cronograma de instalaciónplanificado para recursos, basado en un estimado de la cantidad detiemporequeridoentrelosperiodosdecontratacióneinstalación.

334

• El Plan de Contratación debe ser transparente en comunicar elcronograma esperado de publicación de RFPs subsiguientes a seremitidosensecuencia(ej.cadaseismeses,por lospróximostresañosparauntotalde6partesdepublicacionesdeRFP).Lacontrataciónderecursosesporadelantado(“front-loaded”)dentrodelperiododecincoaños para permitir tiempo para la construcción, interconexiones ycomisióndentrodelperiododecincoañosdelPlandeAcción.

• ElcalendariodecantidadesmínimasdelRFPeselsiguiente,deacuerdocon los objetivos de cantidades en el Plan Preferido de RecursosModificado1353:

§ 1raParte:almenos1,000MWdeenergíasolarfotovoltaica(uotraenergíarenovableconenergíaequivalente),almenos500MW(2,000MWhoequivalente)almacenamientodeenergíadebatería.

§ 2da Parte: al menos 500 MW de energía solar fotovoltaica (u otraenergíarenovableconenergíaequivalente),almenos250MW(1,000MWhoequivalente)almacenamientodeenergíadebatería.

§ 3era Parte: al menos 500 MW de energía solar fotovoltaica (u otraenergía renovable con energía equivalente), 250MW (1,000MWhoequivalente)almacenamientodeenergíadebatería.

§ 4ta Parte: al menos 750 MW de energía solar fotovoltaica (u otraenergía renovable con energía equivalente), 250MW (1,000MWhoequivalente)almacenamientodeenergíadebatería.

§ 5ta Parte: 750 MW de energía solar fotovoltaica (u otra energíarenovable con energía equivalente), 250 MW (1,000 MWh oequivalente)almacenamientodeenergíadebatería.

§ 6ta Parte: 750 MW de energía solar fotovoltaica (u otra energíarenovable con energía equivalente), 250 MW (1,000 MWh oequivalente)almacenamientodeenergíadebatería.

Tabla 17. Guía para energía solar fotovoltaica/Energía Renovable, y Almacenamiento deEnergíadeBateríaPartesdeRFP

1353LoscomunicadossubsiguientesdeRFPsediseñaráncomoseanecesarioparaobtenercontratosparainstalarrecursosdeenergíarenovableycantidadesdealmacenamientodeenergíadebateríaasociadasconelperiododelPlandeAccióndelPlanPreferidoModificado.

335

Energíasolarfotovoltaicauotraenergíaequivalente,

MW

4-hr.EquivalentedeAlmacenamientodeBatería,

MW

FechadeseadadepublicacióndeRFP

PartedeContratación

Mínimo Cumulativo Mínimo Cumulativo

dic-20 1 1000 1000 500 500

jun-21 2 500 1500 250 750

dic-21 3 500 2000 250 1000

jun-22 4 750 2750 250 1250

dic-22 5 250 3000 250 1500

jun-23 6 750 3750 250 1750

903. Lascantidadesde laspartessubsiguientesa lasprimerasdospartespuedenajustarsesiocomonecesarioparatomarencuentainstalacionesdegeneracióndistribuidaque contribuyea cumplir con las cantidades engeneraldelPlanPreferidoModificadoypararecursosquelaAutoridadidentifiqueycontrateen exceso de las cantidades mínimas requeridas en cada uno de los RFPsanteriores.

904. ElPlandeContrataciónindicaráelRFPpropuesto,elcualincluirá,peronoestálimitadoalosiguiente:

• Menorcosto,basedeenergía.

• Menor costo, base de capacidad. Base de capacidad paradirectamente reflejar posible provisión de servicios auxiliares(respuesta de frecuencia, reserva operacional, apoyo reactivo)ademásdecapacidadparacumplirconlacargapico.

• Reconocimiento de beneficios de pérdida del sistema detransmisión y distribución para licitaciones de generacióndistribuida/almacenamiento.

• Reconocimiento de potencial para beneficios adicionales deresiliencia.

• Tiempoestimadoparacompletarlainstalaciónderecursos.

• Mejorlocalizaciónparapropósitosdeinterconexión.

• Adherenciaapreferenciasdeubicaciónmáscercanasacarga.

336

• DiversidaddeubicaciónatravésdelaIslaenproporciónalacarga,dentrodecadaregióndeMiniRed,yespecialmenteenregionesdeMiniRedquetienenmenorcapacidadexistenteenproporciónconlacargapicoexistente.

905. LaAutoridaddebeypuedeseleccionarmásde1000MWdeenergíarenovableo 500 MW de recursos de capacidad de almacenamiento de batería enrespuestaalosRFPsinicialesdesercostoefectivo,ysielritmodelainstalaciónesviable,acelerandoelniveldelasinstalacionesquedeotramanerasurgiríandeRFPssubsiguientes.

906. Licitaciones de almacenamiento de energía de batería pueden incluirMWyMWhderecursosexistentesactualmentenocontratadosconlaAutoridad,sicumplenconrequisitostécnicosparavisibilidad,controluotrasnecesidadestécnicasrelacionadas.

907. Todaslascantidadesderecursosyalmacenamientospuedenseragregadosdeinstalaciones más pequeñas (eso es, Centrales Eléctricas Virtuales sonexplícitamentepermitidasydebenpodercompetircontérminosjustos).

908. Licitacionescombinadaso individualesparageneraciónrenovable,bateríaucombinacionesdegeneraciónrenovableyrecursosdebateríasonpermitidas.

909. ElNegociadodeEnergíaleNOTIFICAalaAutoridadquelasmétricasexplicitasde incentivo de rendimiento relacionadas puntualidad y efectividad en lacontratacióneinterconexiónderecursosporlaAutoridadpuedenserincluidascomopartedelosrequisitosdeinformarsobremétricasencursobajoelCasoNúm.NEPR-MI-2019-0007.

c. FacilidadesHidroeléctricas

910. En el análisis del PIR Propuesto, la Autoridad asumió que los recursos dehidroenergíapuedenserrenovadosaunacapacidadde70MW,conunfactordecapacidadde28%,delosnivelesoperacionalesactualesde34MWy15%defactordecapacidad.Sinembargo, laAutoridadnoincluyóningunaacciónrelacionadaaestarenovaciónensuPlandeAcciónPropuesto.ElSr.Alemán,testificando para los NFPs, provee evidencia convincente que la evaluaciónadicionaldelasfacilidadeshidroeléctricasdelaAutoridadesprudenteypodríaidentificar recursos renovables costo-eficientes. El Negociado de EnergíaORDENAaPREPAacompletarunestudiodeviabilidadderenovarcadaunadesusfacilidadeshidroeléctricas,incluyendoelcostoesperadoycambioprobableen la producción de electricidad, así como el potencial de controlar laproducción para producir en los tiempos demayor valor en el contexto deincrementar almacenamiento solar y de batería. El Negociado de EnergíaORDENAaPREPAapresentarlosresultadosdeesteestudioanteelNegociadodeEnergía,conunplandeacciónpropuestoparacadafacilidadinformadapor

337

elestudio,dentrode180díasdesdelafechadenotificacióndeestaResoluciónyOrdenFinal.

d. RecursosTermalesExistentes

911. SegúnindicadoenlaParteIII(G),todoslosEscenariosretiranlasunidadesmásantiguas de vapor en Palo Seco, Aguirre, y San Juan durante el periodo detiempode2019-2025,conlamayoríadeestosretirosocurriendoantes,basadoenlaincorporacióndelmodelodeenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientodebatería,ycapacidadpico,durantelosprimeroscincoañosdelhorizontedeplanificación. Todos los Escenarios generalmente retiran las unidades CostaSur 5 & 6 a través de los primeros pocos años en el horizonte. Todos losEscenariosretiranlasunidadesAESafinalesdel2027.LasunidadesdeciclocombinadodeAguirreseretiranantesenlosEscenarios1y3,yseretienenporperiodosmáslargosenlosEscenarios4,5,yelEscenarioESM.Lasunidadesconvertidas de San Juan 5 y 6 son generalmente retenidas hasta los 2030s,aunqueamboselplanESMyelEscenario5venunretiroeconómicoanteriorde la unidad 6, en 2025 o 2026. Generalmente, EcoEléctrica se retiraúnicamente en Escenarios donde un nuevo ciclo de clase-F combinado esconstruido en Costa Sur, o en los pocos Escenarios donde un nuevo CC seconstruyeenMayagüez.

912. ElNegociadodeEnergíaAPRUEBAlosplanesdelaAutoridadpararetirarlosrecursosalimentadosconpetróleoatravésdelospróximoscinco(5)años,enSan Juan, incluyendo las unidades7, 8, 9 y 10; enPalo Seco, incluyendo lasunidades 3 y 4 y enAguirre incluyendo las unidades de vapor 1 and2. LaAutoridad retirará estas unidades basado en un programa de instalación ylocalización de cualquier nueva generación pico, nueva energía solarfotovoltaica, y recursos de almacenamiento de energía para atenderadecuaciónderecursosengeneralylocalmente.Lasecuenciaexactaderetiroserá contingente en la cantidad y localización de recursos de reemplazocontratadosporlaAutoridad.Sinembargo,elNegociadodeEnergíaORDENAqueestoocurraduranteeltérminodelPlandeAcciónModificadoyADVIERTEa la Autoridad que retrasos exagerados en el retiro de estas unidadesresultaránenpenalidadesseveras.

913. ElNegociadodeEnergíatambiénAPRUEBAlosplanesdelaAutoridadparaelretiro de las unidades 1 y 2 de ciclo combinado de Aguirre a través de lospróximoscinco(5)años.LaAutoridadretiraráestasunidadesbasadoenunprograma de instalación y localización de cualquier nueva generación pico,nuevaenergíasolarfotovoltaica,yrecursosdealmacenamientodeenergíaparaatenderadecuaciónderecursosengeneralylocalmente.Lasecuenciaexactade retiro será contingente en la cantidad y localización de recursos dereemplazocontratadosporlaAutoridad,peroocurriráduranteeltérminodeestePlandeAcciónModificado.

338

914. ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadapresentarconelNegociadodeEnergíainformesdeestatusbi-anuales,comenzandoel1deabrilde2021,queproveanunpronósticoacortotiempo(dosañosadelantedelafechadelinforme)delacapacidadesperadadebalancederecursosdelaAutoridadenbasedetemporadasysuhabilidaddecumplirconlacargapicoyrequisitosdereservaoperativosconrecursosexistentesyesperadosensusistemaencadaunode los intervalospronosticados.LaAutoridadincluiráenestos informesuna explicación de cómo esta capacidad esperada de balance de recursosinformalosplanesdelaAutoridadderetirarlasunidadesdevaporalimentadasconpetróleoolasunidadesdeciclocombinadodeAguirre,oconvertirciertasunidades de vapor en una operación de condensación sincrónica. LaadvertenciaNumero17enelPIRPropuestodelaAutoridad1354indicaqueelretiro únicamente se implementará luego de que los nuevos recursos esténcompletamenteoperacionales.LaAutoridaddebeindicarenestosinformeslacapacidaddebalancedeumbralenelqueel retirodeestasunidadespuedecomenzarocontinuaryproveerunaexplicacióndesulógicaendecisionesderetirar,oretenerestasunidadesantesoluegodelasfechasderetirolistadasenlosescenariosdedesarrolloderecursosenelPIRPropuesto.

915. ElNegociadodeEnergíaRECHAZA losplanesde laAutoridadde retirar lasunidades de turbinas de gas (peakers) existentes, localizadas en Daguao,Yabucoa,Jobos,VegaBaja,PaloSeco,Aguirre,yCostaSur.EnlaParteIII(D)deestaResoluciónyOrdenFinal,elNegociadodeEnergíaencontróquepuedeserrazonableconsiderarunreemplazolimitadodelospeakers,perohastaesoescuestionablecomounasoluciónóptimadadoquelasindicacionesdecapacidadexcedentesquesurgiríancomo instalacionesdebateríacosto-efectivas(“no-regrets”)soncompletadasenPuertoRico.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadapriorizarelprogramaderetiroypresentarestocomopartedelosinformesdeestatusbianualesindicadosarribaparaelretirodeunidadesdevaporapetróleoydeciclocombinado.EstapriorizacióndelprogramaderetiroserábasadaenladisponibilidadylanecesidaddeunarenovaciónmayorsegúnprovistoporlaAutoridadenrespuestaalaNovenaSolicituddeInformacióndelNegociadodeEnergía,1355obasadoencualquierotrofactordeterminante.Elprograma exacto de retiro dependerá de la disponibilidad y localización derecursosdereemplazocompetitivamentecontratadosdescritosenmásdetalleabajo.

916. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueelplandelaAutoridadparapermitirlareparaciónyoperaciónacortoplazodelaUnidad5CostaSuresrazonable.El Negociado de Energía ESPERA que ambas unidades eventualmente ser

1354PIRPropuesto,página9-4,SalvedadNúmero17.

1355ROI9delNegociadodeEnergíade29deoctubrede2019.

339

retirendentrodeesteperiododePlandeAcciónModificadomientrasquelaenergíasolarfotovoltaicayelalmacenamientodeenergíasehacendisponiblesbasadoenloshallazgosderetirodelaAutoridadenlosescenariosdedesarrolloderecursosresumidosenestaResoluciónyOrdenFinal,ApéndiceC,TablasC-3, C-6 y C-7. Esto ocurriría en conjunto con consideraciones de retiro paraunidadesapetróleo indicadasarriba.ElNegociadodeEnergíaORDENAa laAutoridadaincluirademásenelinformebi-anualdeestatus,elestatusdelacondiciónoperacionaldecadaunidadCostaSurycómotalestatusconsideralosplanesderetirodelaplantadegeneraciónengeneraldelaAutoridad.

917. ElNegociadodeEnergíaAPRUEBAlosplanesdelaAutoridadparaoperacióncontinuada y retiro al fin de 2028 de las unidades AES conforme con laprohibición de la Ley 17 de generación a carbón comenzando en 2028. ElNegociado de Energía está abierto a la evaluación de la conversión de lasunidadesAESagasnaturalcomounaposiblealternativadelpróximoPIR.

918. ElNegociadodeEnergíaACEPTAelAcuerdodeComprayventadeEcoElectricaPPOA y Naturgy Natural Gas renegociado por la Autoridad. El modeladoadicionalylarespuestadelaAutoridadalROI-10-5delNegociadodeEnergíaconfirmaronelvaloreconómicoglobaldelainclusióndelcontratorenegociadoindependientementedelniveldecargaodelosEscenariosevaluados.1356

919. El Negociado de Energía ACEPTA la conversión por la Autoridad de lasUnidades5y6deSan Juanparaquemargasnatural comounadecisión fija(limitación)enelPIRPropuesto.ElContratodeNewFortressEnergyexpiraenel2025.Deconformidad,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaincluir larenovaciónyextensióndelcontratodeNewFortressEnergycomounaopción,nounalimitación,enelpróximoPIR.

920. En laParte III(G)deestaResoluciónyOrdenFinal,elNegociadodeEnergíadeterminóqueseríairrazonableconsiderarnuevainfraestructuradeLNGenYabucoayMayagüez.Laconversióndelos200MWdelospeakersexistentesdeMayagüezestáligadaalanuevainfraestructuradeLNGabasedebuques,asíquesinlanuevainfraestructuradeLNGnohabríanecesidaddeconvertirlasunidadesacombustióndegasnatural.NingúnEscenarioderecursoseleccionatalconversióncomounaopcióneconómica.Lainclusióndeestaconversiónenel Escenario ESM es una decisión fija. Como tal, el Negociado de EnergíaDENIEGA la conversión de estos peakers para quemar gas natural. Sinembargo, el Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad a retener lospeakers. Comolasunidadessonunrecursodegeneraciónreciente“vintage”

1356RespuestadelaAutoridadalNegociadodeEnergía,ROI-10-5,22deenerode2020y29deenerode2020.

340

(2009),1357 no hay expectativa que su retiro económico o relacionado a laantigüedadpuedaocurrirduranteelperiododelPlandeAcciónModificado.

e. Nuevosrecursostérmicos

921. SegúndiscutidoenlaParteIII(G),elNegociadodeEnergíaENCUENTRAquelaAutoridadnohaapoyadolainclusióndeunnuevociclocombinado(CC)enPaloSecoparael2025enunplandemenor costo.Estadiscusión sebasaen loshallazgosyórdenesenunaParteesbozadaarribadeestaResoluciónyOrdenFinal.ComolaaprobacióndeunCCenPaloSecoerapartedeunPlandeAcciónPropuesto,contrabajocomenzandoinmediatamente,elNegociadodeEnergíaNO APRUEBA este componente del Plan de Acción de la Autoridad segúnpropuesto.Envez,elNegociadodeEnergíaAPRUEBAloselementosdelPlandeAcciónModificadoquesiguen.

922. LaAutoridaddemostróquebajoalgunascircunstanciassepuederequerirunanuevaplantaa combustible fósil enPaloSeco,1358 yque se requieraanálisispreliminar sustancial, estudio, permisos y trabajo de ingeniería paradesarrollarungeneradorde combustible fósil, especialmente si requiereunnuevo terminal de LNG y oleoducto de gas.1359 La Autoridad indicó queconsidera comenzarel trabajodepermisose ingenieríaparaun“generadorcargabasequerespondarápidamente”enelNorte(específicamenteenPaloSeco)paraserunaaccióncosto-efectiva(“noregrets”).1360Paraprotegercontrala incertidumbre en un futuro cercano de desenlaces de precios de energíasolar fotovoltaica y de almacenamiento de energía de batería, u otraspreocupacionesdeconfiabilidad,enabundanciadecautelayenconjuntoconsupervisión estricta según detallado en esta Parte, el Negociado de EnergíaENCUENTRAquelaAutoridadpuedecomenzareltrabajopreliminardenuevageneracióny/oalmacenamientodeenergíaenPaloSeco,sujetoalossiguientesprocesosylimitaciones:

• Según descrito anteriormente en el Plan de Acción Modificado, esteprocesoNORETRASARÁlosRFPspararenovablesy/orecursosBESS.

• El primer trabajo aprobado consistirá en un análisis de alcance yviabilidad,elcual:

• tomaráencuentalarespuesta(envolumenyprecio)al/alosRFP(s)solarydebateríadelaAutoridad,incluyendolaevaluacióndesilos

1357PIRPropuesto,página4-1.Lafechadeoperacióncomercialesel2009.

1358Porejemplo,enelcasodeS4S2connivelesbasedeeficienciadeenergíayunaimplementacióncompletadeMiniRed.

1359Véase,porejemplo,PIRPropuesto,páginas6-14ypáginas7-12.1360VistaEvidenciaria,TestimoniodelSr.NelsonBacalao,7defebrerode2020,sesióndelamañana,01:32:00a01:35:00

341

resultadosindicanquepuedequenoserequierageneraciónenPaloSeco;

• incluirá un proceso para reunir información de suplidores sobreprecios indicativos para ciclo combinado, motor alternativo, ygeneradoresdecombustióndeturbinas;

• incluirá un análisis de viabilidad de sitio y permisos parainfraestructura de combustible, incluyendo cualesquieraoleoductosyterminalesnecesarios,paragasnatural,LPG/propano,y diésel y otros combustibles de petróleo con contenido bajo deazufre;e

• Incluirá recomendaciones sobre recursos específicosquepuedenser necesarios en el sitio de Palo Seco –para complementarmáscosto efectivamente los recursos siendo desarrollados ydesplegándoseenotrossitiosenPuertoRico.

