Productores piden eliminar límite de 60 meses y agilizar permisos para conectar 1,025 MW renovables

La Comisión de Gobierno de la Cámara de Representantes de Puerto Rico escuchó el viernes 28 de febrero a miembros de la Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) sobre el estado de proyectos solares y de baterías que, según los ponentes, suman 1,025 megavatios (MW) de nueva generación y 1,028 MW de almacenamiento.

Julián Herencia, director ejecutivo de APER, dijo que hay quince proyectos de generación y diecisiete de almacenamiento con contratos firmados o próximos a firmarse y que cuatro proyectos ya están en construcción, que suman 372 MW de generación. "Estos proyectos pueden estar en operación mucho antes que cualquier otra alternativa", dijo Herencia, y añadió que la capacidad de almacenamiento aprobada reduciría en un 85% los relevos de carga, según estudios citados por la asociación.

La petición central de los comparecientes fue eliminar el límite de sesenta meses que, indicaron, impone retrabajo y riesgos para aprovechar proyectos ya contratados. Adrián Estela, director de la junta de APER, solicitó a la Comisión que considere "eliminar el límite de sesenta meses establecido en el párrafo f dos de la sección 1.11 de la Ley 17-2019" para extender permisos expeditos a todas las fases de proyectos de generación y almacenamiento.

Por qué importa: los representantes del sector sostuvieron que los proyectos en cartera traerían inversiones por aproximadamente $4,660 millones, crearían cerca de 5,218 empleos en construcción y unos 160 empleos permanentes, y que la tarifa promedio de los proyectos del "tranche" uno es de 11.99 centavos por kilovatio-hora (kWh), por debajo del costo medio de generación en la flota de combustibles pesados. "Estos proyectos reducen riesgos de mercado y aportan precios fijos por largo plazo", dijo Herencia.

Permisos, plazos y cuellos de botella: los productores describieron un proceso que va desde la licitación ante el Negociado de Energía o la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), estudios de interconexión (pagados por los proponentes), la evaluación ambiental administrativa (REA) y la determinación de evaluación ambiental (DEA), hasta aprobaciones de juntas y la firma de contratos con fianzas y cartas de crédito. Estela estimó que, en condiciones ideales, un proyecto completo podría tomar entre 12 y 18 meses para llegar a construcción, pero reconoció que en la práctica el trámite de permisos puede alargarse a uno o más años.

Los comparecientes pidieron una mayor dotación de personal en las agencias y la designación de un coordinador que facilite la interrelación entre agencias, desarrolladores y LUMA (operador de red), para acortar tiempos. La Comisión dio 10 días para que los comparecientes remitan un "check list" de documentación y trámites que suelen exigir las agencias.

Impactos locales y reclamos comunitarios: en la vista pública se abordaron preocupaciones de comunidades cercanas a proyectos, en particular la finca en Salinas, donde vecinos han reportado inundaciones. Omar Vega, vinculado con proyectos en la zona, dijo que los estudios hidrológicos realizados por el desarrollador y medidas de mitigación (charcas de retención, estudios) no apuntan a que los proyectos dirijan flujo de agua hacia la comunidad, aunque admitió que hay infraestructura vial y drenajes previos que también influyen. La comisión acordó coordinar una vista ocular a las fincas en desarrollo.

Uso de terrenos y agricultura: los ponentes explicaron que la mayoría de las fincas están en terrenos clasificados como agrícolas, pero que muchos no tenían uso productivo por años. Jesús Bolinaga, vicepresidente de APER, señaló que un proyecto piloto en Jobos (Jobos/Jobos industrial/Brownfield) aprovecha tierras ya impactadas y que la industria ha realizado estudios agronómicos para fomentar usos duales (agrivoltaica) y programas de pastoreo u otras actividades complementarias. APER remitirá cartas de apoyo de agricultores y el informe "Agroenergía" producido con la Universidad de Puerto Rico fue citado como recurso técnico.

Finanzas y tarifas: los ponentes señalaron que los precios promedios del tramo uno bajaron de alrededor de 12.19 a 11.99 centavos/kWh conforme avanzaron acuerdos y mejores condiciones de financiamiento federal (incluyendo préstamos o garantías del programa federal de préstamos). Mencionaron que el precio final para el consumidor incluye cargos de distribución y otros y estimaron un precio de servicio al cliente en torno a 23–24 centavos por kWh en promedio, dependiendo de los cargos adicionales y las obligaciones de deuda.

Reciclaje y desmantelamiento: ante preguntas sobre la disposición final de paneles y baterías, María Cecilia Santos (APER) dijo que la industria ya trabaja en planes de desmantelamiento y que hoy no existe una capacidad local plena para reciclar grandes volúmenes; por ahora algunos materiales se exportan. Indicó que se está planificando con una década de antelación y que existe un comité multisectorial del Departamento de Desarrollo Económico que analiza la viabilidad de crear infraestructura local de reciclaje.

Próximos pasos: la Comisión y los comparecientes acordaron remitir documentación (lista de trámites, estudios y el informe citado), convocar próximas vistas con el Negociado de Energía, la Oficina de Permisos (OPPE), la AEE y otros técnicos (mencionados: José Colón y Edison Avilés) y realizar visitas de inspección a fincas en desarrollo.

Los ponentes aportaron cifras y estudios que la Comisión dijo revisará; no hubo votaciones ni adopción de medidas en la vista celebrada el 28 de febrero.