Comisión Federal Regulado

Oficina de Proyectos de EnerWashington, DC 20426

El Proyecto del Terminal Ma

La Declaración de Imp

Aguirre Offshore 

Volum

E

Agencias Cooperadoras: 

Agencia de Protección 

Ambiental de los Estados Unidos

Guardia Costera de 

los Estados Unidos

Oficina de Geren

de Puer

Junta de Calidad Ambiental 

de Puerto Rico 

Junta de Planificación 

de Puerto Rico 

Departamento 

Naturales y A

de Puer

El Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

La Declaración de Impacto Ambiental Final

FERC/DIA-0253F

Expediente N.os 

CP13-193-000 

y PF12-4-000 

Febrero de 

2015

Volumen I

COMISIÓN FEDERAL REGULADORA DE ENERGÍA

WASHINGTON, D.C. 20426

OFICINA DE PROYECTOS DE ENERGÍA En respuesta a:

OEP/DG2E/Gas 4

Aguirre Offshore Gasport, LLC

Proyecto del Terminal Marítimo de

GNL de Aguirre

Expediente N.o CP13-193-000

A QUIEN CORRESPONDA:

El personal de la Comisión Federal Reguladora de Energía (en adelante, FERC o 

la Comisión) ha preparado la declaración de impacto ambiental (DIA) final para el 

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre (en adelante, el Proyecto), propuesto 

por Aguirre Offshore GasPort, LLC (Aguirre LLC), una subsidiaria de propiedad 

exclusiva de Excelerate Energy, LP, en el expediente antes mencionado. Aguirre LLC 

solicita la autorización de la FERC para desarrollar, construir y operar un terminal de 

importación de gas natural licuado (GNL) cerca de la costa sur de Puerto Rico.

La DIA final analiza los posibles efectos de la construcción y operación del

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre, conforme con los requisitos de la 

Ley Nacional de Política Ambiental (NEPA, por sus siglas en inglés). La construcción y 

operación del Proyecto generaría impactos ambientales, en su mayoría temporales y de 

corto plazo; sin embargo, también produciría algunos impactos ambientales a largo plazo 

y permanentes. El personal de la FERC concluyó que la aprobación del Proyecto 

propuesto, con las medidas de mitigación recomendadas en la declaración de impacto 

ambiental (DIA), generaría impactos ambientales adversos limitados.

La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos (EPA, por sus siglas 

en inglés), la Guardia Costera de los EE. UU. (USCG, por sus siglas en inglés); 

el Departamento de Transporte de los EE. UU., el Departamento de Energía de los 

EE. UU., el Departamento de Agricultura de los EE. UU., la Oficina de Gerencia de 

Permisos de Puerto Rico, la Junta de Calidad Ambiental de Puerto Rico, la Junta de 

Planificación de Puerto Rico, el Departamento de Recursos Naturales y Ambientales de 

Puerto Rico y el Departamento de Salud de Puerto Rico participaron como agencias 

cooperadoras en la preparación de la declaración de impacto ambiental. Las agencias de 

cooperación tienen jurisdicción por ley o pericia especial sobre los recursos que puedan 

verse afectados por la propuesta, y participan en el análisis de la NEPA. Además, otras 

agencias federales, estatales y locales pueden utilizar esta DIA para la aprobación o 

expedición de permisos para la totalidad o parte del Proyecto propuesto. Si bien las 

agencias de cooperación aportaron datos a las conclusiones y recomendaciones 
- 2 -

presentadas en la DIA final, las agencias presentarán sus propias conclusiones y 

recomendaciones en sus respectivos Registros de Decisión para el Proyecto.

El Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los Estados Unidos, el Servicio de Pesca y 

Vida Silvestre, la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica, y el Servicio 

Nacional de Pesca Marina también proporcionaron asistencia para la preparación de esta 

DIA, como agencias de otorgamiento de permisos y de consultoría.

El Proyecto se desarrolla en cooperación con la Autoridad de Energía Eléctrica de 

Puerto Rico (AEEPR o PREPA, según sus siglas en inglés) con el propósito de recibir, 

almacenar y regasificar el gas natural licuado (GNL) a ser adquirido por la PREPA y

entregar el gas natural al Complejo Energético Aguirre (Planta Aguirre) de la PREPA 

ubicado en Salinas, Puerto Rico. El proyecto ayudará a diversificar las fuentes de energía 

de Puerto Rico, permitirá a la Planta Aguirre cumplir con los Estándares de Mercurio y

Tóxicos en el Aire de la EPA, reducir el tráfico de barcazas de petróleo en la Bahía de 

Jobos y contribuir a la estabilización de los precios de la energía en la región. La DIA

final aborda los posibles efectos ambientales de la construcción y el funcionamiento de 

las siguientes instalaciones del Proyecto:

 una plataforma de atraque en alta mar;

 una instalación en alta mar de recepción de GNL;

 una Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación amarrada en la 

plataforma de atraque en alta mar;

 transportadoras de GNL visitantes; y

 un gasoducto submarino de 4.0 millas (6.4 kilómetros) de largo que conecta 

el Terminal Marítimo de GNL a la Planta Aguirre.