• El objetivo del análisis de alcance y viabilidad será desarrollar unapropuesta revisada y personalizada para el Negociado de Energía paraopcionesencuantoalsitiodePaloSeco.Cuandosecompleteesteestudio,la Autoridad lo presentará en el Negociado de Energía con un plan yrecursos solicitados para comenzar cualquier trabajo de ingeniería ydiseño.ElanálisisdealcanceyviabilidadincluiráladatayhallazgosdelaAutoridad de los artículos listados arriba que incluyen, pero no estánlimitadosarespuestasdeenergíarenovablealRFPencuantoavolumenyprecios; información de precios de los suplidores para las opciones degeneracióntérmica;viabilidaddesitioypermisosparainfraestructuradecombustible; y necesidades de recursos en el sitio de Palo Seco. ElNegociadodeEnergíaevaluaráyaprobará,modificaráorechazaráelplandelaAutoridadparacómoprocederconlaingenieríaydiseñonecesarioenPaloSeco.

• La Autoridad optimizará su utilización de los recursos de suplidoresprospectivos o seleccionados para llevar a cabo trabajo de ingeniería ydiseño, según descrito por el Director Ejecutivo de la Autoridad Ortizdurante la Vista Evidenciaria,1361 para limitar el costo del clientecontribuyentedelaAutoridad.

• ElNegociadodeEnergíaDETERMINAquelaAutoridadpuedegastarhasta$5millonesparaunanálisispreliminareconómico,desitio,depermisosydeplanificaciónsobreunanuevaunidaddecombustiblefósilenPaloSeco.

1361VistaEvidenciaria,7defebrerode2020,sesióndelamañana,00:17:50a00:19:05

342

Este límite de costo incluye el tiempo del personal de la Autoridad, asícomoelcostoporlosrecursosexternos,análisisyexpertos.

923. ElNegociadodeEnergíaleADVIERTEalaAutoridadquedebeseraltamentecostoeficienteconlospermisospreliminaresyactividadesdeingenieríaquelleva a cabo, y que estas actividades no deben interferir con o retrasar lacontratacióndeenergíasolarfotovoltaicayenergíadebatería,ocualquierotrorecursorenovablesegúnindicadoenelPlandeAcciónModificadoydescritoenotraspartesdeestaResoluciónyOrdenFinal.

924. El Negociado de Energía ORDENA a la Autoridad a someter informestrimestrales,comenzandonomástardede1dejuniode2021,describiendoeltrabajo llevado a cabo relacionado a la nueva generación en Palo Seco, losrecursosdepersonalo consultoríautilizadospara completarel trabajo, y elestatusdelosesfuerzospreliminaresengeneral.EnelcasoquelaAutoridadrequiera fondos en exceso de $5 millones para cumplir con los objetivosidentificadosaquí, solicitará laaprobaciónalNegociadodeEnergíaantesdegastar fondos adicionales algunos. El Negociado de Energía ORDENA a laAutoridada incluirencualquierpresentaciónsolicitandofondosadicionales,losresultadospreliminaresdeltrabajocompletado,alcanceylímitesclarosenlacantidadyusodefondosadicionalesydataapoyandotalsolicitud.

925. ElcronogramamásrápidodescritoporlaAutoridadenelPIRpropuestoparalanuevageneraciónenPaloSecoconduciríaalapuestaenservicioen2025,coningeniería,adquisicionesyconstrucciónquecomenzaríanoantesdel2022.EstafechacaeantesdelafecharequeridaparaquelaAutoridadpresentesusiguiente PIR. En caso de que, luego del trabajo preliminar descritoanteriormente,laAutoridaddecidaquelegustaríaprocederaldesarrollodelproyectoenPaloSecoantesdelapresentacióndelpróximoPIR,elNegociadodeEnergíaAUTORIZARÁalaAutoridadarealizarunapresentaciónsustantivasolicitandoaprobación.LaAutoridaddeberealizardichapresentaciónenunmomentoquepermitaalmenosseis(6)mesesentrelapresentaciónylafechaprevista de la Autoridad para comenzar el desarrollo del proyecto. Estapresentación debe incluir la mejor información actual de la Autoridad conrespectoalanecesidad,elcostoyeldesempeñodelanuevageneracióny/oalmacenamiento en Palo Seco, junto con la infraestructura de combustibleasociada, incluido el análisis económico y ambiental que demuestre lanecesidadyelpapeldelainstalaciónpropuestaenunacarterademenorcostoconsistenteconlapolíticapúblicadePuertoRico.

926. SegúnindicadoenlaParteIII(G),laAutoridadnohaapoyadosureclamodequeserequieralainfraestructuraadicionaldegasenMayagüezyYabucoasegúncontenida en el Escenario ESM como una “decisión fija”. El Negociado deEnergía por lo tanto ORDENA a la Autoridad a no gastar recursos en lasituación,permisos,contratación,ingeniería,diseñouotrotrabajopreliminar

343

para infraestructuraLNGo facilidadesnuevasdegeneracióndecombustiblefósil en Yabucoa oMayagüez. ElNegociado de Energía está de acuerdo quelocalizar suministros de energía más cercanos a la carga incrementaconfiabilidad y resiliencia, y apoyan localizar generación renovable yalmacenamiento de batería en el Este y Oeste (en las áreas de Yabucoa oMayagüez)utilizandoprocesoscompetitivos,segúndiscutidoarriba.

927. SegúnatendidoenlaParteIII(G),laAutoridadnohaapoyadolainclusióndeaproximadamente400MWderecursospicosnuevosdecombustiblefósilenunplandemenorcosto,ynosehaevaluadolanecesidaddenuevosrecursospicomásalládelusodelaAutoridaddesucreaciónMiniRedqueincrementaelrequisitodereservaderecursostérmicosytambién(paraEstrategias2y3)incrementaelrequisitodecapacidadlocaldereserva.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueelreemplazodeunaporcióndelosrecursosmásantiguosdeturbinasdegasdelaAutoridadporrecursospicoesconsistenteconestePlandeAcciónModificado,sujetoalossiguientesprocesosylimitaciones:

• ExceptodispuestootracosaporelNegociadodeEnergíayconformeconelProcedimientodeOptimizacióndiscutidoabajo,laAutoridadreemplazaránomásde147MWdecapacidaddeturbinasdegascongeneradoresdecombustiblefósilproveyendoserviciospico,sitrasunprocesodelicitacióncompetitivoabiertoatodasfuentessingularesoagregadasdelladodelademandayoferta,estosserviciossepuedencontratarcompetitivamenteaun precio más bajo que las otras opciones. (147MW es la suma de lacapacidaddesieteunidadesFrame5 identificadasen la respuestade laAutoridadalROI9-2delNegociadodeEnergía,Anejo1comoquenecesitanunarenovaciónureparaciónmayoresdegenerador.)Cuandosedeterminaeltotaldecapacidadrequeridodenuevageneraciónpicoparareemplazarlas unidades Frame 5 retiradas, la Autoridad incluirá en su análisis lacapacidadpicoprovistaporlasunidadesmóvilesMegaGenquetotalizan66MWinstaladasenPaloSeco.Estodejahasta81MWdenuevacapacidadparacontratar.

• Para proveer distribución geográfica a recursos pico e incrementarresilienciaaapagonesforzosos,laAutoridadconsiderarácolocarrecursospicoenlocalizacionesexistentesquetendríanningúnosoloungeneradorpico remanente luego de los retiros Frame 5: Costa Sur, Aguirre, andYabucoa.

• LaAutoridad seleccionará el suplidoro suplidorespara generadoresdereemplazoatravésdeprocesosdecontratacióncompetitivosdestinadospara solicitar licitaciones competitivas de múltiples suplidores, yconsistenteconlosprocesosesbozadosenelReglamento8815.

344

• En su proceso de contratación competitivo, la Autoridad diseñará lacontrataciónparasolicitarproveedoresdeserviciosdelaredeléctrica,envezdetecnologíasespecíficas.Esoes,laAutoridaddefinirálosserviciosaserprovistos(talescomoserviciosdecapacidadpicooreducción,aumentorápido,arranqueennegrooseguimientodecarga)envezdetecnologíasespecificas(turbinasdegas,unidadesRICE,programasderespuestaalademanda, energías renovables con baterías, etc.). La Autoridad podrárequerir, sujeto a la aprobación del Negociado de Energía, que losproyectos propuestos cumplan conunumbralmínimodedesempeñooservicioduranteydespuésdetormentasmayores.

• Cualquier RFP emitido para tales recursos de reemplazo pico seránseparados de losRFPs para recursos de energía renovable y de bateríaindicadosarribaydebeseraprobadoporelNegociadodeEnergía.

5. RecursosdeManejodelaDemandaa. Eficienciaenergética

928. Según demostrado en las Partes III(B) y III(G) arriba e indicado en el PIRPropuesto,1362Eficienciaenergética(“EE”)esunrecursodemásbajocostoquecualquierrecursodelladodelaofertaevaluadoenelPIR.VariaspartesdeesteprocedimientohanidentificadoalaEEcomopartedeunconjuntodeaccionescosto-eficientes(“noregrets”)paraavanzarlosobjetivosdeenergíadePuertoRico, apoyo de otromodo indicado para la inversión extensiva en EE costoefectiva.

929. ElPlandeAcciónPropuestoporlaAutoridadincluyesolounllamadogeneralparaestablecerprogramasEEylograrahorrosdeun2%poraño.ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueelPlandeAcciónparaelPIRdebecontenermayordetalle y especificidad que el provisto por la Autoridad. Como parte delmandato del Negociado de Energía de lograr sistemas de menor costo deenergíaparaPuertoRico,yenapoyodelobjetivodetreintaporciento(30%)de ahorros de eficiencia energética para el 2040 consagrados en la Ley 17-2019,elNegociadodeEnergíaporlotantoRECHAZAelPlandeAccióndelaAutoridadencuantoaEE.ElNegociadodeEnergíaORDENAqueestePlandeAcciónModificadoincluyalosartículosdiscutidosabajo.

930. ElobjetivodelNegociadodeEnergíaparaprogramasEEescapturartodoslosEE costo-eficientes disponibles. La evidencia en el procedimiento de PIRPropuestodemuestraquealmenos2%deahorrosde energía por año soncosto efectivos. Los escenarios modelados que cumplen con este objetivodemostraronrequisitosmenoresdevalorpresentedeingresospúblicosdelos


345

clientes contribuyentes de laAutoridad pormás de $1.5 billones cuando secomparaconescenariossineficienciadeenergía(ymásde$1billónenrelaciónconloscasosdeEEBaja),aundespuésdetomarencuentaelfinanciamientoexclusivodeclientescontribuyentesdeprogramasEE.DeconformidadconelReglamento 9021, el Negociado de Energía estableció una meta de 2% deahorros EE por año, a cumplirse tan pronto fuese prácticamente posible, ysujeto a cambio ya que los estudios potenciales y otra nueva informacióninformanalNegociadodeEnergíaencuantoalverdaderoalcanceposibledeEEcosto-eficiente.

931. ElNegociadodeEnergía entiende, a raízde la evidenciapresentadaenesteprocedimiento,quelosprogramas“EE”nopuedenserexitosamentelanzadospara alcanzar el tope de capacidad de manera inmediata. Sin embargo, laevidenciatambiéndemuestraquelosprogramasEEde“lanzamientorápido”pueden ser traer ahorros mientras se desarrollan y refuerzan programascompletos que cumplen con el objetivo de toda la eficiencia costo-efectivadisponible.Unreforzamientogradualledatiempodemaduraralosprogramas,paraqueelpersonaldelprogramayfuerzalaboralpertinentedesarrollenunapericia,yparalosclientesdeelectricidadpuedanincrementarsuapreciacióndeEEaltomardecisionesdeconsumodeenergía.ElNegociadodeEnergíahaconvocadoaunaseriedetalleressobrediseñoeimplementacióndeprogramas“EE” los cuales informarán nuestros reglamentos subsiguientes y otrasacciones. Incentivamos a los accionistas a mantenerse informados de lasregulaciones subsiguientes y el procedimiento de reglamentación delReglamentoEE.

932. El Negociado de EnergíaORDENA a la Autoridad organizar y coordinar losrecursosnecesariosparacumpliroportunamenteyfacilitarlaimplementaciónexitosadelReglamentoEE.

933. La Autoridad TOMARÁ TODOS LOS PASOS NECESARIOS para apoyar lasaccionesdelNegociadodeEnergíaparaadquirireficienciaenergéticarentablecomopartedeunsistemaeléctricodemenorcosto,incluidoelapoyoparalaimplementación,análisis,financiamientoyfinanciamientodelprograma.

b. Respuestaalademanda

934. MientasqueelPlandeAcciónde laAutoridadpara respuestaa lademandaconlleva adquirir60MWde recursoDRpara el 2025,1363 y elNegociadodeEnergíahaaceptadoesevalorparapropósitosdemodelajeenelPIRPropuesto,laevidenciaenesteprocedimiento(segúndescritoenlaParteIII(B))tambiénindica que los clientes comerciales e industriales de la Autoridad puedenofreceralgúnDRdeemergenciacomogeneraciónauto-suplida.Enunproceso


346

separado (Caso Núm. NEPR-AP-2020-0001) el Negociado de Energía haordenadoalaAutoridadabuscarhasta250MWdeDRdeestosclientescomopartedelprocesodemantenerunservicioconfiabletrasladebacledelosdañosocasionadosporterremotoaCostaSur.1364LosclientesconalmacenamientodeenergíadebateríatambiénpodránproveerserviciosDRenunmodoagregado,comoatravésdecentraleseléctricasvirtuales(verabajo).Mientrastanto, laLey 17 requiere al Negociado de Energía que desarrolle y emita guías pararespuestadedemanda.Tomandoenconsideraciónestaevidenciaycontexto,elNegociadodeEnergíaMODIFICAelPlandeAcciónsobrelarespuestadelademandaalosiguiente.

935. Similar al programa EE, los recursos DR pueden proveer flexibilidad paraoperacionesdelaredauncostomásbajoquelosrecursosdelladodelaoferta.Tales recursos DR deben ser controlables por el operador del sistema.Adicionalmente, losrecursosDRpuedenconsistirenagregacionesdecargasflexiblesdeclientes.Elcontrolpuedetomarlaformadedespachodirecto(enelcualunaseñalseenvíadirectamenteaunconjuntodecargasenunahoraespecíficaparalograrunresultadoespecifico),oatravésdemétodosindirectoscomoseñalesvariablesdeprecioabasedetiempoparacambiarlaconductadelclienteparaqueelusosealineemásclaramenteconloscostosdelsistema.ElNegociadodeEnergíaha emitidounborrador informalpreliminarde losreglamentos de Respuesta a la demanda para los comentarios de losaccionistas,1365 y tiene la intención de comenzar el proceso formal dereglamentaciónenlossiguientesmeses.

936. Conforme con los componentes del Plan de Acción Modificado sobre elalmacenamientodistribuidoyVPPs, laAutoridadDESARROLLARÁsistemasinternos,asícomoprogramasexternos,ofertas,y/osolicitudesparaemplearagregadosderecursosderespuestaalademandaparaqueofrezcan,despachenyseancompensadosporrecursosDRcosto-eficientes.Estoestarádisponibleatodaslasclasesdeclientes.

6. TransmisiónyDistribucióna. InfraestructuraparaResiliencia

937. EnlaParteIII(I),elNegociadodeEnergíaencontróquelacreacióncompletadelaMiniReddelaAutoridadnoproveíaunasoluciónóptimaparalasnecesidadesdelosclientesdelaAutoridad.ElNegociadodeEnergíaencontróquePREPAhabía fallado en considerar apropiadamente un plan de transmisión

1364ResoluciónyOrden.InRe:PeticióndePropuestaparalaGeneraciónTemporeraenEmergencia,CasoNúm.NEPR-AP-2020-0001,22demayode2020,pág.14.

1365Resolución,InRe:RegulationforEnergyEfficiencyandDemandResponse,CasoNúm.NEPR-MI-2019-0015,2dejuliode2020.

347

optimizado y ordenó a la Autoridad a desarrollar una estrategia deimplementaciónparaoptimizarlosgastosdetransmisión.

938. ElNegociadodeEnergíaACEPTAelconceptodelaMiniRed.Sinembargo,elNegociado de EnergíaNO APRUEBA el diseño/creación de MiniRed segúnpropuestaporlaAutoridaddebidoasufaltadeoptimización.ElNegociadodeEnergíaencontróquemicroredes,energíasolarfotovoltaicadeunsolositioyalmacenamiento de batería y energía solar agregada y almacenamiento debateríaoVPPseranunapartecríticadeunasoluciónengeneralparaasegurarresiliencia.EnlaParteIII(G),elNegociadodeEnergíaaceptóelreconocimientode la Autoridad de que los VPPs pueden proveer servicios de energía ycapacidaddeservicioseinstruyóalaAutoridadaincluiragregacionescomoVPPscomoelegibleparacompetirconenergíarenovableaescaladeempresade servicios públicos (“utility-scale”) y despliegue de recursos dealmacenamientodebateríayaproveerserviciosderespuestaalademanda.

939. ElPIRPropuesto incluyecomoprimerarecomendaciónelrolcentralque laparticipacióndeclientesdebejugarenlaprovisiónderespuestaalademanday provisión de recursos de energía relacionado a sus clientes. La Autoridadtambiénindicaquelanaturalezadistribuidadelosnuevosrecursosapoyaráelcrecimiento económico y cita la importancia de “zonas de resiliencia” parafacultar recuperación de eventos atmosféricos. Los interventores citaron laimportanciayhabilidaddequelosrecursosdistribuidosjueguenunpapelenproveerresiliencia.Porejemplo,segúnindicadoarriba,elSr.Sandovalenfatizóla importancia de involucrar accionistas directamente al examinar lascondicionessiendomitigadasporsolucionesderesiliencia.

940. Basadosen ladiscusiónyhallazgosde lasPartes III(D), III(G)andIII(I),y lageneracióndistribuidaypolíticasdepromocióndemicroredintegradasenlaLey 17, elNegociadodeEnergíaDETERMINAqueparte del PlandeAcciónModificadoseráelestablecimientodeunainfraestructuraparalaoperacióndesistemaresilienteenuncostorazonablequeincluyalossiguienteselementos:

• Preservaciónde laopciónparamejoroptimizar losgastosderesilienciadelsistemadetransmisiónydistribución(T&D),incluyendoaspectosdelconcepto MiniRed de la Autoridad. Este elemento incluye gastos parafortalecimiento en general del sistema de transmisión y distribución,segúndiscutidoen laParte III(I).Unproceso separado,discutidoabajo,serácomenzadoporelNegociadodeEnergíaparaoptimizarelconceptodeMiniRed. En ese procedimiento, el Negociado de Energía comenzaráinicialmenteaexplorarcomolacombinaciónderesilienciadistribuidayunenfoqueparecidoaMiniRedenunoodosregionesMiniRedadyacentes,puedemejoroptimizarseparaobtenerresilienciaalcostorazonablemásbajotomandoenconsideraciónlosefectoseconómicosquelosapagonesextendidospuedencausar.

