Puerto Rico publicará este mes las bases de su tercera licitación de renovables y almacenamiento

El “tranche 3” prevé la contratación de 500 MW renovables y 250 MW de almacenamiento, para proyectos que sean superiores a los 10 MW (5MW en el caso de VPP) y que puedan estar operativos en el primer trimestre del 2026. 

El Plan Integrado de Recursos (IRP) aprobado por el Negociado de Energía de Puerto Rico en 2020 contemplaba como meta impulsar al menos 3750 MW de nueva generación solar o equivalente y la instalación de al menos 1500 MW de baterías para almacenamiento al 2025.

En respuesta a aquello, Puerto Rico ya se encuentra transitando el tercer tramo de seis Solicitudes de Propuestas (RFP) para contratar nueva capacidad. La novedad de este año, el “tranche 3”, busca asegurar 500 MW de generación renovable y 250 MW de almacenamiento de energía.

En el último seminario web para partes interesadas, Accion Group, coordinador independiente del proceso, adelantó que este nuevo proceso guardará algunas similitudes con su antecesor (tranche 2) que aún sigue en marcha y se implementarán otras mejoras para asegurar su éxito.

Inicialmente se aclaró que la convocatoria es para todas las fuentes de energía renovable, incluyendo energía solar fotovoltaica, eólica, motores alternativos de biodiesel, hidráulica, entre otros. Y adicionalmente para tecnologías de almacenamiento energético.

Para la contratación de las mismas, tal como se fijó en el tranche 2, se plantea como opciones de contratación: energía renovable autónoma, almacenamiento autónomo, soluciones híbridas de generación y almacenamiento, y Virtual Power Plants (VPP) autónomas o agregadas.

En lo que respecta a los tamaños de proyectos participantes, en escala de servicios públicos se fija un mínimo de de 10 MW para generación y 5 MW para VPP.

Estos deberán poder finalizar y entrar en operación durante el primer trimestre de 2026 (2 años desde la firma del contrato).

Como particularidad que distingue a este tranche 3, los pliegos que se prevén que sean publicados durante este mes de marzo, tendrían una reducción en los requisitos de información del proyecto y es simplificaría la revisión de detalles específicos, por ejemplo, requisitos de tecnología, tarifas, MTR, entre otros.

También se reveló que la contratación no requerirá esperar estudios de cargos de actualización de red específicos del proyecto y que todas las ofertas podrán usar el mismo cargo de actualización de red de $/MW según el tamaño del proyecto, independientemente del PDI.

Ahora bien, el Negociado establecerá un cargo de actualización de red de $/MW antes de la fecha de oferta, con base en el Tramo 2.

Aquello no es menor ya que la oferta a proponer deberá incluir todos los costos (CAPEX y O&M). Los supuestos de CAPEX incluirán, al menos: Instalación de recursos y línea T más todos los permisos, costos de adquisición de terrenos, punto de infraestructura de interconexión. Todos los permisos y costos de adquisición de terrenos. Un monto de actualización de red imputado. Toda la inversión aplicable necesaria para cumplir con los MTR. El costo del proyecto para alcanzar el POI y el cargo por actualización de la red incluido en el precio $/MW de la propuesta inicial.

Las tarifas que ya se conocen, por mantenerse iguales al tramo dos, y deberán ser sumadas al total son:

  • Estudio Técnico: $10,000
  • Estudio de Factibilidad de Interconexión: $35,000
  • Estudio de instalaciones y estudio de impacto del sistema:
  • Proyectos hasta 30 MW: $140.000
    • 30-50MW: $165,000
    • > 50MW: $180.000
  • Garantía de la propuesta: $10 000/MW (Bono/LdC/etc.)

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