El personal de la FERC ha enviado copias de la DIA final a representantes y 

organismos gubernamentales federales, estatales y locales; funcionarios electos; grupos 

de interés público y ambiental; otros individuos y grupos interesados; periódicos y 

bibliotecas en el área del Proyecto; y a las partes del presente procedimiento. La DIA

final también fue traducida al español. Se enviaron por correo copias en papel de esta

DIA en inglés a las personas que lo solicitaron de manera específica; todos los demás 

recibieron una versión en CD. Para adecuar la traducción, la copia en papel y las

versiones en CD de esta DIA en español se enviarán por correo aproximadamente dos 

semanas después de la versión en inglés. Además, la DIA final está disponible para 

consulta pública en la página web de la FERC (www.ferc.gov) utilizando el enlace 
- 3 -

eLibrary. Puede solicitar una cantidad limitada de copias para distribución e inspección 

pública en: 

Comisión Federal Reguladora de Energía

Sala de Referencia Pública

888 First Street NE, Room 2A

Washington, DC 20426

(202) 502-8371

efiling@ferc.goveCommentwww.ferc.govDocuments and 

FilingseFilingwww.ferc.govDocuments and FilingseRegister

Puede encontrar información adicional sobre el Proyecto en la Oficina de la 

Comisión de Asuntos Exteriores, al (866) 208-FERC, o en la página web de la FERC 

(www.ferc.gov) utilizando el enlace a eLibrary. Haga clic en el enlace a eLibrary, haga 

clic en "General Search" e ingrese el número de expediente, sin incluir los últimos tres 

dígitos, en el campo Número de Expediente (es decir, CP13-193). Asegúrese de haber 

seleccionado un rango de fechas adecuado. Para obtener ayuda, comuníquese con la 

ayuda en línea de la FERC en FercOnlineSupport@ferc.gov o llame al teléfono gratuito 

(866) 208-3676; para teletipo, llame al (202) 502-8659. El enlace eLibrary también 

brinda acceso a los textos de documentos oficiales emitidos por la Comisión, como 

órdenes, avisos y reglamentaciones.

Además, la Comisión ofrece un servicio gratuito llamado eSubscription que le 

permite mantener un registro de todas las emisiones y presentaciones formales en 

expedientes concretos. Esto puede reducir la cantidad de tiempo que pasa investigando 

los procedimientos ya que recibirá una notificación automática de estas presentaciones, 

resúmenes de documentos y enlaces directos a los documentos. Ingrese a 

http://www.ferc.gov/docs-filing/esubscription.asp.

ÍNDICE

i

PROYECTO DEL TERMINAL MARÍTIMO DE GNL DE AGUIRRE

DECLARACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL FINAL

VOLUMEN I

Página

ÍNDICE............................. .................................................................................................................... i

LISTA DE TABLAS ................................................................................................................................... vi

LISTA DE FIGURAS.................................................................................................................................. ix

LISTA DE APÉNDICES............................................................................................................................. xi

SIGLAS TÉCNICAS..................................................................................................................................xii

RESUMEN EJECUTIVO ....................................................................................................................ES-1

INTRODUCCIÓN.....................................................................................................................ES-1

MEDIDAS PROPUESTAS .......................................................................................................ES-1

OPORTUNIDADES DE REVISIÓN Y COMENTARIOS PÚBLICOS

Y DE LA AGENCIA...................................................................................................ES-2

IMPACTOS AMBIENTALES Y MITIGACIÓN .....................................................................ES-4

ALTERNATIVAS CONSIDERADAS ...................................................................................ES-12

CONCLUSIONES ...................................................................................................................ES-14

1.0 INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................1-1

1.1 FINALIDAD Y NECESIDAD DEL PROYECTO .........................................................1-3

1.2 FINALIDAD Y ALCANCE DE LA DECLARACIÓN DE IMPACTO

AMBIENTAL..................................................................................................................1-4

1.2.1 Comisión Federal Reguladora de Energía ..........................................................1-4

1.2.2 Agencia de Protección Ambiental de los EE. UU. – Región 2...........................1-5

1.2.3 Guardia Costera de los EE. UU. - Sector San Juan.............................................1-6

1.2.4 Departamento de Transporte de los EE. UU.......................................................1-7

1.2.5 Departamento de Energía de los EE. UU............................................................1-7

1.2.6 Servicios Públicos Rurales del Departamento de Agricultura de los EE. UU...1-8

1.2.7 Otras Agencias Federales de Permisos y Agencias de Consultoría ....................1-8

1.2.7.1 Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los Estados Unidos –