348

• Revisiónyelaboracióndeladefinicióneidentificacióndedistintasclasesdeclientessobreelcaráctercríticodelserviciodeelectricidadynivelesesperadosasociadosderesiliencia.

• Énfasisenelrolcentralquelosclientespuedenjugaratravésdeprovisiónde suministro de energía y respuesta a la demanda. Este elementopermitirá a los clientes con recursos de almacenamiento de batería,energíaautosuplidauotrosmediosderespuestaalademandaelproveercapacidad a la Autoridad durante periodos donde los eventosclimatológicosamenazanlaconfiabilidaddelsistemaeléctrico,trastaleseventos,oduranteperiodosde“cielosazules”cuandolasdemandaspicoenelsistemadelaAutoridadretanlossuministrosdisponibles.

• Provisióndemicroredysitioúnicorelacionado(individualmente,oenelagregadocomoVPPs)capacidadlocalysolucionesdeenergíaparaambos,provisión de resiliencia y contribución a necesidades de energía ycapacidad durante periodos normales, de acuerdo con la promoción demicroredesyrecursosdistribuidosdelaLey17.

941. ElNegociadodeEnergíaabriráunprocedimientodeOptimizacióndeMinired(“ProcedimientodeOptimización”)traslaemisióndeestaResoluciónyOrdenFinal. ElNegociadodeEnergíaENCUENTRAqueesteprocedimiento será elforo para explorar adicionalmente los costos, beneficios y configuracionesalternasdecombinacionesdecables(enotraspalabras,transmisiónfortalecidayactivosdedistribución)yrecursoslocalesdistribuidosquemejorsirvenalospuertorriqueños en salvaguardar contra los efectos a corto y largoplazodeapagonesdelsistemaeléctricoquepuedenocurrircomoresultadodeeventosdetormentasseveras.EsteseráelprocedimientodondelaAutoridadcumplaconlaOrdendelNegociadodeEnergíaenlaParteIII(I)paraproveerunanálisisde las opciones de menor costo considerando el despliegue de recursosdistribuidos a pequeña escala como complementos al fortalecimiento detransmisióncomopropuestoenlasinversionesdetransmisióndelaMiniRed.

942. ElNegociado de Energía tiene la EXPECTATIVAdeque este procedimientocomienceenelotoñode2020.

943. El Negociado de Energía actualmente visualiza el procedimiento como unavariacióndelosformatosdeconferenciatécnicosutilizadosenexploracionespasadas.ElNegociadodeEnergíaestáparticularmenteinteresadoenobteneraportacióndelacomunidadyabonadosencuantoalanaturaleza,numero,eidentificacióndefacilidadesesencialesespecificasalasqueseledebededarprioridadparaesfuerzosdirigidosparaasegurarlaoperacióntrasuneventoclimatológico severo, así como información sobre las inversiones que talesfacilidadesyahanhechoensolucionesderesilienciadistribuida.ElNegociadodeEnergíatambiénestá interesadoenobtener laaportacióndecomomejor

349

balancearunanecesidadparaprovisiónderecursolocal,conlanecesidaddeprevenir construcción en exceso de la demanda injustificada y costosa deenergíaoderecursosdecapacidadparapropósitosderesiliencia.

944. ElNegociadodeEnergíaESTABLECElaregióndeSanJuan/Bayamóncomolaprimera regióndeMiniReda ser consideradaparaoptimizacióndebidoa ladensidadrelativadelacargaenesaregión.Peseloanterior,elNegociadodeEnergía está abierto a sugerencias de los accionistas o de la Autoridad encuantoauna regióndeMiniReddistintauotra zonaparaexaminarlamejorinicialmente. El Negociado de Energía les asegura a los residentes de otrasregionesquetenemoslaintencióndedesarrollarestrategiasquepuedanserrápidamenteaplicadasmásalláde laprimeraregiónoregionesexaminadasparaestablecerequidadatravésdePuertoRico.

b. Transmisión

945. EnlaParteIII(I)elNegociadodeEnergíaaceptólosplanesdelaAutoridaddegastar hasta $2 billones en total durante la próxima década, parafortalecimientodelatransmisióndeloselementosexistenteseinfraestructuraqueenvejece.

946. ElNegociadodeEnergíaACEPTAcomopartedelPlandeAcciónModificadolaporcióndelPlandeAccióndelaAutoridadqueincluíagastosprioridadparallevarlosactivosexistentesdelSistemadetransmisiónalosactualesonuevosestándares, segúnvistoenelExhibit10-11delPIRPropuesto, yque suman$1.15billoneshastael2025.

947. ElNegociadodeEnergíaNOAPRUEBAenestemomento,los$5.9billonesengastosdeMiniRed,segúnpropuestoporlaAutoridad.EnelProcedimientodeOptimización indicado arriba, el Negociado de Energía considerará lasnecesidadesasociadasconunsistemadetransmisiónoptimizadodeMiniRedyestablecerá los desembolsos apropiados de MiniRed y transmisiónrelacionados.

c. Distribución

948. LaAutoridaddebeasegurarquelasmejorasrequeridasparalaresilienciadelSistemadedistribuciónsealineenconyreflejenunapriorizacióndeltipodeinversión que apoya incrementar la habilidad para que la generacióndistribuida esté conectada al sistemadedistribución.Mientras laAutoridadconsidera la consolidaciónde voltaje quediscute en el PIRPropuesto, en laParte III(I)de estaResoluciónyOrdenFinal, debeasegurarseque todas lasactualizaciones de voltaje y adiciones de control de voltaje al Sistema dedistribuciónexplícitamenteseenfoquenenmaximizarlahabilidaddelsistemaparaapoyarmásgeneracióndistribuida,comoelNegociadodeEnergíaordenóen esa Parte. Mientras la Autoridad considera inversiones de resiliencia en

350

distribución, debe conducir y reportar sobre los análisis específicosrequeridos-aquellosque fuerondescritos como “más allá del alcancede esaevaluación [PIR]”1366 –paraprogresarmáshaciapermitir a todo su sistemaincorporargeneracióndistribuida.

949. ElNegociadodeEnergíacondicionalmenteaceptólosplanesdelaAutoridadpara$911milloneseninversionesdelSistemadedistribuciónpararesilienciayapoyoparageneracióndistribuidaenlaSecciónIII(I)deestaResoluciónFinalyOrden.ElNegociadodeEnergíaordenóalaAutoridadacoordinartodoslosgastosdelsistemadedistribuciónconsusesfuerzoscontinuosenplanificacióndesistemadedistribuciónintegradoymaximizarlahabilidaddeladistribucióndelaredparaintegrarDG,especialmenteenergíasolarfotovoltaicaybateríasrequeridasatravésdePuertoRicocomopartedelPlanPreferidodeRecursosModificado,esbozadoensuPlandeAcciónModificado.ElNegociadodeEnergíaindicóenlaParteIII(I)queesta inversiónenelSistemadedistribuciónestácondicionada a unos requisitos de actualización que permanece aún bajoestrategiasde resilienciaquenoenvuelveneldesplieguede laestrategiadeMiniRedcompleta.

950. Según indicado en la Parte III(I), el Negociado de Energía espera que laAutoridad directamente considere como las inversiones del Sistema dedistribución para resiliencia pueden ser modificadas para reflejar unaestrategiaoptimizadaainversióndetransmisióndeMiniRedyelNegociadodeEnergía ordenó a la Autoridad a directamente considerar los impactos deplanificacióndelSistemadedistribuciónalparticiparenelProcedimientodeOptimizaciónarribaindicado.

951. ElNegociadodeEnergíaadicionalmentedecidióquehastaquesedesarrolleelPlan de Sistema de Distribución Integrado, la Autoridad procederá en uncamino paralelo de maximizar la habilidad de la red de distribución paraincorporartodotipodegeneracióndistribuida.

952. ElNegociadodeEnergíaORDENAqueelPlandeAcciónModificado incluyainversión de Sistema de distribución y análisis incluyendo integración degeneracióndistribuidadeacuerdocon ladiscusióndearribay loshallazgosrelacionadosdelaParteIII(I).

7. PlandeAcciónModificado–TabladeComponentes1367

1366PIRPropuesto,páginas10-19.1367Esimportantenotarqueestatablaesunresumenycomotal,noseinterpretarádeningunamaneracomoreemplazandootrasdeterminacionesrelacionadas (porejemplo,hallazgosy/uórdenes)hechasporelNegociadodeEnergíaenotraspartesdeestaResoluciónyOrdenFinal.

351

Elemento Decisión Modificación Descripción/Comentario

MiniRedes (MG) yotraTransmisión

Modificado Procedimiento deOptimización– Nuevoproceso para enfocarse enuna o dos regiones de laMiniRed adyacentes yoptimizar necesidades detransmisión. Tomar encuenta provisión deresiliencia distribuida/usodemicroredesdentrode lasregionesMGaloptimizarlasnecesidadesdetransmisión.

$2 Billones para otros elementos detransmisiónnodeMiniRed.

Ahorros de $5.9 billones inicialmente parainversión en estrategias óptimas incluyendoresiliencia distribuida, microred y VPPs, einversión selectiva de MiniRed si sedeterminaseróptima.

Fortalecimiento deDistribución

Aceptado concondiciones

Sistema de distribucióncompleto.Hasta2026.

Debe coordinar necesidades de instalaciónDG con esta estrategia- control de voltaje,“reconductoring”,posiblereconfiguración(ej.“feederswitching”).

Debe coordinar con la Planificación deSistema de Distribución Integrada en cursodelNegociadodeEnergía.

Debe incluir evaluaciones de capacidad de“hosting”.

Soterrar la líneaprincipaldel alimentadoryactualizacionesaGIS.

Energía solarfotovoltaica

Modificado El menor costo es laadquisiciónmáxima. IncluyeDG renovable y PPOArenegociados,almenos3500MW de energía solar nuevapara 2025 (S3S2B Full EE),hasta 3900 para 2025(S3S2BLowEE).ApéndiceC,TablaC-5.

EstructuraRFPpara obtener contratos paraque la instalación alcance al menos losobjetivos S3S2B EE Total. Depende delescenario.LasinstalacionesdeDGrenovablepropiedaddelclientey losPPOArenovablesrenegociados cuentan para los objetivosgenerales,paracumplirconlosrequisitosdeRPS.

Almacenamiento deEnergíadebatería

Modificado Al menos 1.360 MW dealmacenamiento de batería,para 2025, S3S2B “Full EE”;hasta1,480MWS3S2B,“BajaEE”para2025.

EstructuraRFPparaobtenercontratosparalainstalacióndebateríasparaalcanzaralmenoslos objetivos S3S2B “EE Total”, yposiblemente niveles más altos si soneconómicos y están disponibles. PermiteexplícitamenteVPP,bateríasdistribuidas.

Nuevas Turbinas deGas

Rechazado N/A Fue una decisión fija, para dieciocho TGnuevos de 23 MW con combustible NG encontenedores.Noeselmenorcosto.LasRFP

352


paracapacidad localnecesitanhasta81MWparaserindependientesdelatecnología.

Eficiencia energéticaAcelerada yRespuesta a laDemanda

Modificado Apoyar todos los pasosnecesarios para establecerprogramasEEa2%/ahorrosalañoincluyendoprogramasdeiniciorápido.

Implementar Guías DR alemitir; buscar capacidadDRde clientes C&I y agregadosinicialmente, seguidos porresidencial.

Losahorrosson“recursosdemenorcosto”.

Posibilitar Respuestaa la Demanda yGeneraciónDistribuidaIncrementada

Aceptado conÉnfasis

LaAutoridadpara respaldartodas las ofertas de DR,incluidas VPP y las nuevasofertasdeC&IDR.Autoridadpara coordinar todo elrefuerzo del sistema dedistribución y gasto parapermitir la integración deniveles máximos degeneracióndistribuida.

La Autoridad debe desarrollar sistemas quepermitanmayores niveles de respuesta a lademanda que los modelados en el PIRpropuesto. La planificación y los gastos delsistemadedistribucióndelaAutoridaddebenmaximizar la capacidad del sistema dedistribuciónpararespaldarlaDGdelsistemadedistribución.

Convertir PlantasRetiradas enCondensadoresSincrónicos

Aceptado N/A 8 unidades en las ubicaciones de San Juan,Palo Seco, Aguirre, en el horizonte deplanificación completo, para una eventualconversiónacondensadoressíncronossegúnsea necesario. Retirar y utilizar SJ 9 y 10primeropara la condensación síncrona. Seismesesparaconvertir1unidad.

RetirodeUnidades

Aceptado concondiciones

Frame5picos,AguirreVapor1 & 2, Costa Sur 5 & 6, SanJuan7&8,PaloSeco3&4,Aguirre CC 1 & 2. No seesperan demoras indebidasen la jubilación, todas lasjubilaciones de unidadesafectadas por MATS seesperan durante la vigenciadel Plan de AcciónModificado.

Enlosprimeroscincoañosdelplan,sujetoadisponibilidad de nuevos recursos degeneración.

Condicionesmétricasparaindicarcapacidaddealtura.

Informedeestadosemestralsobreelplandejubilación.

Convertir San Juan 5&6aGas

Aceptado N/A Completado.

Nuevo CCGT en PaloSeco.

Aprobado paraanálisis de

Trabajopreliminaraprobadopara ubicación limitada,

Se permiten análisis preliminareseconómicos, de ubicación, permisos y

353


viabilidad deubicaciónlimitada ypermisos

permisos y análisis defactibilidad, hasta $ 5millones.

planificación con una guía estricta. Laactividad no debe interferir ni retrasar losprocesosdeadquisicióndebateríasyenergíarenovable. Negociado de Energía requiereinformes periódicos en los trabajospreliminaresautorizados.

Desarrollar terminalde LNG en tierra enSan Juan para nuevaCCGTySJ5&6

Rechazado,como parte delplan de menorcosto

N/A LanecesidaddependeenqueseimplementeCCGTdePaloSeco.

Contrato deEcoEléctrica o nuevoCCGTenCostaSur

EcoEléctrica

Aceptado –extensión decontrato

Extensión de contrato deEcoEléctrica hasta 2032.Capacidad máximaincrementaa530MWde507MW.NonuevoCCGTenCostaSur.

Pagos de capacidad reducida; costos decombustibleincrementados.

ActividadesPreliminares paraLNGabasedebuquesen Mayagüez paraturbinasdegas4x50MWexistentes

Rechazado N/A Decisión Fijada en Plan ESM. No demenorcosto.

ActividadesPreliminares paraLNGabasedebuquesen Yabucoa paranuevoCCGT

Rechazado

N/A Decisión Fijada en Plan ESM. No de menorcosto.

Cese deContrato/retiro deAES para finales de2027

Aceptado N/A El Negociado de Energía consideraráconversiónagasnaturalduranteelpróximoPIR.

V. PREPARACIÓNPARAELNUEVOCICLOPIR

953. ElpróximoprocedimientodePIRdebetomarmenostiempo,sermásvaliosoyresultar en un PIR el cual el Negociado de Energía puede aprobar sinmodificaciones significativas.AunquedesdeelPIRde2016, laAutoridadhamostrado cierto progreso, la Autoridad aún debe continuar mejorando su

354

procesodeplanificaciónderecursosparaquelosPIRfuturoscumplanconlapolíticapúblicayelReglamento9021,mientrassuperanlosestándaresdelaindustria.EstaparteresumeloselementosdeacciónespecíficosylasmejorasenlosprocesosinternosparaelpróximoPIR.

A. ElementosdeAcciónEspecíficos954. EnlasPartesIIIyIVdeestaResoluciónyOrden,elNegociadodeEnergíaha

documentadoelementosespecíficosdeacciónparaqueseanincorporadosenelpróximoPIR.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaincorporarpara el próximo PIR los elementos de acción enlistados continuación porcategoría.

1.EficienciaEnergéticayRespuestaenlaDemanda

955. RespectoalaEficienciaEnergéticaylaRespuestaenlaDemanda,comopartedelapreparaciónparadesarrollarelpróximoPIR,laAutoridaddebe:

• Incorporar los resultados de los estudios de mercado sobreEficienciaEnergéticae incluirloscomopartedesusproyeccionesdeeficienciaenergética;

• Compararloscostosyeldesempeñodelosprogramasdeeficienciaenergética modelados en el PIR con programas similares y debuenasprácticasutilizadasjurisdicciones;

• Demostrarque losprogramasdeeficienciaenergéticamodeladosenelPIRsoncostoeficientes;

• IncorporarunaproyecciónderecursosdelaRespuestaenlaDemandaquereflejelaspróximasregulacionesdelNegociadodeEnergíarelacionadas.Estodeberíaresultarenunadisminuciónenlademandapicoquepuedamodelarseenlacargaestimaday/ocomounrecursodesuministro;y

• Quetomeencuentaelpotencialdetarifasdecargainterrumpibleparaclientescomercialeseindustriales.

2.GeneraciónDistribuidayAlmacenamiento

956. Respecto a la Generación Distribuida y Almacenamiento, como parte de lapreparaciónparaelpróximoPIR,laAutoridaddebe:

• IncorporarloscambiosdesolucionesdedistribuciónresilientequeutilizalaGeneraciónDistribuida(segúndiscutidasenlaParteIII(I)ylaParteIVde esta Resolución y Orden Final) mediante acciones o programas deservicios públicos que podrían cambiar la trayectoria de laimplementacióndelaGeneraciónDistribuida;

• Probar el mercado y determinar los precios actualizados de laenergíasolarfotovoltaicaparaeldesarrolloenPuertoRico.Debería

355

utilizar estos procesos tanto para adquirir energía solarfotovoltaica como para desarrollar precios para usarlo en elanálisisdelpróximoPIR.LaAutoridadyanodependerádeuncostoagregado uniforme del 16% para el costo de energía solarfotovoltaica,bateríasocualquierrecursorenovablepara finesdeplanificación,yensulugarbasarásuanálisisenlosresultadosdelas solicitudes y los precios disponibles en el mercado para eldesarrolloeinstalaciónenPuertoRico;

• Incorporar recursosdealmacenamientodistribuidosquepuedenproporcionarserviciosdeRespuestaalaDemandacomounrecursomodelado.Estopuederesultarenqueelrecursoseatratadocomoun recursodeRespuesta a laDemanda y / o comopartedeunaplantadeenergíavirtualcomounrecursodesuministro;

• Incluir en sus tasas de adopción de Generación Distribuida yAlmacenamiento consideraciones que incluyan, pero no se limiten a,tarifasdelaAutoridad,programas,consideracionesdelapolíticapúblicadePuertoRicoyreflejarladesercióndelared;y

• Utilizar losresultadosdesusesfuerzosparaadquirirrecursosdealmacenamiento distribuido para proporcionar servicios de redpara informar el estimado sobre el costo, la disponibilidad y elrendimientodelalmacenamientodistribuido.

3.CargaEstimada

957. Respectoalacargaestimada,laAutoridaddebe:

• Considerarlasmejorasdesucargaestimadaqueincluye,peronoselimitaa,impactosdecargaestimadacomercialyelusodevariables independientes que incluyen, pero no se limitan a,PNB,poblaciónyclima;

• Incorporarelimpactoyuncampodeescenariosquesepuedanadoptar para los escenarios de vehículos eléctricos. ElpronósticodeestosVEdebeincluirunrangodeposiblestasasdeadopcióndevehículoseléctricosqueseanconsistentesconlapolíticapúblicadeclaradaporPuertoRico,serinformadosporPuertoRicoylosmercadosautomotricesdelosEstadosUnidosytenerencuentaelimpactodelacargadevehículoseléctricoscontroladaynocontroladaenlademandamáxima;y

• Tenerencuentalasnormasfederalesdeelectrodomésticos,loscódigos de construcción y los programas gubernamentalespertinentes,talescomoasistenciadeclimatizaciónoprogramasde Puerto Rico para mejorar la eficiencia energética eninstalaciones gubernamentales, en el desarrollo de la cargaestimadayproyeccionesdeEficienciaEnergética.

356

4.RecursosEólico

• Realizar un estudio de energía eólica marina adaptado alrecurso eólico y la red eléctrica de Puerto Rico tomando enconsideración el costo, el perfil de generación y otrascaracterísticas de las opciones de turbinas eólicas ancladas yflotantes;

• Tener en cuenta de manera adecuada y completa los costosbasadosenelmercadoyelrendimientomáximonocturnodelosrecursos eólicos terrestres, y especialmente considerar elrendimientode losrecursoseólicosterrestresdiseñadospararegímenes de vientos lentos, utilizando la informaciónmásactualizadadisponible;y

• Tener en cuenta de manera adecuada y completa los costosbasadosenelmercadoyelrendimientomáximonocturnodelosrecursos eólicos marinos, utilizando la información másactualizadadisponible.

5.ReservasyLimitaciones

RespectoalasReservasyLimitaciones,si laAutoridaddeterminautilizarelsistema de tarjeta de puntuación, deberá incluir valores cuantitativosespecíficos para cualquier elemento examinado, acompañado por unaexplicaciónyrazonamientoporcadavalorasignado.

7.AnálisisdelasNecesidadesdeRecursos

958. RespectoalAnálisisdelasNecesidadesdeRecursos,laAutoridaddebeincluirenelcuerpodelPIR:

• Unbalancederecursosdecargaycapacidadporañoparatodoslos años del período de planificación basado en el sistemaexistenteenesemomento,incluyendotodoslosrecursosquesecontrataronparaserimplementadosalmomentodelPIR;y

• Unpronósticodelaposiciónnetaanualporañoparatodoslosañosdelperíododeplanificaciónbasadoenelsistemaexistenteen ese momento, incluidos todos los recursos que secontrataron para ser implementados al momento del PIR ybasadoenelusodeunmargendereservadeplanificacióndeumbral.

6.AdvertenciasyLimitaciones

959. Respectoalasadvertenciasylimitaciones,silaAutoridadoptaporutilizarunatarjetadecalificación,deberá incluirponderacionescuantitativasespecíficas

357

paracualquieratributo,acompañadoconunaexplicaciónyjustificaciónparacualquierponderaciónasignada.

7.TransmisiónyDistribución

960. RespectoalatransmisiónydistribuciónlaAutoridaddeberá:

• Incorporar cómo los planes de recursos podrían afectar losrequisitosparaelgastoenT&D;

• Considerarcómooptimizareldesarrollodeunplanderecursoso una estrategia de implementación teniendo en cuenta losgastosdetransmisión;y

• Incorporarlosresultadosdetodosycadaunodelosanálisisdelossistemasdeplanificacióndedistribuciónintegradayanálisisdelacapacidaddealojamiento.

8.ModificacióndelPlandeAcción

961. ConRespectoalaModificacióndelPlandeAcción,laAutoridaddebeconsiderarcomounaposiblealternativa,laconversióndelaplantadeCarbónAESaunaoperacióndegasnaturalcomopartedelpróximoPIR.

B.MEJORADEPROCESOSINTERNOS

962. EntérminosdelosprocesosinternosdelaAutoridad,elNegociadodeEnergíaleORDENAa laAutoridada incorporarparaelpróximoPIRuna listade loselementosenumeradosacontinuación.

1.ProcesosparaMejorarlaPresentacióndelPIR

963. HayunaseriedeáreasenlasquelaAutoridadsebeneficiaríademejorarsuorganizaciónyprocesointernos,loqueasuvezresultaráenunamejoraenlacalidaddesupresentacióndeIRPylapuntualidaddesometerlainformación.ElNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadaquepresente,nomástardedeunañodespuésdelafechadenotificacióndeestaResoluciónyOrdenFinal,uninformedetalladoquedescribacómolaAutoridadmejorarásuprocesodeplanificaciónderecursos.Elinformemencionadodeberáincluir,comomínimo,losiguiente:

• Lospasosespecíficosque laAutoridadpretendetomarparaabordartodaslasdeficienciasenelPIRpropuestoporlaAutoridadyelPlandeAcciónPropuestoidentificadoenestaResoluciónyOrdenFinal;

• Los nombres y cargos de los ejecutivos y gerentes de la Autoridadresponsablesdedaresospasos;

• Lasfechasparalascualessetomaránesospasos,quesemuestranenun diagrama de “Gannt” que identifica los pasos críticos para la

358

finalizaciónoportunadelproceso(esdecir,lospasosquesonrequisitospreviosparalossiguientes);

• UnadescripcióndelmarcomodeladoquelaAutoridadutilizaráenelpróximoPIR;

• Una descripción de qué departamentos internos, divisiones, áreas ocomponentes (colectivamente, departamentos) tendránresponsabilidadeseneldesarrollodelpróximoPIR,quedeberáincluirunadescripcióndeesasresponsabilidadesylosnombresdecadaunodeloslíderesdelosdepartamentos.;

• Unadescripcióndelosesfuerzosdedesarrolloprofesionalquellevaráa cabo la Autoridad para asegurar que su personal esté losuficientementeeducadoyexperimentadoenlosrequisitosdepolíticapúblicaaplicable,incluidos,entreotros,losrequisitosdelaLey17,laLey57,elReglamento9021ylanormaenlasprácticasdelaindustriaconrespectoalaplanificaciónderecursosalargoplazo;y

• Una descripción de cómo la Autoridad mejorará sus prácticas demantenimientoderegistros, incluyendocómo(i)guardará,en formadigital, comunicaciones vitales, memorandos, libros blancos ycontratos,y(ii)asegurarálíneasclarasdecontrolyautoríaparatodoslosdatosyanálisis.

2.SeleccióndeConsultorTécnicodelPIR

964. Esteprocedimientodemostróelimpactodetenerquedependerplenamentedelosserviciosdeunconsultortécnicoexternosobrelapuntualidadyeficienciacon que se preparan y presentan esas presentaciones. Además, la selecciónestandarizada de un consultor técnico calificado es importante dado que elcostodedichocompromisocorreacargodeloscontribuyentes.Porlotanto,elNegociadodeEnergíaORDENAalaAutoridadlaseleccióndelconsultortécnicopara los servicios relacionados con el PIR que cumpla con los siguientesrequisitos:

a. Nomástardedeun(1)añoapartirdelafechadenotificacióndeestaResoluciónyOrdenFinal,laAutoridaddeberásometerparalarevisióny aprobación del Negociado de Energía un borrador de Solicitud deCalificaciónRFQparaserviciosdeconsultoríadelPIR.DichoborradordeRFQestablecerálosrequisitosmínimosdecalificaciónparabrindarserviciosdeconsultoríarelacionadosconelPIR;

b. ElNegociadodeEnergíapodráexigiralaAutoridadaquepresenteunborrador de RFQ modificado, según sea necesario y emitirá unadeterminación,entreotrascosas,(i)aprobandoelborradorfinaldela

359

RFQ;y(ii)brindarorientaciónydirecciónalaAutoridadencuantoacuándodebeemitirlaRFQ;

c. LaAutoridadrecibirálasrespuestasdelosconsultoresinteresadosycalificaráalosencuestadosconbaseenlosrequisitoscontenidosenlaRFQaprobada;

d. LaAutoridaddeberápresentaralNegociadodeEnergíaungrupodeconsultores potenciales, acompañado de una certificación de unejecutivoresponsabledelaAutoridaddequecadamiembrodelgrupocumple con los requisitos de la RFQ. La Autoridad tambiénproporcionaráalNegociadodeEnergíacopiasdecualquierdocumentoenelquesebaselaAutoridadparadeterminardichacertificación;

e. Una vez que elNegociadodeEnergía determine que los integrantescumplencon losrequisitosdeRFQ, laAutoridaddeberápresentaralNegociadodeEnergía,parasurevisiónyaprobación,unborradordecontratopara laprestaciónde consultoría relacionada con el PIR, elcualdeberáincluirunalcancedetallado.delosservicioscubiertosporelcontrato;

f. UnavezqueelNegociadodeEnergíaapruebeelborradordelcontrato,la Autoridad requerirá propuestas de los consultores calificados einiciaránegociacionesconlosconsultorescualificados;

g. Si bien la Autoridad tendrá discreción para elegir uno o másconsultoresde laspropuestasrecibidas, laAutoridaddebepresentaruninformealNegociadodeEnergíasobreelprocesodenegociación.LaAutoridaddeberádemostrarasatisfaccióndelNegociadodeEnergíalajustificacióndelprocesodeselección.Dichoinformedeberácontener,para la aprobación del Negociado de Energía, un borrador final delcontratopropuestoyunadescripcióndetalladadecualquierenmiendaenlostérminosycondicionesdelcontratodelborradorpreviamenteaprobado por el Negociado de Energía y una versión de línea rojadestacandotalesdesviaciones;y

h. La Autoridad ejecutará el contrato con el consultor técnico elegido,previaaprobacióndelNegociadodeEnergía.

VI. DETERMINACIONESDEHECHOSYCONCLUSIONESDEDERECHO

A.DETERMINACIONESDEHECHOS

965. Aldesarrollarsuplanderecursos,laAutoridadutilizóelmodeloAuroraLTCEpara evaluar los costos de cada caso considerado. El modelo Aurora busca

360

minimizar el valorpresentede los ingresospara laAutoridaddentrode lasrestricciones establecidas para cada caso, mientras se mantienen nivelesconfiables de suministro eléctrico para satisfacer la carga durante todo elperíododeestudio.ElmodelodelaAutoridadeshastafinalesde2038,loquerepresentaunperiodode20añosdesdeelcomienzodel2019.LaAutoridadllevóacaboademásunanálisis"nodal"paraevaluarcómolaconfiguraciónylas capacidades del sistema de transmisión de la Autoridad impactan lacongestión, las pérdidas técnicas, los costos de producción, la reducción derenovablesylaenergíanoservida.

966. LaevidenciademuestraqueelanálisisdelPIRserealizóenelcontextodeunacarga decreciente. Incluso antes de incorporar los impactos de EE yGD, lasproyecciones de la disminución de la población de Puerto Rico y el lentocrecimiento económico llevan a proyecciones de disminución de la carga.Además,losimpactosdeloshuracanesIrmayMaríahanllevadoalaAutoridadaproponeruncambiofundamentalenlaconfiguracióngeográficadesuflotade generación, acercándose la generación a la carga. Este cambio llevó a laAutoridad a incluir cambios sustanciales en T&D en su PIR, en lugar depreocuparseúnicaoprincipalmenteporlageneración.LaevidenciademuestraqueloscambiosenlapolíticapúblicaconrespectoalsuministrodeelectricidadrenovableyEEsehanreflejadoenestePIRpropuesto.

967. La evidenciademuestraque laAutoridadha cumplido con los requisitosdepresentarunpronósticodelosrequisitosfuturosdecapacidadydemandadeenergía, así comoun análisis de la carga estimadapreviade acuerdo con laSección2.03(C)delReglamento9021.Sinembargo,aunquelosefectosnetosson relativamente pequeños, la evidencia muestra que la Autoridad noidentificó adecuadamente las variables utilizadas en la carga estimada delsectorcomercial.

968. LaevidenciademuestraquelaAutoridadnoincluyóexplícitamentelascargasdevehículoseléctricosensuestimadoyqueestacargadebeincluirseenlospronósticos futuros. La evidencia demuestra que el PIR propuesto por laAutoridad conteníaun análisis de treinta y cinco (35)planesde recursos, otreintaycinco(35)escenariosseparados,ylosresultadosseresumieronenlosAnexos 8-1, 8-2 y 8-3. LaAutoridad también presentó cincuenta y dos (52)conjuntosadicionalesderesultadosmodelados,deloscualescuarentayseis(46)yseis(6)sonenrespuestaalosROIdelNegociadodeEnergíayAES-PR,respectivamente,loquedalugarauntotaldeochentaysiete(87)resultadosdeescenarioderecursospresentadosenelPIRpropuesto.

969. Basado en la evidencia, la Autoridad ha cumplido con los requisitos de laSección2.03 (F) (3) con respectoa la identificacióndeunaamplia gamadenuevosprogramaspotencialesdeEEyDR.EstosprogramasseevaluaránconmásdetalleunavezseimplementeelprogramadeEE.

361

970. ElNegociadodeEnergíaaceptalaevidenciasobrelacantidadylarentabilidaddelaRDquehapresentadolaAutoridad,paralospropósitosdeestePIR.

971. LaevidenciademuestraquelaAutoridadcorrectamentedeterminóqueEEessiempreelrecursodemenorcostoydemásbajademandaauncostomuchomenorqueelsuministronuevoyelT&Dasociado.

972. Laevidencia respaldaunnivelmáximode implementacióndeEE comounaprovisióncentraldeunPlandeRecursosPreferidosaprobado.

973. LaevidenciademuestraquelaAutoridadhacumplidoconlosrequisitosdelaSección 2.03 (D) (1) (a) y (B) del Reglamento 9021 al proporcionar tablasresumidas de los recursos existentes e información suplementaria sobre laofertaderecursosdelaAutoridad.

974. LaevidenciademuestraquelaAutoridadnocumplióconlaSección2.03(D)(1)(c)delReglamento9021enelsentidodequelaAutoridadnoproporcionógastosanualesdecapitalnoambiental anticipadosdurante lospróximos10años.LaevidenciatambiénmuestraquelaAutoridadnoproporcionóelcapitalyloscostosoperativosesperadosparacumplirconlosrequisitosregulatoriosy legales actuales, propuestos y razonablemente anticipados. Finalmente, laAutoridad no resumió la información complementaria sobre cambiosimportantesalosrecursosquehanocurridodesdelaaprobacióndelPIRmásreciente.

975. LaevidenciademuestraquelaAutoridadnocumplióconlasSecciones2.03(E)(1)y(2)delReglamento9021enelsentidodequelaAutoridadnoproporcionódirectamente una tabla de balance anual de carga y recursos para lascondicionesexistentes,niproporcionóuna“posiciónnetaanual”bajocualquierconjuntoderecursosocombinacionesdecarga.

976. Laevidenciademuestraqueel análisisde lasnecesidadesde recursosde laAutoridadnohatransmitidosuficientementeinformaciónfundamentalsobrelacantidaddecapacidadquelaAutoridadpuedenecesitarenelhorizontedeplanificación.

977. ElNegociadodeEnergíaconcluyeque,elusodelcostoagregadouniformedel16%esaceptableparalospropósitosdeplanificacióndeestePIRpropuestoúnicamente y que en el futuro la Autoridad debe basar su análisis en losresultadosdelassolicitudesrealesydelpreciodisponibledelmercadoparaeldesarrolloeinstalaciónenPuertoRico.

978. ElNegociadodeEnergíacoincideconlaAutoridadenquelaevidenciarespaldaloselementos“sinremordimientos”,deenergíarenovableyalmacenamiento,ii) maximización de las provisiones de EE, iii) integración de GD, y iv)

362

endurecimientodeaspectosdelsistemaT&D,mientrasseformaelnúcleodeunPlandeRecursosPreferidosModificadoparalaAutoridad.

979. ElNegociadodeEnergíaconsideraquelaevidenciarespaldalaconversióndeplantasgeneradorasdevaporretiradasacondensadoressincrónicosenapoyodelosrequisitosdevoltajequereflejannivelescrecientesdegeneraciónbasadaeninversores(deenergíasolarfotovoltaicayalmacenamientodeenergíaenbaterías)esrazonable.

980. La evidencia no respalda la exclusión de la Autoridad del S3S2 de laconsideración como Plan de Recursos Preferidos en la medida en que laAutoridadbasólaexclusiónensupuestosdecostosinfundadosysuexclusióntécnicamenteinapropiadadelacargadealmacenamientodebateríadurantelas horas pico de producción solar, al comparar e informar la energía solarfotovoltaica con las relaciones de carga máxima previstas en escenariosalternativos.

981. La evidencia respalda la acción de adquisición planificada para resolver lasincertidumbresconrespectoalcostorealdelaenergíasolarfotovoltaicayelalmacenamientodebaterías.

982. Laevidenciademuestraque,desdelaperspectivadelamitigacióndelcambioclimático,elescenarioS3S2BespreferiblealESMylosescenariosS4S2B.

983. La evidencia respalda el retiro de laAutoridadde los activos de vapormásantiguosydepetróleoenordendedisminucióndelcostodeoperacióncuandoya no sean necesarios para la confiabilidad del sistema y acorde con laconversiónsincrónicadelcondensador.

984. LaevidenciarespaldaelretirodeCostaSur5y6cuandosepuederespaldarlaoperación confiable del sistema sin su presencia, luego del retiro de losrecursosderivadosdelpetróleo.

985. La evidencia no respalda la afirmación de la Autoridad de que se necesitainfraestructuradegasadicionalenMayagüezyYabucoa,talcomofiguraenelEscenariodeESMcomounadecisiónfija.Laevidenciatambiéndemuestraqueno es razonable planificar para respaldo ubicaciones de suministro de gascuandoinclusolaubicaciónprincipalpreferidadelaAutoridadparaunanuevaunidaddeciclocombinadodegas,enPaloSeco,nohasidodemostradoserunaopciónsólidaparaunplanderecursospreferido.

986. LaevidenciademuestraquelaAutoridadeligióelEscenariodeESMcomosuPlandeRecursosPreferidos.ElNegociadodeEnergíaharechazadoesteplancomoelPlandeRecursosPreferidosporquelaAutoridadnosebasóenNPVRRcomoelcriterioprincipalparaelegirelESMsegúnrequeridoenlaSección2.03(H)(2)(d)(i) del Reglamento 9021. En consecuencia, la evidencia demuestra

363

que la Autoridad no pudo demostrar los beneficios económicos del ESM encomparaciónconlosplanescompetidoresquelaAutoridadincluyóenelPIR.Sin embargo, el Negociado de Energía retuvo cinco elementos centrales delEscenario de ESM de la Autoridad como parte de un Plan de RecursosPreferidos Modificado y un Plan de Acción Modificado, porque contienenelementoscomunesa todos losplanes, sonacciones "sinremordimientos"ysonrazonables.Estasaccionesson:conversiónoportunadelainfraestructurade la planta de vapor más antigua a condensadores sincrónicos paraproporcionar soporte reactivo dinámico y características de estabilidad einerciaparaelsistemadelaAutoridaddespuésdelainstalacióndemayorescantidadesdeenergíasolar fotovoltaica;desplieguedeEE,hasta lacantidadmáximaobteniblecomoseveen losEscenariosde “EETotal” ;adquisiciónmáximadeenergíasolarfotovoltaicaenconsonanciacontodoslosescenarios;almacenamiento de energía de batería como un elemento de un Plan deRecursosPreferidosModificado;yendurecimientodeT&D.

987. LaevidenciademuestralarazonabilidaddelosresultadosdelmodeladodelaAutoridadque incluyennecesidadessustancialesdenuevosrecursossolaresfotovoltaicosydebateríasenelcortoylargoplazoparaPuertoRicoyrespaldaplenamente la adquisición competitiva de estos recursos tanto a escala deserviciospúblicoscomoaVPPdeescaladistribuidamáspequeña,siemprequesecumplanlasespecificacionestécnicas.

988. La necesidad del desarrollo de 400 MW de nuevos recursos pico decombustiblesfósilesenelPIRpropuestonofuerespaldadoconevidencia.

989. La Autoridad ha demostrado la razonabilidad de reemplazar una pequeñapartedelosGTmásantiguosconrecursosmáximosmedianteunprocesodesubastascompetitivoabiertoatodoslosrecursos.

990. LaevidencianorespaldalainclusióndeunanuevaunidaddeciclocombinadoagasenPaloSecoparael2025comopartedeunplandemenorcosto.

991. ElNegociadodeEnergíaaceptalassuposicionesdelaAutoridadenelregistrocon respecto al viento, el almacenamiento de baterías a escala de serviciospúblicos y los costos de energía solar a escala de servicios públicos comorazonablesparalosfinesdeestePIRpropuesto.

992. ElNegociadodeEnergíaconcluyequebasadoenlaevidencia,elanálisisdelaAutoridaddelrecursoGDutilizandounpronóstico fijoesaceptablepara lospropósitoslimitadosparaloscualesseutilizaenesteprocedimiento.

993. El Negociado de Energía concluye que basado en la evidencia, la Autoridadproporcionóunanálisis razonabledel rangodeposibles resultadospara lospreciosdelgasnaturalyqueelpreciodelcombustibledepetróleocrudoesrazonable.

364

994. ElNegociadodeEnergíanoapruebalainfraestructuradegaspropuestaenelPIRPropuestoporque laevidenciademuestraquenoesnecesariounnuevoCCGTagasenPaloSeco.

995. ElPIRPropuestoporPREPAsíconsideraevaluacionesdeimpactoambiental.No obstante, en el próximo ciclo del PIR, la Autoridad deberá ampliar laevaluacióndeimpactosambientales,incluyendounadiscusiónespecíficasobrelosaspectosdelcambioclimático.

996. Basadoenlaevidenciaprovista,lainclusióndeadvertenciasylimitacionesporpartedelaAutoridadsegúnlorequierelaSección2.03(I)delReglamento9021esrazonable.

997. LaevidenciademuestraquelatarjetadecalificacióndelaAutoridadcomosepresentaenelPIRPropuestonoesútilydebemejorarseenelpróximoPIRdeacuerdoconlasinstruccionesdelNegociadodeEnergía.

998. La evidencia demuestra que lasmicroredes forman una parte crítica de lasnecesidadesderesilienciayquedebenserincorporadasentodoslosejerciciosdetransmisión,distribuciónyplanificaciónderecursosdelaAutoridadyentodas lasaccionesdedesplieguequese tomenencumplimientodelPlandeAcciónModificado.

999. La Autoridad no ha demostrado que toda carga crítica deba ser servidaúnicamente con recursos térmicos y la Autoridad no ha proporcionadoevidencia de que la energía solar fotovoltaica y las baterías no puedansuministrarunapartesustancialdelacargacríticarealoquedichosrecursosno puedan aportar contribuciones a la provisión de un nivel suficiente deresiliencia.

1000. LaevidenciasuministradanorespaldaelrequisitodereservadecapacidaddelaAutoridad,porloquecadaunadelasochoregionesdeMiniGriddebecumplircon la provisión del 75%de la Autoridad de cargamáxima crítica definida,únicamenteconrecursosdecapacidadtérmica.

1001. Eltestimoniodelosinterventoresdemuestrademaneraconvincenteelvalorinherente de los recursos distribuidos a pequeña escala en forma demicroredes, energía solar fotovoltaica enun solo sitio y almacenamientodebaterías,yalmacenamientoagregadodeenergíasolarfotovoltaicaybaterías(oVPPs)paraPuertoRicocomounapartefundamentaldeunasolucióngeneralparagarantizarlaresiliencia.

1002. La evidencia demuestra que el rápido despliegue de puntos de resilienciadistribuida,incluidoelusodemicroredes,energíasolarfotovoltaicaenunsolositioyrecursosdebaterías,oVPPagregados,debeformarpartedelosenfoquesa corto plazo de la Autoridad para desarrollar una infraestructura másresiliente.

365

1003. LaevidenciademuestraqueelanálisisdelValordelaCargaPerdida(VOLL)delaAutoridaddemuestralaimportanciadereducirlapérdidadecargadelargaduración,sinembargo,noproporcionaningunacomparacióndelarentabilidadentrediferentesenfoquesparareducirlaperdidadecarga.

1004. La Autoridad no ha apoyado ni demostrado su afirmación de que laconstruccióndeMiniRedesengeneral esunenfoquede “menor costo”paralograr la resiliencia frente a eventos climáticos, dada la falta de análisis dealternativas razonables y de optimización de costos de la construcción deMiniRedes.

1005. Laevidenciademuestralanecesidaddemejorarelsistemadetransmisiónylosplanes de la Autoridad de gastar hasta $2 mil millones de dólares para elfortalecimiento de la transmisión de los elementos existentes y lainfraestructuraobsoleta.

1006. LaevidenciademuestraquelaAutoridadnoconsideróadecuadamenteunplandetransmisiónoptimizadoyqueelPlandeAcciónModificadodeberíaincluireldesarrollodeunplanderecursosounaestrategiadeimplementaciónparaoptimizarelgastoentransmisión.

1007. La evidencia demuestra que los planes de la Autoridad de invertir $911millonesdedólaresensistemasdedistribuciónparalaresilienciayelapoyoalaGDsonrazonables.

1008. LaevidenciademuestraquelaESMpreferidaporlaAutoridadnoesunplanque resulte unmenor costo y debe ser rechazado. La evidencia demuestraademásquelasmodificacionesdelNegociadodeEnergíaalPlandeRecursosPreferidossonjustasyrazonablesyestánrespaldadasporelexpediente.

1009. El Negociado de Energía propiamente modifica el Plan de Acción de laAutoridadensuPIRPropuestodeconformidadconloshallazgosyórdenesdelNegociadodeEnergíacomoseestablecealolargodeestaResoluciónyOrdenFinal.

B.CONCLUSIONESDEDERECHO

1010. ElArtículo1.9(1)delaLey17-2019establece:“Laplanificaciónalargoplazodel Sistema Eléctrico es un elemento indispensable para implementar laPolítica Pública Energética adoptada en esta Ley y facilitar que el SistemaEléctrico permita el desarrollo sostenible del pueblo de Puerto Rico. DichaplanificaciónconsistiráenunPlanIntegradodeRecursos,deconformidadconlo dispuesto en esta Ley, la Ley 57-2014 y la Ley 83.” Además, otorga alNegociadodeEnergíalaautoridadparaaprobarelPIR.

1011. LaSección1.9(1)delaLey17estableceademásqueelNegociadodeEnergía“...evaluará y aprobará el Plan Integrado de Recursos, al igual que sus

366

enmiendasomodificaciones,deformaconsistenteconlaintenciónlegislativaydeclaracióndepolíticapúblicaadoptadapor laAsambleaLegislativaen laSección3delaLey120-2018,elArtículo13delaLey29-2009encuantoalasprotecciones y consideraciones aplicables a los Contratos de Alianza, y lapolíticapúblicaenunciadaenestaLey.”El17dejuniode2020,elNegociadodeEnergía emitió una Resolución y Orden emitiendo un Certificado deCumplimientoEnergéticodeacuerdoconlaSección5(g)delaLey120-2018,para una transacción de la Autoridad que involucre la operación yadministracióndelsistemadeT&DdelaAutoridad.1368Enelmomentoenquesecompleteestatransacciónyunanuevaentidadasumalaresponsabilidaddelsistema de T&D de la Autoridad, la Resolución Final y Orden en este casoaplicaráalaentidadenlatransaccióndelaAutoridadqueesresponsabledelaoperaciónyadministracióndelsistemadeT&DdelaAutoridad.

1012. ElArtículo6.3(b)y(c)delaLey57otorgaalNegociadodeEnergíalaautoridadpara adoptar e implementar los reglamentos necesarios para garantizar lacapacidad, confiabilidad, seguridad, eficiencia y razonabilidad de las tarifaseléctricas.Deconformidadcondichasdisposiciones,elNegociadodeEnergíaadoptóelReglamento9021,queestableceelmarcoregulatorioylosrequisitosdepresentaciónaplicablesalapresentacióndelaAutoridadylarevisiónporelNegociadodeEnergíadelsegundoPIRpropuestoporlaAutoridad.

1013. LaSección1.9(3)delaLey17-2019requierequeelIRPcontenga:(i)unagamadepronósticosde lademanda futura; (ii)unaevaluaciónde los recursosdeconservación disponibles en el mercado; (iii) una evaluación la gama detecnologías de generación convencionales y no convencionales que esténdisponiblesenelmercado;(iv)unaevaluacióndelacapacidaddetransmisiónyconfiabilidaddelsistema;(v)unaevaluacióncomparativadelosrecursosdesuministrodeenergía,incluyendoT&D;(vi)unaevaluacióndelacombinaciónde recursosque sedesignanparapromover ladiversificaciónde fuentesdeenergía,estabilizarloscostesenergéticosymejorarlaestabilidadymejorarlaconfiabilidadyestabilidaddelared;(vii)unaevaluacióndelasplantasdelaAutoridadexistentesqueestimelasmejorasenlainfraestructuraylaeficienciaoperacional,suvidaútil, lasfechaderetiroycostosdedecomisos;(viii)unaevaluacióndelosimpactosambientales,incluyendoemisionesalaire,consumedeagua,losdesechossólidosyotrosfactoresambientales,incluidoelcambioclimático; (ix) una evaluación de la interconexión al Sistema eléctrico de laAutoridaddeproyectosdeenergíarenovableparaelcumplimientodelaLey82-2010yde otrosproductores independientes; una evaluacióndel cambioclimático, proyecciones respecto a la integración de recursos de generación

1368ResoluciónyOrden,InRe:CertificadodeCumplimientoEnergético,CasoNúm.NEPR-AP-2020-0002,17dejuniode2020.

367

distribuidaalaredeléctrica;unaevaluacióndelasinstalacionesdeserviciosesenciales en toda la isla y medidas para aumentar la resiliencia, como elestablecimientodemicroredes,generacióndistribuidaylíneasdedistribuciónsoterradas;unaevaluacióndelasaccionesnecesariasparalograrobjetivosdealmacenamiento de energía; y, cualquier otro requisito establecido por elNegociadodeEnergíamedianteordenoreglamento.

1014. ComolorequierelaSección1.9(4)delaLey17,elArtículo6.23(c)delaLey57 y el Reglamento 9021, el Negociado de Energía ha revisado el PIR. ElNegociadodeEnergíaAPRUEBAenparteyDESAPRUEBAenparteelPIRporlasrazonesindicadasenestaResoluciónyOrdenFinal.

1015. ComolorequierelaSección1.9(1)delaLey17,elArtículo6.23(c)delaLey57 y la Sección 3.08 del Reglamento 9021, el Negociado de Energía estáaprobando un Plan de Recursos Integrados Modificado y ordenando a laAutoridadaquepresentedichodocumentoconciertaselaboracionesytomelasaccionesespecificadasenlaParteVdeestaResoluciónFinalyOrdenparaprepararseparaelpróximoPIR.

VII. CONCLUSIÓN

Porlasrazonesqueanteceden,elNegociadodeEnergíaAPRUEBAENPARTE Y RECHAZA EN PARTE el PRI Propuesto y APRUEBA el PIRModificadoyelPlandeAcciónModificado,segúndescritoenestaResoluciónyOrdenFinal.

ElNegociadodeEnergíapublicaráestaResoluciónyOrdenFinaltantoeningléscomoenespañol.Sisurgealgúnconflictoentrelasdosversiones,prevalecerálaversióneninglés.Almomento,elNegociadodeEnergíaestátrabajandoparacompletarlaversiónenespañol.Sinembargo,parabeneficiodelpúblico,elNegociadodeEnergíapublicaráhoy,unResumenEjecutivodeestaResoluciónyOrdenFinalenidiomaespañol.

Cualquierparteadversamenteafectadapor lapresenteResoluciónyOrdenpodrápresentarunamocióndereconsideraciónanteelNegociadodeEnergía,deconformidadconlaSección11.01delReglamento85431369ylasdisposicionesaplicablesdelaLey38-2017,segúnenmendada,conocidacomo“LeydeProcedimientoAdministrativoUniformedelGobiernodePuertoRico”(“LPAU”).Lamociónatalesefectosdebeserpresentadadentrodeltérminode

1369 Reglamento de Procedimientos Adjudicativos, Avisos de Incumplimiento, Revisión de Tarifas e Investigaciones,Reglamento8543,18dediciembrede2014.

368

veinte (20) días contados a partir de la fecha de archivo en autos de lanotificación de esta Resolución Final y Orden. Dicha solicitud debe serentregadaenlaSecretaríadelNegociadodeEnergía.

ElNegociadodeEnergíadeberáconsiderardichamocióndentrodelosquince(15)díasdehabersepresentado.Silarechazaredeplanoonoactuaredentro de los quince (15) días, el término para solicitar revisión judicialcomenzará a transcurrir nuevamente desde que se notifique dichadenegatoriaodesdequeexpirenlosquince(15)días,segúnseaelcaso.SielNegociadodeEnergíaacogelasolicituddereconsideración,eltérminoparasolicitar revisión empezará a contarse desde la fecha en que se archive enautosunacopiadelanotificacióndelaresolucióndelNegociadodeEnergíaresolviendo definitivamente la moción de reconsideración. Tal resolucióndeberá ser emitida y archivada en autos dentro de los noventa (90) díassiguientesalaradicacióndelamocióndereconsideración.SielNegociadodeEnergíaacogelamocióndereconsideraciónperodejadetomaralgunaacciónconrelaciónalamocióndentrodelosnoventa(90)díasdeéstahabersidoradicada, perderá jurisdicción sobre la misma y el término para solicitarrevisión judicial empezará a contarse a partir de la expiración de dichotérminodenoventa (90)días, salvoqueelNegociadodeEnergía,por justacausaydentrodeesosnoventa(90)días,prorrogueeltérminopararesolverporunperiodoquenoexcederádetreinta(30)díasadicionales.

Denooptarseporelprocedimientodereconsideraciónantesexpuesto,laparteafectadapodrá,dentrodel términodetreinta(30)días,contadosapartirdelarchivoenautosdeestaResoluciónFinalyOrden,presentarrecursoderevisiónjudicialanteelTribunaldeApelaciones.Loanterior,conformealaSección11.03delReglamento8543,lasdisposicionesaplicablesdelaLPAUyelReglamentodelTribunaldeApelaciones.

Regístreseynotifíquese.

(firmado)

________________________________________EdisonAvilésDeliz

Presidente

(firmado)

________________________________________ÁngelR.RiveradelaCruzComisionadoAsociado

(firmado)

________________________________________LillianMateoSantosComisionadaAsociada

firmado)

____________________________________FerdinandA.RamosSoegaard

ComisionadoAsociado

369

CERTIFICACIÓN

CertificoqueasíloacordólamayoríadelosmiembrosdelNegociadodeEnergíadePuertoRicoel21deagostode2020.Certificoademásqueel24deagostode2020copiaelectrónica de esta Resolución y Orden a: [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected] [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected]; [email protected]; [email protected];[email protected];[email protected];[email protected]ás,certificoqueel24deagostode2020heprocedidoconelarchivoenautosdelaResoluciónyOrdenemitidaporNegociadodeEnergíadePuertoRicoyheenviadocopiafielyexactaa:

PuertoRicoElectricPowerAuthorityAttn.:NitzaD.VázquezRodríguezAstridI.RodríguezCruzJorgeR.RuízPabónPOBox363928SanJuan,PR00936-3928

EnvironmentalDefenseFundAttn:AgustínF.CarbóLugo257ParkAvenueSouthNewYork,NY10010

Sunrun,Inc.Attn:JavierRúa-JovetCentrodeSegurosBld.Suite406701PoncedeLeónAve.SanJuan,PR00907

LocalEnvironmentalOrganizationsAttn.PedroSaadéLlorénsCondado605–Office616SanJuan,PR00907

370

LocalEnvironmentalOrganizationsAttn:RuthSantiagoApartado518Salinas,PR00751

LocalEnvironmentalOrganizationsAttn:RaghuMurthy48WallStreet19thFloorNewYork,NY10005

LocalEnvironmentalOrganizationsAttn:LauraArroyo4500BiscayneBlvd.Ste201Miami,FL33137

LocalEnvironmentalOrganizationsAttn:JordanLuebkemann111S.MarinLutherKingJr.Blvd.Tallahassee,FL32301

EcoEléctrica,L.P.Attn:CarlosA.Reyes,P.E.Carretera337Km.3.7BarrioTallaboaPonientePeñuelas,PR00624

Toro,Colón,Mullet,Rivera&Sifre,P.S.C.Attn:CarlosE.ColónFranceschiPOBox195383SanJuan,PR00919-5383

RockyMountainInstituteAttn:RichendaWanLeeuwen2490JunctionPlace,Suite200Boulder,CO80301

GrupoWindMarAttn:VíctorL.González#206CalleSanFranciscoSanJuan,PR00901

GrupoWindMarRoumain&Associates,P.S.C.Attn:MarcG.RoumainPrieto1702AvenidaPoncedeLeón2ndoPisoSanJuan,PR00909

OficinaIndependientedeProtecciónalConsumidorAttn:HanniaB.RiveraDíaz268HatoReyCenterSuite524SanJuan,PR00918

EmpireGasCompany,Inc.Attn:ManuelFernándezMejías1404Ave.PazGranelaSuite2,PMB246SanJuan,PR00921

ProgressionEnergyLedesma&Vargas,LLCMarianaOrtizColónPOBox194089SanJuan,PR00919-4089

AESPuertoRico,LPAttn.AxelE.ColónPérezPOBox1890Guayama,PR00785

ProgressionEnergyDíaz&Negrón,LLCRaúlNegrónCasasnovasPOBox363004SanJuan,PR00936-3004

ShellNALNGLLCAttn.PaulDeMoudt1000MainStLevel12Houston,TX77002

WartsilaNorthAmerica,Inc.Attn.EugeneScottAmyFerraiuoliLLC221PonceDeLeónAve.Suite500SanJuan,PR00917

371

FernandoAgrait701Ave.PonceDeLeónOficina414SanJuan,PR00907

ArctasCapitalGroup,LPAttn.RickSierra1980PostOakBlvd.Suite1500Houston,TX77056

RenewPuertoRicoCastroDieppaLawOffices,PSCAttn.IrmaE.CastroDieppaPOBox195034SanJuan,PR00919-5034

RenewPuertoRicoCastroDieppaLawOffices,PSCAttn.GilbertLópezDelgadoPOBox195034SanJuan,PR00919-5034

RenewPuertoRicoAttn.PJWilson1357Ave.Ashford#171SanJuan,PR00907

SESAPRMcConnellValdés,LLCAttn.CarlosJ.FernándezLugoPOBox364225SanJuan,PR00936-4225

CaribeGEInternationalEnergyServices,Corp.McConnellValdés,LLCAttn.GermánNovoaRodríguezPOBox364225SanJuan,PR00936-4225

CaribeGEInternationalEnergyServices,Corp.McConnellValdés,LLCAttn.CarlosJ.FernándezLugoPOBox364225SanJuan,PR00936-4225

Paraqueasíconste,firmolapresenteenSanJuan,PuertoRico,el24deagostode2020

(firmado)

______________________________________SoniaSedaGaztambideSecretariaInterina

A-1

CRONOLOGÍAEHISTORIADELPROCEDIMIENTO

1016. La Radicación del PIR 2018-2019 de la Autoridad ha tenido una extensahistoria, la cual se describe endetalle en esteApéndiceA. Paramásdetallesobre cualquierade estas radicaciones, elNegociadodeEnergía invita a loslectoresaconsultarelexpedientedelPIR,CEPR-AP-2018-0001.

• Inicio del proceso del PIR. 15 de marzo de 2018. ElNegociado de Energía inició un procedimiento para laradicación de un PIR actualizado. El Negociado de Energíadeterminóqueautorizara laAutoridadapresentarunPIRactualizado,antesdelarevisiónobligatoriaestablecidaenlaLey83ylaLey57,eraapropiadoparaabordarlosimpactosdeloshuracanesIrmayMaríaenlasnecesidadesderecursosdePuertoRico.En suResoluciónyOrden, elNegociadodeEnergíaautorizóalaAutoridadainiciarlaFaseIdelprocesoyaradicarunPIRactualizadoentornoaoctubrede2018.1370LaFase1precedealaradicacióndelPIReincluyelos"variosmeses de solicitudes de información del Negociado deEnergía, incluyendo los requisitos específicos de modelaje,conferencias técnicas", como se menciona en el siguientepunto.1371

• Radicación del PIR 2018-2019 inicial. 13 de febrero de

2019.LaAutoridadpresentósuPIR2018-2019inicial.1372

• Determinación de la integridad del PIR 2018-2019inicial.14demarzode2019.ElNegociadodeEnergíaemitióunaresoluciónyordensobrelaintegridaddelapresentacióndel PIR de la Autoridad.1373 El Negociado de EnergíadeterminóqueelPIRpropuestoporlaAutoridadnocumplíacon el Reglamento del PIR y las órdenes anteriores delNegociado de Energía. Por consiguiente, el Negociado de

1370VéaseResoluciónyOrden,CommencementofReviewProceedingandOrderEstablishingInitialSubmissionTimeline,CasoNúm.CEPR-AP-2018-0001,14demarzode2018,página3.

1371VéaseReglamento9021,§3.01.

1372VéasePREPA’sPetitionandInformativeMotionRegardingitsAccompanyingIntegratedResourcePlanFiling,CasoNúm.CEPR-AP-2018-0001,13defebrerode2019,página3.

1373VéaseResoluciónyOrden,CompletenessofthePuertoRicoElectricPowerAuthority'sIntegratedResourcePlanFiling,ConfidentialTreatmentofPortionsoftheIntegratedResourcePlan,andRequestedWaivers,CasoNúm.CEPR-AP-2018-0001,14demarzode2019.

A-2

Energía le exigió a la Autoridad que reemitiera su PIRpropuestopara corregir las deficiencias especificadas en laordenyenapéndicesdetalladosdelaorden.ElNegociadodeEnergíaleexigióalaAutoridadquevolvieraaradicarsuPIRen un plazo de treinta (30) días a partir de la fecha de laOrden, exigiéndole a la Autoridad que justificara cualquierretrasoadicionalenunplazodediez(10)díasapartirdelaOrden.1374

• PIR propuesto. 7 de junio de 2019. Después de variassolicitudes de prórrogas, la Autoridad presentó su PIRactualizado, indicando que incluía el Informe Principal delPIR, más dos anejos (A y B) y los Apéndices 1-5, y losdocumentosdetrabajorequeridos.1375

• Determinación de la integridad del PIR 2018-2019propuesto.El11dejuniode2019,elNegociadodeEnergíaemitióunaordenconrespectoa lanuevaradicaciónpor laAutoridaddesuPIR.1376Ensuorden,elNegociadodeEnergíadeterminó que la radicación de la Autoridad no estabacompleta,ylerequirióalaAutoridadaradicar,enoantesdel14dejuniode2019,laspartesfaltantesdelPIRpropuesto.1377

• Radicaciones para completar el PIR propuesto. 14 dejunio-3dejuliode2019.LaAutoridadpresentósolicitudespara cumplir con la orden del Negociado de Energía en eltranscurso de varias semanas,1378 durante las cuales elNegociado de Energía continuó descubriendo partes de laradicacióndelPIRquefaltaban.1379

• DeterminaciónfinaldelaintegridaddelPIRpropuestoydel calendario procesal y el comienzo de la fase 2 delprocesodelPIR.3dejuliode2019.LaOficinadeterminóque

1374Id.en19.

1375VéasePREPA'sCoverFilingforAccompanyingComplianceIRPFilingDueJune7,2019,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,7dejuniode2019.1376VéaseResoluciónyOrden,PREPA'sCoverFilingforAccompanyingComplianceIRPFilingDueJune7,2019,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,11dejuniode2019.

1377Id.

1378VéasePREPA'sCoverFiling,UpdatedListofDocumentsFiledorSubmitted,andMotions,14junio2019,casonúm.CEPR-AP-2018-0001;PREPA'sMotionforLeavetoFileIRPMainReport“Errata”Version,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,19dejuniode2019.

1379Véase,e.g.,ResoluciónyOrden,DocumentsReferencedintheIntegratedResourcePlanandNotIncludedintheFilings,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,25dejuniode2019.

A-3

laradicacióndelPIRpropuestocumplíaconlosrequisitosdelReglamento9021ydeterminóqueeranecesariopasara laFase 2 del proceso de aprobación del PIR, conforme alReglamento 9021.1380 La Oficina también estableció elcalendario para el proceso del PIR, estableciendo la VistaEvidenciaria para el 22-25 de octubre de 2019, una vistapública el 26 de noviembre de 2019 y comentarios finalesantesdel3dediciembrede2019.1381ElNegociadodeEnergíaofreciódetallesadicionalessobrelaVistaEvidenciariaenunaresoluciónel26dejuliode2019.1382

• Iniciodeldescubrimiento.3dejuliode2019.AlpersonaldelNegociado de Energía, la Autoridad y los Interventoresaprobados,selesdalaoportunidaddeentrarenunperiodode descubrimiento relacionado con una amplia gama detemasrelacionadosconelPIRpropuestoporlaAutoridadylostestimoniosdeinterventores.

• Intervenciones:12dejuliode2019–9deagostode2019.

ElNegociadodeEnergíaotorgóelestatusdeintervenciónadieciocho (18)1383 interventores: Environmental DefenseFund; Sunrun, Inc.; organizaciones ambientalistas locales(ComitédeDiálogoAmbiental,Inc.;ElPuenteWilliamsburg,Inc. -EnlaceLatinodeAcciónClimática;ComitéYabucoeñoPro-CalidaddeVida,Inc.;AlianzaComunitariaAmbientalistadel Sureste, Inc.; Sierra Club y su Capítulo de Puerto Rico;MayagüezanosporlaSaludyelAmbiente,Inc.;CoalicióndeOrganizaciones Anti-Incineración, Inc.; Amigos del RíoGuaynabo,Inc.;CampamentocontralasCenizasdePeñuelas,Inc.; y CAMBIO Puerto Rico); EcoEléctrica, L.P.; GrupoWindMar; Oficina Independiente de Protección alConsumidor (OIPC);EmpireGasCompany, Inc.;AESPuertoRico, LP; National Public Finance Guarantee Corp.;Progression Energy; Shell NA LNG LLC; Wärtsilä NorthAmerica; interventores sin fines de lucro (CentroUnidodeDetallistas (CUD); Cámara de Mercadeo, Industria y

1380VéaseResoluciónyOrden,CompletenessDeterminationofPREPA’s IRPFilingandProceduralCalendar,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,3dejuliode2019.

1381Id.

1382VéaseResoluciónyOrden,AppointmentofHearingExaminer,InitialTechnicalHearingFormat,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,26dejuliode2019.

1383ElNegociadodeEnergíatambiénotorgóestatusdeinterventoraRenewPuertoRico,peroRenewPuertoRicoradicóunamociónpara retirarse como interventory elNegociado concedió lapetición.VéaseResoluciónyOrden,Motion toWithdrawasanIntervenorintheIRPProceeding.casonúm,CEPR-AP-2018-0001,4denoviembrede2019.

A-4

DistribucióndeAlimentos(MIDA);AsociacióndeIndustrialesdePuertoRico(AIPR);CooperativadeSegurosMúltiplesdePuertoRico(CSMPR);UnidosporUtuado(UPA);eInstitutodeCompetitividadySostenibilidadEconómicadePuertoRico(ICSE-PR)); CaribeGE International Energy Services, Corp.;SolarandEnergyStorageAssociationofPuertoRico(SESA-PR);LigadeCooperativasdePuertoRico;AMANESER2025,Inc; y Arctas Capital Group, LP. El Negociado de Energíatambién otorgó estatus deAmicus Curiae a tres entidades:RockyMountainInstitute(RMI);laAsociacióndeConsultoresy Contratistas de Energía Renovable de Puerto Rico, Inc.(ACONER) y el Colegio de Ingenieros y Agrimensores dePuertoRico(CIAPR).

• Vistastécnicas.13deagostode2019;4-5deseptiembrede2019. ElNegociadodeEnergía celebró vistas técnicasparabrindar a la Autoridad la oportunidad de compartirinformaciónsobremetodologíasysuposicionesinicialesconrespectoalprocesoyanálisisdelPIR.El9deagostode2019,el Negociado de Energía modificó su calendario deprocedimientosenrespuestaaunamocióndelaAutoridad.Enlugardeunavistatécnicainicialdedosdías,elNegociadodeEnergía celebró el primerdía de laVistaTécnica Inicialparael13deagostode2019,yfijólasegundapartedelaVistaTécnica Inicial para el 4 de septiembre de 2019, paracontinuar hasta el 5 de septiembre de 2019, si fueranecesario.1384 El Negociado de Energía celebró la primerapartedelaVistaTécnicaInicialel13deagostode2019.Losdías4y5deseptiembre,elNegociadodeEnergíacelebrólasiguientepartedelaconferenciatécnica.1385

• Terremotos.6y7deenerode2020.Enlamañanadel6deenero,unterremotodemagnitud5.8sacudiólapartesurdelaisla,seguidodeunterremotodemagnitud6.4enlamañanadeldía7.Estosfueronseguidosporunaseriedeterremotossignificativos durante las siguientes semanas. El terremotoafectófuertementealaislaysuscomunidades,yelterremotodel7deenerode2020causógravesdañosalaplantadelageneración Costa Sur.1386 En respuesta a lasmociones para

1384 Véase Resolución y Orden, PREPA’s Motion for Reconsideration Regarding Initial Technical Hearing Second DaySchedule,9deagostode2019.

1385VéaseResoluciónyOrden,InitialTechnicalHearing,ProceduralCalendarandPartiesNotificationMailingList,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,21deagostode2019.

1386VéaseResolución,NotforProfitIntervenors’MotionofJanuary15,2020,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,17deenerode2020.

A-5

posponer la Vista Evidenciaria, el Negociado de Energíadeterminóquenocambiaríalafecha,señalandoqueelprimerpanel de la Vista Evidenciaria estaba programado paraconsiderar los impactos del terremoto en la flota degeneración,yque,sielNegociadodeEnergíadeterminabaenese momento que se necesitaban ejecuciones de modelajeadicionales o información, podría extender la VistaEvidenciariasegúnfuesenecesario.ElNegociadodeEnergíatambién señaló la importancia de completar el procesodelPIRpara la transformacióndel sectorenergéticodePuertoRicoyparaeldesarrolloeconómicodePuertoRico.1387

• Vistaevidenciaria.3-7defebrerode2020.ElNegociadodeEnergíacelebróunaVistaEvidenciariaparaconsiderarelPIR2018-2019propuestoporlaAutoridad,yeltestimoniodelaspartesconrespectoalmismo.LavistatambiénconsideróelimpactodelosterremotosenelPIR.

• Vistaspúblicas.11,13,19,22y25de febrerode2020.El

Negociado de Energía, para asegurar una ampliaparticipacióndelpúblicoconrespectoalaevaluacióndelPIR,celebró cinco (5) vistas públicas en San Juan, Arecibo,Humacao,MayagüezyPonce.1388

• Informes de interventores. 6 de marzo de 2020. Tras lavista, y varias prórrogas, los informes legales vencían yfueronpresentadosenoantesdel6demarzode2020.1389El13 de marzo de 2020, en respuesta a la solicitud de laAutoridadparaprórrogadelplazoparapresentarrespuestasa los informes jurídicos, elNegociadodeEnergía amplió eltiempoparapresentarrespuestasal20demarzode2020.1390Comoresultadodel cierreporcoronavirus, los informesderespuestaseradicaronel20deabrilde2020.1391

• Coronavirus. 16 de marzo de 2020. Conforme a la OrdenEjecutivaemitidaporPuertoRicodeclarandounaemergenciadebidoalapandemiaCovid-19yestableciendomedidasparaprevenir la contaminación, el Negociado de Energía emitió

1387Id.en3.

1388VéaseResolución,ScheduleforPublicHearings,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,17deenerode2020.

1389VéaseResolución,ExtensionofFinalSubstantiveandLegalBriefsandReplytoLegalBriefsDeadlines,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,28defebrerode2020.

1390VéaseResolución,PREPA’sRequestforExtensionofTimetoFileReplytoLegalBriefs,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,13demarzode2020.

1391VéaseResoluciónyOrden,DeadlineforReplytoFinalBriefs,casonúm.CEPR-AP-2018-0001,15deabrilde2020.

A-6

una Orden cerrando sus oficinas al negocio público en elNegociadodeEnergíahastael30demarzode2020.LaOrdenseextendiómástardehastael6dejuliode2020.Noobstanteloanterior,elNegociadodeEnergíamantuvosusoperacionesadistanciamedianteelusodelatecnología.

B-1

RESUMENDELOSCOMENTARIOSPÚBLICOS

1017. En aras de garantizar una amplia participación del público y ampliasperspectivasenelproceso, elNegociadodeEnergía celebró cinco (5)vistaspúblicas comopartedelprocedimiento.Para facilitarunmayoraccesoa laspartes interesadas, todas las vistas se celebraron en español, se celebraroncuatro(4)vistasfueradeláreametropolitanaendiferentespartesdelaIslaysecelebróuna(1)vistaenSanJuan.Además,todaslasvistaspúblicasfuerontransmitidas y grabadas en vivo. La primera vista se llevó a cabo el 11 defebrerode2020,enlaSaladeVistasdelNegociadodeEnergía,ubicadaenelEdificioWorld Plaza, Piso 8, San Juan, Puerto Rico.Un total de veinte (20)participantes depusieron ante el Negociado de Energía.La segunda vista sellevó a cabo el 13 de febrero de 2020, en las instalaciones del Colegio deIngenierosyAgricultoresdePuertoRico(CIAPR)enArecibo.Untotaldetrece(13)participantesdepusieronanteelNegociadodeEnergía.Laterceravistasellevó a cabo el 19 de febrero de 2020, en las instalaciones del CIAPR enHumacao. Un total de veintidós (22) participantes depusieron ante elNegociadodeEnergía.Lacuartavistasellevóacaboel22defebrerode2020,en las instalaciones del CIAPR en Mayagüez. Un total de veintidós (22)participantesdepusieronanteelNegociadodeEnergía.Laquintavistasellevóacaboel25defebrerode2020,enlasinstalacionesdelCIAPRenPonce.Untotaldedoce(12)participantesdepusieronanteelNegociadodeEnergía.

1018. Duranteestasvistas,elNegociadodeEnergíaescuchócomentariosdelpúblicosobre una amplia lista de preocupaciones, que incluían las siguientescuestiones.

1019. Apartirdelaparticipacióndelosciudadanos,hubounsentimientogeneralderechazo al PIR tal como fue presentado y propuesto por la Autoridad. Entérminosgenerales,losparticipantesargumentaronquelaelaboracióndeunplan como el PIR debería tener una amplia participación pública desde lasetapasinicialesdeldesarrollo,ynolimitarsealaparticipacióndelpúblicoengeneral cuando el plan ya se ha elaborado y está siendo evaluado por elNegociadodeEnergía.Específicamente,muchos participantes argumentaronque las comunidades que podrían verse directamente afectadas por eldesarrollode infraestructuradegeneraciónnuevano se consideraron,ni sedieroncuenta,de losplanesde laAutoridad.Por lo tanto, lamayoríade losciudadanosqueparticiparonenlasvistaspúblicasrechazaneldesarrolloylainversión en infraestructura de generación nueva que utiliza combustiblesfósiles como recurso.Además, es la percepción pública que dicha inversiónretrasaría innecesariamente la integración de los recursos de energíarenovableenPuertoRico.Sinembargo,algunosparticipantesexplicaronque,

B-2

paratenerunatransiciónordenadaysistemáticaalaenergíarenovablequenoatentecontralaestabilidaddelaredeléctrica,unapartedelageneracióndePuerto Rico tendrá que provenir de plantas centralizadas de generación decombustiblesfósileshastaquepuedanserretiradasdelaredeléctrica.

1020. Concretamente,habíaunapreocupacióngeneralentrelosparticipantesporelPIRdelaAutoridadnoofrecerningúnplanespecíficoparalaintegracióndelasenergíasrenovablesduranteelhorizontedeplanificacióndeveinte(20)años.LosciudadanosexpresaronqueelPIRdelaAutoridadnocumpleconlapolíticapúblicaenergéticadePuertoRico,segúnloestablecidoenlaLey17-2019,lacualexigelaeliminacióndelusodecombustiblesfósilescomorecursoparalageneracióndeenergíayelobjetivodealcanzarelcienporciento(100%)deenergíarenovablepara2050.Además,lamayoríadelosparticipantesestabanafavordeaumentarlaintegracióndelasenergíasrenovablesmedianteelusodelaenergíasolarenlostechos,enlugardelusodelageneraciónsolaraescalade empresa de servicios públicos.Los ciudadanos argumentaron que eldesarrollodelageneraciónsolaraescaladeempresadeserviciospúblicosnotiene en cuenta el impacto endiferentes tiposde suelo alrededorde la isla,específicamenteelsueloutilizadoconfinesagrícolas.

1021. Encuantoalusodelaenergíasolarentechoscomoopciónparalaintegracióndelasenergíasrenovables,muchosparticipantesestabandispuestosainvertiren sistemas residenciales con el fin de tener un servicio eléctrico confiable.OtrosparticipantessugirieronquelaAutoridaddeberíaofrecerincentivosalosclientesresidencialesparaquepuedanadquirirdichossistemasodesarrollarunprogramaparaeldesplieguedeenergíasolarentechos.

1022. Además,conrespectoalaintegracióndelageneracióndeenergíarenovable,muchosparticipantesseñalaronquenoselehadadolajustaimportanciaalusode las centraleshidroeléctricasdePuertoRico comocapacesdeproveerunservicio eléctrico confiable. Se deben realizar inversiones adicionales enplantashidroeléctricasparaaprovecharplenamente losbeneficiosqueestossistemaspuedenofrecer,talescomotenercapacidadesdearranqueennegropara volver a poner en línea el sistema eléctrico después de grandesinterrupciones,comolaocurridadespuésdelhuracánMaría.

1023. Losparticipantestambiénargumentaronquelaimplementacióndeprogramasdeeficienciaenergéticadeberíaevaluarseeincorporarseantesdeinvertirennuevasinfraestructurasdegeneracióndecombustiblesfósilesquetalveznoseannecesarias.

1024. MuchosdeponentesindicaronlanecesidaddequeelPIRabordaraconmayorcuidadocuestionescomoelcambioclimático.LosparticipantesargumentaronqueelPIRdelaAutoridadnocumpleconlasleyesambientalesynoofreceunanálisis profundo sobre el impacto que la nueva infraestructura de

B-3

combustiblesfósilespuedetenerenlascomunidadescercanas.Desdeelpuntodevistadelosparticipantes,nohayevaluacióndelosimpactosambientales,oprocesosdemitigaciónyadaptación.Noseevaluaronlosriesgosasociadosconel desarrollo de estas nuevas infraestructuras, ni con el uso del gas naturalcomo recurso para la generación de energía. Muchos participantes estabanpreocupadosporlosriesgosasociadosalaconstruccióndegasoductosdegasnatural en franjas de tierra que están pobladas y ofrecieron ejemplos degasoductosentodoelmundoquehanencontradofallasquehandadolugaraexplosioneseincendiosdegranmagnitud.

1025. Además,losparticipantesadujeronqueelPIRdelaAutoridadnoconsideraelimpacto que el aumento del tráficomarítimo de los buques para proveerlecombustible a las plantas de generación nueva puede tener en el entornocostero,afectandoalosarrecifes,lasespeciesmarinas,asícomolaszonasdepesca.Además,losparticipantessepreguntaronsilaAutoridadhabíaevaluadounposibleaumentodel tráficomarítimoy lapriorizaciónde laentradaa laBahíadeSanJuan.

1026. Porúltimo,losciudadanosestabanprofundamentepreocupadosporelPIRnotomar en cuenta los riesgos para la salud asociados con la construcción denuevasinfraestructurasdegeneracióndecombustiblesfósilescercadezonaspobladas. Los participantes alegaron que tales acontecimientos puedenaumentar la probabilidad de problemas de salud, como un aumento de lospacientesconcáncer,endichascomunidades.

C-1

RESULTADOMODELAJEESCENARIOSDERECURSOS

TablaC1.NPVRR–ResumendeTodoslosEscenarios

Escenario Radicación NPV$millones

ENS$millones

NPV+ENS$millones

PV-2025MW

PV–2038MW

BESS–2025MW

BESS–2038MW

S1S2B Original 14,774 214 14,9882,580

2,700

1,280

1,720

S1S2H Original 16,124 393 16,5162,820

3,180

1,360

1,840

S1S2L Original 13,525 264 13,7892,340

2,340

1,240

1,800

S1S3B Original 14,688 486 15,1732,580

2,580

1,280

1,840

S1S2S1B Original 14,450 214 14,6642,580

2,700

1,280

1,720

S1S2S5B Original 15,378 214 15,5932,580

2,700

1,280

1,720

S1S2S6B Original 16,019 214 16,2332,580

2,700

1,280

1,720

S1S2S7B Original 15,686 423 16,1082,880

3,240

1,280

1,760

S1S1B Original 14,356 1,151 15,5062,520

2,520

1,240

2,080

S3S2B Original 13,843 206 14,0492,820

4,140

1,400

3,040

S3S2H Original 15,292 658 15,9503,300

4,560

1,680

2,600

S3S2L Original 13,354 418 13,7723,000

4,080

1,600

2,520

S3S3B Original 14,539 326 14,8652,820

4,140

1,280

2,280

S3S2S5B Original 14,812 206 15,0182,820

4,140

1,400

3,040

S3S2S8B Original 14,358 206 14,5632,820

4,140

1,400

3,040

S4S2B Original 14,339 247 14,5872,220

2,820

1,320

1,640

S4S2H Original 15,144 319 15,4632,460

2,520 940 980

S4S2L Original 12,854 198 13,0522,100

2,520 960

1,020

S4S2S9B Original 14,469 268 14,7372,220

2,820

1,320

1,640

S4S3B Original 14,405 279 14,6852,580

2,820

1,320

1,320

S4S2S1B Original 14,001 247 14,2492,220

2,820

1,320

1,640

S4S2S4B Original 14,638 346 14,9842,580

3,060

1,320

1,640

C-2


ENS$millones

NPV+ENS$millones

PV-2025MW

PV–2038MW

BESS–2025MW

BESS–2038MW

S4S2S5B Original 15,244 247 15,4922,220

2,820

1,320

1,640

S4S2S6B Original 15,554 247 15,8022,220

2,820

1,320

1,640

S4S1B Original 14,028 1,109 15,1372,700

2,700

1,240

1,640

S5S1B Original 14,112 593 14,7052,580

2,580

1,200

1,480

S5S1S5B Original 15,649 593 16,2432,580

2,580

1,200

1,480

S5S1S1B Original 13,802 593 14,3952,580

2,580

1,200

1,480

S5S1S6B Original 15,325 593 15,9182,580

2,580

1,200

1,480

ESM Original 14,420 267 14,6872,400

2,580 920

1,640

ESMHigh Original 15,244 465 15,7092,340

2,460

1,040

1,040

ESMLow Original 13,941 202 14,1441,920

1,980

1,040

1,040

ESMS1B Original 14,110 267 14,3772,400

2,580 920

1,640

ESMS6B Original 15,581 267 15,8482,400

2,580 920

1,640

ESMS5B Original 15,601 267 15,8682,400

2,580 920

1,640

S3S2S6B ROI6-2 16,098 206 16,3042,820

4,140

1,400

3,040

S3S2S6H ROI6-2 17,784 658 18,4423,300

4,560

1,680

2,600

S3S2S6L ROI6-2 15,584 418 16,0023,000

4,080

1,600

2,520

S3S2S8H ROI6-2 15,864 658 16,5233,300

4,560

1,680

2,600

S3S2S8L ROI6-2 13,861 418 14,2793,000

4,080

1,600

2,520

ESMS10B ROI6-3 15,277 327 15,6042,460

2,520 880

1,440

S4S2S10B ROI6-3 16,088 614 16,7022,940

3,060

1,360

1,640

S3S2S10B ROI6-3 15,853 470 16,3233,300

4,440

1,360

2,520

S3S2S11B ROI6-4 14,580 572 15,1522,220

4,140

1,360

3,040

S4S2S12B ROI6-5 14,760 409 15,1692,520

3,060

1,320

1,560

ESMS12B ROI6-5 14,552 267 14,8192,400

2,580 920

1,640

S4S2S13B ROI6-6 14,266 247 14,5132,220

2,820

1,320

1,640

ESMS13B ROI6-6 14,382 267 14,6492,400

2,580 920

1,640

C-3


ENS$millones

NPV+ENS$millones

PV-2025MW

PV–2038MW

BESS–2025MW

BESS–2038MW

ESMS5B_actPriceNFE ROI7-1 14,476 267 14,7432,400

2,580 920

1,640

S3S2_nolimits ROI7-2 14,222 145 14,3673,960

4,140

1,840

3,040

S4S2_nolimits ROI7-2 14,882 359 15,2413,480

3,480

1,960

2,120

S4S1H ROI7-3 15,258 1,158 16,4162,880

3,060

1,240

1,640

S4S1L ROI7-3 13,196 927 14,1232,940

3,000

1,320

1,640

S3S2B_SJConvFix ROI8-1 13,789 343 14,1322,820

4,140

1,400

3,040

S3S2NoEE ROI9-1 16,495 401 16,8963,900

5,520

1,650

3,050

ESMNoEE ROI9-1 17,328 194 17,5223,060

4,200

1,160

2,040

S4S2NoEE ROI9-1 17,633 494 18,1273,300

4,200

1,520

2,120

S5S1NoEE ROI9-1 17,676 736 18,4123,480

4,200

1,520

2,120

S1S2NoEE ROI9-1 18,121 665 18,7863,480

4,620

1,520

2,320

S3S2LowEE ROI9-1 16,010 601 16,6113,900

5,640

1,480

3,040

ESMLowEE ROI9-1 16,393 409 16,8023,060

3,840

1,480

1,960

S4S2LowEE ROI9-1 16,556 500 17,0553,300

3,840

1,480

1,920

S5S1LowEE ROI9-1 16,585 681 17,2673,360

3,840

1,480

2,080

S1S2LowEE ROI9-1 17,176 524 17,7013,300

4,200

1,480

1,840

S3S2B_adjusted ROI9-3 13,858 206 14,0642,820

4,140

1,400

3,040

S4S2B_adjusted ROI9-3 14,353 247 14,6012,220

2,820

1,320

1,640

S3S2S8B_adjusted ROI9-3 14,824 451 15,2742,820

4,140

1,400

3,040

S3S2NoEEEco ROI10-5 16,742 608 17,3503,900

5,580

1,520

3,040

S4S2NoEEEco ROI10-5 17,739 386 18,1253,300

4,200

1,520

2,040

S1S2NoEEPPA ROI10-5 18,806 548 19,3543,480

5,580

1,520

2,000

S5S1NoEEPPOA ROI10-5 17,464 982 18,4463,060

4,200

1,440

2,000

S3S2 NoEE EcoPVNoLimit ROI10-5 16,950 397 17,347

5,220

5,760

1,720

3,040

S4S2 NoEE EcoPVNoLimit ROI10-5 18,552 431 18,984

4,680

5,280

2,000

2,640

S3S2LowEEEco ROI10-5 15,978 564 16,5433,540

5,640

1,480

3,040

C-4


ENS$millones

NPV+ENS$millones

PV-2025MW

PV–2038MW

BESS–2025MW

BESS–2038MW

S4S2LowEEEco ROI10-5 16,679 494 17,1733,300

3,840

1,480

1,920

S5S1LowEEPPOA ROI10-5 16,736 1,050 17,7873,300

4,200

1,440

2,000

S1S2LowEEPPA ROI10-5 17,465 511 17,9763,480

5,160

1,560

2,600

S3S2 LowEE EcoPVNoLimit ROI10-5 16,125 373 16,497

5,220

5,760

1,720

3,040

S4S2 LowEE EcoPVNoLimit ROI10-5 17,283 423 17,706

4,380

4,620

1,760

2,320

S3S2BEco ROI10-5 14,144 646 14,7903,060

4,440

1,360

3,040

S4S2BEco ROI10-5 14,824 155 14,9792,580

3,060

1,360

1,560

1a – IRP load – earlyconversion AESROI-1 15,702 594 16,296 2,220 3,060 1,320 1,8805941b – IRP load –early retire noconversion AESROI-1 15,682 208 15,890 2,220 3,060 1,320 1,8802a – IRP load – lateconversion AESROI-1 14,951 406 15,357 2,220 3,060 1,200 1,8801c–lowEEload–earlyconversion AESROI-1 17,310 581 17,891 2,220 3,840 1,440 2,0801d – low EE ld earlyretirenoconversion AESROI-1 17,412 573 17,985 2,220 3,840 1,440 2,0802b– lowEEload– lateconversion AESROI-1 16,800 652 17,452 2,220 3,840 1,320 1,960

Fuente:PIRdelaAutoridadExhibit8-3yArchivosMétricosenrespuestaaROIs6-2,6-3,6-4,6-5,6-6,7-1,7-2,7-3,8-1,9-1,9-3,10-5delNegociadodeEnergía-Autoridad;yenrespuestaROI1-1deAES-Autoridad.

TablaC-1.Adicionesdeescenarios–Escenariospresentadosoriginalmenteenanejo8-1delPIR

EscenarioClase FPalo Seco2025

ClaseFCostaSur2025

Clase FYabucoa2025

Plantapara picosMayagüezconversión

Otro

Plantasparapicos2025(MW)

Nuevaenergíasolar2025(MW)

BESS2025(MW)


BESS2038(MW)

S1S2B ─ EcoEléctricaensulugar ─ ─ ─ 559 2,580 1,280 2,700 1,720

S1S2H ─ EcoEléctricaensulugar ─ ─ Costa Sur 5

hasta2034 325 2,820 1,360 3,180 1,840

S1S2L ─ EcoEléctricaensulugar ─ ─ ─ 325 2,340 1,240 2,340 1,800

S1S3B ─ EcoEléctricaensulugar ─ ─ ─ 513 2,580 1,280 2,580 1,840

S1S2S1B ─ EcoEléctricaensulugar ─ ─ ─ 504 2,580 1,280 2,700 1,720



S1S2S7B ─ EcoEléctricaensulugar ─ ─ Costa Sur 5

hasta2036 507 2,880 1,280 3,240 1,760

C-5

EscenarioClase FPalo Seco2025

ClaseFCostaSur2025

Clase FYabucoa2025

Plantapara picosMayagüezconversión

Otro

Plantasparapicos2025(MW)


BESS2025(MW)


BESS2038(MW)

S1S1B ✔ ✔ X XCosta Sur 5y 6 hasta2037y2031

302 2,520 1,240 2,520 2,080

S3S2B ─ ✔ ─ ─ ─ 348 2,820 1,320 4,140 3,040

S3S2H ─ ✔ ─ ─ ─ 364 3,300 1,680 4,560 2,600

S3S2L ─ ─ ─ ─ ─ 389 3,000 1,600 4,080 2,520

S3S3B ─ ✔ ─ ─ ─ 371 2,820 1,280 4,140 2,280

S3S2S5B ─ ✔ ─ ─ ─ 348 2,820 1,280 4,140 2,280

S3S2S8B ─ ✔ ─ ─ ─ 348 2,820 1,280 4,140 2,280

S4S2B ✔ ✔ ─ ─ ─ 371 2,220 1,320 2,820 1,640

S4S2H ✔ ✔ ─ ─ ─ 394 2,460 940 2,520 980

S4S2L ─ ✔ ─ ─ ─ 434 2,100 960 2,520 1,020

S4S2S9B ✔ EcoEléctricaensulugar X X X 348 2,220 1,320 2,820 1,640

S4S3B 2027 ✔ ─ ─ ─ 394 2,580 1,320 2,820 1,320

S4S2S1B ✔ ✔ ─ ─ ─ 371 2,220 1,320 2,820 1,640

S4S2S4B ─ ✔ ─ ─ ─ 371 2,580 1,320 3,060 1,640

S4S2S5B ✔ ✔ ─ ─ ─ 371 2,220 1,320 2,820 1,640

S4S2S6B ✔ ✔ ─ ─ ─ 371 2,220 1,320 2,820 1,640

S4S1B ─ ─ 2028 ─Clase F enMayagüez2025

348 2,700 1,240 2,700 1,640

S5S1B ─ 369 MW(2025&2028) ─ ─ ─ 371 2,580 1,200 2,580 1,480

S5S1S5B ─ 369 MW(2025&2028) ─ ─ ─ 371 2,580 1,200 2,580 1,480

S5S1S1B ─ 369 MW(2025&2028) ─ ─ ─ 371 2,580 1,200 2,580 1,480

S5S1S6B ─ 369 MW(2025&2028) ─ ─ ─ 371 2,580 1,200 2,580 1,480

ESM ✔ EcoEl En sulugar ✔ ✔ ─ 421 2,400 920 2,580 1,640

ESMAlta ✔ EcoEl En sulugar ✔ ✔ ─ 421 2,340 1,040 2,460 1,040

ESMBaja ✔ EcoEl En sulugar ✔ ✔ ─ 421 1,920 1,040 1,980 1,040

ESMS1B ✔ EcoEl En sulugar ✔ ✔ ─ 421 2,400 920 2,580 1,640



C-6

TablaC-2.Retirosdeescenarios-Escenariospresentadosoriginalmenteenanejo8-2delPIR

AES1&2AguirreVapor1y2

AguirreCC1&2

CostaSur5y6

EcoEléctricaPaloSeco3y4

SanJuan5y6

SanJuan5y6conversión

SanJuan7y8

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20192-2020

5 - 20206-2022 Noretirada 3 - 2021

4-20235 - 20196-2019 6-2033 7 - 2021

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20202-2020

5 - 20346-2020 Noretirada 3 - 2022

4-20235 - 20196-2019 6-2035 7 - 2023

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20202-2021

5 - 20206-2020 Noretirada 3 - 2023

4-20215 - 20196-2019

5 - 20376-2030

7 - 20218-2023

1 - 20272-2027

1 - 20202-2020

1 - 20192-2020

5 - 20196-2021 Noretirada 3 - 2022

4-20235 - 20196-2019

5 - 20376-2031

7 - 20218-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20192-2020

5 - 20206-2022 Noretirada 3 - 2021

4-20235 - 20196-2019 6-2033 7 - 2021

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20192-2020

5 - 20206-2022 Noretirada 3 - 2021

4-20235 - 20196-2019 6-2033 7 - 2021

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20192-2020

5 - 20206-2022 Noretirada 3 - 2021

4-20235 - 20196-2019 6-2033 7 - 2021

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20202-2020

5 - 20366-2021 Noretirada 3 - 2022

4-20235 - 20236-2037 N/A 7 - 2022

8-2021

1 - 20272-2027

1 - 20192-2020

1 - 20212-2020

5 - 20376-2031 Noretirada 3 - 2019

4-20195 - 20196-2019

5 - 20366-2035

7 - 20198-2019

1 - 20272-2027

1 - 20192-2023

1 - 20202-2020

5 - 20216-2019 2024 3 - 2021

4-20235 - 20346-2020

5 - 20336-2030

7 - 20238-2020

1 - 20272-2027

1 - 20202-2020

1 - 20192-2019

5 - 20216-2021 2024 3 - 2022

4-20235 - 20216-2023

5 - 20336-2029

7 - 20238-2020

1 - 20272-2027

1 - 20212-2021

1 - 20192-2019

5 - 20206-2020 2024 3 - 2023

4-20215 - 20196-2023

5 - 20326-2029

7 - 20198-2021

1 - 20272-2027

1 - 20212-2020

1 - 20192-2019

5 - 20206-2021 2024 3 - 2022

4-20235 - 20226-2023

5 - 20336-2030

7 - 20208-2019

1 - 20272-2027

1 - 20192-2023

1 - 20202-2020

5 - 20216-2019 2024 3 - 2021

4-20235 - 20346-2020

5 - 20336-2030

7 - 20238-2020

1 - 20272-2027

1 - 20192-2023

1 - 20202-2020

5 - 20216-2019 2024 3 - 2021

4-20235 - 20346-2020

5 - 20336-2030

7 - 20238-2020

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2025

5 - 20206-2020 2024 3 - 2025

4-20235 - 20196-2019 6-2034 7 - 2023

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20202-2019 1-2025 5 - 2029

6-2020 2024 3 - 20254-2025

5 - 20196-2019 6-2034 7 - 2023

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20202-2019

1 - 20252-2032

5 - 20196-2020 2024 3 - 2021

4-20235 - 20196-2019 6-2034 7 - 2023

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2025

5 - 20206-2020 Noretirada 3 - 2025

4-20235 - 20196-2019 6-2034 7 - 2023

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2029

5 - 20206-2020 2024 3 - 2022

4-20235 - 20196-2019

5 - 20366-2032

7 - 20218-2023

C-7

AES1&2AguirreVapor1y2

AguirreCC1&2

CostaSur5y6

EcoEléctricaPaloSeco3y4

SanJuan5y6

SanJuan5y6conversión

SanJuan7y8

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2025

5 - 20206-2020 2024 3 - 2025

4-20235 - 20196-2019 6-2034 7 - 2023

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2033

5 - 20206-2024 2024 3 - 2021

4-20235 - 20196-2019 6-2034 7 - 2019

8-2019

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2025

5 - 20206-2020 2024 3 - 2025

4-20235 - 20196-2019 6-2034 7 - 2023

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2025

5 - 20206-2020 2024 3 - 2025

4-20235 - 20196-2019 6-2034 7 - 2023

8-2023

1 - 20272-2027

1 - 20202-2019

1 - 20322-2025

5 - 20226-2020 2024 3 - 2019

4-20195 - 20196-2019

5 - 20356-2030

7 - 20198-2019

1 - 20272-2027

1 - 20192-2020

1 - 20332-2025

5 - 20206-2019 2024 3 - 2023

4-20225 - 20196-2019

5 - 20316-2026

7 - 20238-2021

1 - 20272-2027

1 - 20192-2020

1 - 20332-2025

5 - 20206-2019 2024 3 - 2023

4-20225 - 20196-2019

5 - 20316-2026

7 - 20238-2021

1 - 20272-2027

1 - 20192-2020

1 - 20332-2025

5 - 20206-2019 2024 3 - 2023

4-20225 - 20196-2019

5 - 20316-2026

7 - 20238-2021

1 - 20272-2027

1 - 20192-2020

1 - 20332-2025

5 - 20206-2019 2024 3 - 2023

4-20225 - 20196-2019

5 - 20316-2026

7 - 20238-2021

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2032

5 - 20206-2020 Noretirada 3 - 2025

4-20255 - 20196-2019

5 - 20356-2025

7 - 20238-2021

1 - 20272-2027

1 - 20222-2019

1 - 20252-2025

5 - 20216-2020 Noretirada 3 - 2025

4-20215 - 20196-2019

5 - 20366-2025

7 - 20258-2022

1 - 20272-2027

1 - 20222-2019

1 - 20252-2028

5 - 20206-2020 Noretirada 3 - 2022

4-20255 - 20196-2019

5 - 20336-2025

7 - 20218-2025

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2032

5 - 20206-2020 Noretirada 3 - 2025

4-20255 - 20196-2019

5 - 20356-2025

7 - 20238-2021

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2032

5 - 20206-2020 Noretirada 3 - 2025

4-20255 - 20196-2019

5 - 20356-2025

7 - 20238-2021

1 - 20272-2027

1 - 20192-2019

1 - 20252-2032

5 - 20206-2020 Noretirada 3 - 2025

4-20255 - 20196-2019

5 - 20356-2025

7 - 20238-2021

C-8

TablaC-3.ResumenderesultadosclavedelmodelajedelaAutoridad–Adicionesdecapacidad(PREB-PREPA-ROI-9-1)

CCGTsyplantaspicograndesymedianas RenovablesyalmacenamientoIDdelcaso

Clase FPalo Seco2025

ClaseFCostaSur2025

SanJuan5y 6conversión

Clase FYabucoa2025

Planta parapicosMayagüezconversiónon

Otro

Plantaspara picos2025(MW)


BESS 2025(MW)

Nuevaenergíasolar 2038(MW)

BESS2038(MW)

Generaciónpor clientes2038(MW)

ESMCeroEE 2025 Eco en vezNuevoPPOA ✔ ✔ ✔ X 621 3,060 1,160 4,200 2,040 1,176

ESMBajaEE 2025 Eco en vezNuevoPPOA ✔ ✔ ✔ X 621 3,060 1,480 3,840 1,960 1,176

S4S2BCeroEE 2028 Eco en vezNuevoPPOA ✔ No No X 474 3,300 1,520 4,200 2,120 1,176

S4S2BBajaEE 2028 Eco en vezNuevoPPOA ✔ No No X 410 3,300 1,480 3,840 1,920 1,176

S3S2BCeroEE No Eco en vezNuevoPPOA ✔ No No X 450 3,900 1,640 5,520 3,040 1,176

S3S2BBajaEE No Eco en vezNuevoPPOA ✔ No No X 387 3,900 1,480 5,640 3,040 1,176

S1S2BCeroEE No Eco en vezNuevoPPOA ✔ No No X 524 3,480 1,520 4,620 2,320 1,176

S1S2BBajaEE No Eco en vezNuevoPPOA ✔ No No X 380 3,300 1,480 4,200 1,840 1,176

S5S1BCeroEE No Eco en vezNuevoPPOA ✔ No No Costa Sur

CCGT 524 3,480 1,520 4,200 2,120 1,176

S5S1BBajaEE No Eco en vezNuevoPPOA ✔ No No Costa Sur

CCGT 426 3,360 1,480 3,840 2,080 1,176

Fuente:PREPAAdditionalResponsestoEnergyBureau’sROI9-1,Tabla3,“SummaryofCapacityAdditionsAllScenarios”,página12,6diciembre2019.

TablaC-4.ResumenderesultadosclavedelmodelajedelaAutoridad–Adicionesdecapacidad(PREB-PREPA-ROI-10-5)

IDdelcaso

Clase FPaloSeco

Clase FCostaSur

San Juan5 y 6conversión

Clase FYabucoa2025

Planta parapicosMayagüezconversiónon

Otro

Plantaspara picos2025(MW)


BESS2025(MW)


BESS2038(MW)

Generaciónporclientes2038(MW)

S4S2BCeroEEconPPOA 2028 ✔(2033) ✔ X X X 458 3,300 1,520 4,200 2,040 1,176S4S2BBajaEEconPPOA 2028 ✔(2033) ✔ X X X 403 3,300 1,480 3,840 1,920 1,176S4S2BBaseconPPOA 2025 X ✔ X X X 394 2,580 1,360 3,060 1,560 1,176S4S2BCeroEEconPPOA,sinLímitesSolares2028 ✔(2033) ✔ X X X 490 4,680 2,000 5,280 2,640 1,176S4S2BBajaEEconPPOA,sinLímitesSolares 2028 X ✔ X X X 415 4,380 1,760 4,620 2,320 1,176S1S2BBajaEEconPPOA X X ✔ X X X 380 3,480 1,560 5,160 2,600 1,176S1S2BCeroEEconPPOA X X ✔ X X X 515 3,480 1,520 5,580 2,000 1,176S3S2BBaseconPPOA X X ✔ X X X 371 3,060 1,360 4,440 3,040 1,176S3S2BCeroEEconPPOA X ✔(2033) ✔ X X X 394 3,900 1,520 5,580 3,040 1,176S3S2BBajaEEconPPOA X ✔(2033) ✔ X X X 371 3,540 1,480 5,640 3,040 1,176S3S2BBajaEEconPPOAsinLímitesSolares X ✔(2033) ✔ X X X 418 5,220 1,720 5,760 3,040 1,176S3S2BCeroEEconPPOAsinLímitesSolares X ✔(2033) ✔ X X X 418 5,220 1,720 5,760 3,040 1,176S5S1BBajaEEconPPOA 2034 ✔(2033) ✔ X X X 348 3,300 1,360 4,200 1,720 1,176S5S1BCeroEEconPPOA(r1) 2025 ✔(2033) ✔ 2028 X X 348 3,060 1,400 4,200 1,920 1,176

Fuente:PREPA’sResponsetoEnergyBureau’sROI-10-5,Tabla3,“SummaryofCapacityAdditionsAllScenarios”,página11,22enero2020.

C-9

TablaC-5.ResumenderesultadosclavedelmodelajedelaAutoridad–Retirosdecapacidad(PREB-PREPA-ROI-9-1)

Grandesretirostérmicos

IDdelcaso

AES1y2

AguirreVapor1y2

AguirreCC1y2

CostaSur5y6

EcoEléctrica

PaloSeco3y4

SanJuan5y6

SanJuan5y 6conversión

SanJuan7y8

ESMCeroEE 1-20272-2027

1-20192-2019

1-20252-2025

5-20216-2020

noretirada3-20254-2025

5-20196-2019

noretiradas7-20238-2023

ESMBajaEE 1-20272-2027

1-20192-2019

1-20252-2025

5-20216-2020


5-20196-2019

6–20257-20218-2023

S4S2BCeroEE 1-20272-2027

1-20192-2020

1-20255-20216-2020


5-20196-2019

6–20257-20238-2022

S4S2BBajaEE 1-20272-2027

1-20192-2019

1-20255-20206-2020


5-20196-2019

6-20257-20228-2023

S3S2BCeroEE 1-20272-2027

1-20202-2019

1-20195-20216-2020


5-20196-2019

6-20347-20238-2022

S3S2BBajaEE 1-20272-2027

1-20222-2022

1-20192-2020

5-20206-2019


5-20196-2019

5-20306-2025

7-20218-2023

S1S2BCeroEE 1-20272-2027

1-20192-2019

1-2025

6-2020


5-20196-2019

6-20257-20258-2022

S1S2BBajaEE 1-20272-2027

1-20202-2021

1-20255-20206-2019


5-20196-2019

noretiradas7-20228-2023

S5S1BCeroEE 1-20272-2027

1-20192-2021

1-20255-20236-2019


5-20196-2019

6-20297-20238-2022

S5S1BBajaEE 1-20272-2027

1-20192-2020

1-20252-2025

5-20216-2020


5-20196-2019

6-20257-20228-2023

Fuente: PREPAAdditional Responses to EnergyBureau’s ROI 9-1, Tabla 4, "RetirementsAll Scenarios", página 13, 6 diciembre 2019.

C-10

TablaC-6.ResumenderesultadosclavedelmodelajedelaAutoridad–Retirosdecapacidad(PREB-PREPA-ROI-10-5)

IDdelcaso

AES1y2

AguirreVapor1y2

AguirreCC1y2

Costa Sur5y6

EcoEléctrica

Palo Seco3y4

San Juan5y6

San Juan5 y 6conversión

San Juan7y8

S4S2BCeroEEconPPOA 1-20272-2027

1-20192-2019

1-2025 5-2020

6-2020retiro2032 3-2021

4-20235-20196-2019

6-2034 7-2023

8-2023S4S2BBajaEEconPPOA 1-2027

2-20271-20192-2019

1-2025 5-2020

6-2020retiro2032 3-2021

4-20235-20196-2019

6-2025 7-2022

8-2023S4S2BBaseconPPOA 1-2027

2-20271-20192-2019

1-20252-2025

5-20206-2020

retiro2032 3-2023

4-20215-20196-2019

noretiradas 7-20238-2022

S4S2BCeroEEconPPOA,sinLímitesSolares 1-20272-2027

1-20202-2021

1-2025 5-2020

6-2019retiro2032 3-2021

4-20235-20196-2019

6–2025 7-2021

8-2023S4S2BBajaEEconPPOA,sinLímitesSolares 1-2027

2-20271-20192-2019

1-2025 5-2020

6-2020retiro2032 3-2021

4-20235-20196-2019

6–2025 7-2022

8-2023S1S2BBajaEEconPPOA 1-2027

2-20271-20192-2019

1-2025 5-2020

6-2020noretirada 3-2021

4-20235-20196-2019

6–2034 7-2022

8-2023S1S2BCeroEEconPPOA 1-2027

2-20271-20192-2019

1-2025

6-2021

retiro2032 3-2023

4-20215-20196-2019

noretiradas 7-20248-2021

S3S2BBaseconPPOA 1-20272-2027

1-20232-2019

1-20212-2019

5-20206-2020

retiro2032 3-2023

4-20215-20196-2019

5-20346-2025

7-20238-2021


1-20202-2019

1-2019 5-20216-2020

retiro2032 3-2023

4-20225-20196-2019

5-20356-2025

7-20238-2021

S3S2BBajaEEconPPOA 1-20272-2027

1-20202-2022

1-20192-2021

5-20206-2019

retiro2032 3-2022

4-20235-20196-2019

5-20356-2025

7-20218-2023

S3S2BBajaEEconPPOAsinLímitesSolares 1-20272-2027

1-20202-2020

1-20192-2021

5-20216-2019

retiro2032 3-2023

4-20215-20196-2019

5-20346-2025

7-20228-2021

S3S2BCeroEEconPPOAsinLímitesSolares 1-20272-2027

1-20202-2019

1-2019 5-20216-2020

retiro2032 3-2023

4-20215-20196-2019

5-20346-2025

7-20228-2021

S5S1BBajaEEconPPOA 1-20272-2027

1-20202-2019

1-20292-2025

5-20336-2020

retiro2032 3-2019

4-20195-20196-2019

6-20257-20198-2019


1-20242-2019

1-20342-2028

5-20226-2020

retiro2032 3-2019

4-20195-20196-2019

5-20286-2025

7-2019

8. -2019

Fuente: PREPAResponsetoEnergyBureau’sROI10-5, Tabla 4, "RetirementsAllScenarios", página 12, 22 enero 2020.

D-1

ABREVIATURAS

AC…AireAcondicionado

AEO…PrónosticodeEnergíaAnual

AOGP…PuertoMarinodeGasenAguirre

ATB…anuariotecnológicodereferencia

bcf…billonesdepiescúbicos

BESS…sistemasdealmacenamientoenergéticoenbatería

CAIDI…índicededuraciónpromediodeinterrupcióndelcliente

CAGR…tasadecrecimientoanualcompuesta

CC…ciclocombinado

CCGT…turbinadegasdeciclocombinado

CDD…gradosdíadeenfriamiento

CHP…cogeneracióndecalefacciónyenergía

CIAPR...ColegiodeIngenierosyAgrimensoresdePuertoRico

COR3...OficinaCentralparaRecuperación,Reconstrucción,yResistencia

CSMPR...CooperativadeSegurosMultiplesdePuertoRico

CUD...CentroUnidodeDetallistas

DG...generacióndistribuida

DER...recursosdegeneracióndistribuida

DoD...DepartamentodelaDefensa

DSM...gestióndelladodelademanda

EDF...FondodeDefensaAmbiental

EE...eficienciaenergética

EIA...AdministracióndeInformacióndeEnergía

EnergyBureau...NegociadodeEnergíadelaJuntaReglamentadoradeServicio

D-2

Público

ENS…energíanoservida

EPA...AgenciadeProtecciónAmbiental

EPC...costosdeingeniería,adquisiciónyconstrucción

ESM...ModernizacióndelSistemaEléctrico

EV...vehículoseléctricos

FEMA...AgenciaFederalparaelManejodeEmergencias

FOMB...JuntadeSupervisiónFiscal

FSRU...unidadderegasificacióndebuquesflotantes

GIS...subestacionesconaislamientodegas

GNP...productonacionalbruto

GPCM...ModelodeCompetenciadeGasoductosdeRBACInc.

GT...turbinadeGas

GWh...gigawatt-horas

HAPs...ContaminantesPeligrososdelAire

ICE...estimadodelcostodeinterrupción

OIPC...OficinaIndependientedeProtecciónalConsumidor

ICSE-PR...elInstitutodeCompetitividadySostenibilidadEconomicadePuertoRico

ITC...CréditoContributivodeInversión

IRP...planintegradoderecursos

kW...kilovatios

kWh...kilovatioshora

LCOE...costonormalizadodeenergía

LED...diodosemisoresdeluz

LEOs...organizacionesambientalistaslocales

LNG...gasnaturallicuadoopropano

LPG...gasdepetróleolicuado

D-3

LTCE...modelodeexpansióndecapacidadalargoplazo

MATS...EstándaresMercurioyTóxicosenelAire

MIDA...IndustriayDistribuciondeAlimentos

MMBtu...millonesdeunidadestérmicasbritánicas

MMtpa...millonesdetoneladasmétricasanuales

MTRs...requisitostécnicosmínimos

MW...megawatt

MWh...megawatt-horas

NAAQS...EstándaresNacionalesparalaCalidaddeAireAmbiental

NFPs...interventoressinfinesdelucro

NOAA...AdministraciónNacionalOceánicayAtmosférica

NPDES...SistemaNacionaldeEliminacióndeDescargasContaminantes

NPV...costodelvaloractualneto

NPVRR...valoractualnetodelosrequisitosdeingresos

NREL...LaboratoriodeEnergíaRenovableNacional

NYSERDA...AutoridaddeInvestigaciónyDesarrollodeEnergíadelEstadodeNueva

York

O&M...operacionesymantenimiento

OIPC...OficinaIndependientedeProtecciónalConsumidor

P3...alianzaspúblico-privadas

PRM...margendereservedeplanificación

PRMA...AsociacióndeIndustrialesdePuertoRico

PROMESA...LeydeSupervisión,AdministraciónyEstabilidadEconómicadePuerto

Rico

PPOAs...AcuerdosdeComprayOperacióndeEnergía

PREB...NegociadodeEnergíadePuertoRico

PREPA...AutoridaddeEnergíaEléctricadePuertoRico

PV...generaciónsolarfotovoltaicarenovableRECs...CréditosdeEnergíaRenovable

RFP...SolicituddePropuesta

RFQ...SolicituddeCalificaciones

D-4

RICE...motoralternativodecombustióninterna

RMI...RockyMountainInstitute

ROI...SolicituddeInformación(cuandoloemiteelNegociadodeEnergía);Solicitud

deInformación(cuandolosoliciteuninterventor)

RPS...CarteradeEnergíaRenovable

RSA...acuerdoenapoyoalarestructuración

SAIDI...índicededuraciónpromediodelainterrupcióndelsistema

SAIFI...índicedefrecuenciapromediodeinterrupcióndelsistema

SESA-PRA…AsociacióndeAlmacenamientodeEnergíaSolardePuertoRico

SNG...gasnaturalsintético

SO2…dióxidodeazufre

STEO...perspectivaenergéticaacortoplazo

T&D...transmisiónydistribución

TPA...administradorexterno

TRG...grupoderecursostecnológicos

UPA...UnidosPorUtuado

VOLL...valordelacargaperdida

VPP...CentralesEléctricasVirtuales

WTI...IntermediodelOestedeTexas