Distrito de Jacksonville.....................................................................1-8

1.2.7.2 Servicio Nacional de Pesca Marina ..................................................1-9

1.2.7.3 Servicio de Pesca y Vida Silvestre de los EE. UU............................1-9

1.2.8 Agencias del Estado Libre Asociado de Puerto Rico .......................................1-10

1.2.8.1 Oficina de Administración de Permisos de Puerto Rico.................1-10

1.2.8.2 Junta de Calidad Ambiental de Puerto Rico ...................................1-10

1.2.8.3 Junta de Planificación de Puerto Rico ............................................1-10

1.2.8.4 Departamento de Recursos Naturales y Ambientales

de Puerto Rico.................................................................................1-11

1.2.8.5 Departamento de Salud de Puerto Rico ..........................................1-11

1.3 REVISIÓN Y COMENTARIOS PÚBLICOS...............................................................1-11

1.4 INSTALACIONES NO JURISDICCIONALES...........................................................1-14

1.4.1 Complejo Generador Aguirre ...........................................................................1-15

1.4.2 Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación....................................1-17

1.5 PERMISOS, APROBACIONES, CONSULTAS Y

REQUISITOS REGLAMENTARIOS...........................................................................1-17
ÍNDICE (continuación)

Página

ii

2.0 DESCRIPCIÓN DE LAS MEDIDAS PROPUESTAS............................................................2-1

2.1 DESCRIPCIÓN DETALLADA DEL PROYECTO PROPUESTO................................2-1

2.1.1 Plataforma de atraque en alta mar .......................................................................2-1

2.1.2 Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación ......................................2-5

2.1.3 Tubería submarina de interconexión ...................................................................2-5

2.2 REQUISITOS DEL TERRENO......................................................................................2-7

2.3 PROCEDIMIENTOS DE CONSTRUCCIÓN ................................................................2-9

2.3.1 Construcción y embarcaciones de apoyo..........................................................2-9

2.3.2 Plataforma de atraque en alta mar.....................................................................2-9

2.3.3 Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación..................................2-10

2.3.4 Tubería submarina de interconexión...............................................................2-10

2.3.4.1 Fase 1: Procedimientos de Tendido de Tuberías.................................2-13

2.3.4.2 Fase 2: Procedimientos de Soterrado de la Tubería ............................2-18

2.3.5 Restauración....................................................................................................2-24

2.4 PROGRAMA DE CONSTRUCCIÓN Y FUERZA LABORAL ..................................2-25

2.5 CUMPLIMIENTO, INSPECCIÓN Y VIGILANCIA AMBIENTAL...........................2-25

2.6 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO................................2-26

2.6.1 Transportadora de GNL..................................................................................2-26

2.6.2 Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación..................................2-27

2.6.3 Proceso de regasificación de GNL..................................................................2-29

2.6.4 Instalaciones de tuberías submarinas..............................................................2-30

2.7 CONTROLES DE SEGURIDAD..................................................................................2-31

2.7.1 Terminal Marítimo de GNL............................................................................2-31

2.7.1.1 Sistema de recolección de derrames....................................................2-32

2.7.1.2 Sistemas de detección y control de incendios y riesgos......................2-32

2.7.1.3 Sistema de desconexión de emergencia ..............................................2-33

2.7.2 Instalaciones de tuberías.................................................................................2-33

2.8 PLANES FUTUROS Y ABANDONO .........................................................................2-35

3.0 ALTERNATIVAS.......................................................................................................................3-1

3.1 ALTERNATIVA DE NINGUNA ACCIÓN...................................................................3-2

3.2 ALTERNATIVAS DE ENERGÍA ..................................................................................3-3

3.3 SISTEMAS ALTERNATIVOS.......................................................................................3-6

3.3.1 Instalación existente de GNL de EcoEléctrica , Instalación para

Camiones de GNL, y/o Nueva Tubería...............................................................3-6

3.4 ALTERNATIVAS DE UBICACIÓN DE INSTALACIONES.....................................3-10

3.4.1 Bahía Las Mareas..............................................................................................3-10

3.4.2 Planta Aguirre...................................................................................................3-13

3.5 ALTERNATIVAS PARA EL SITIO DEL TERMINAL MARÍTIMO ........................3-13

3.6 RUTAS ALTERNATIVAS DE LA TUBERÍA PRINCIPAL ......................................3-20

3.7 VARIACIONES DE LA RUTA DE LAS TUBERÍAS DESDE EL SITIO DEL 

TERMINAL PROPUESTO...........................................................................................3-37

3.8 ALTERNATIVAS DE VAPORIZACIÓN DE GNL ....................................................3-38

4.0 ANÁLISIS AMBIENTAL..........................................................................................................4-1

4.1 RECURSOS GEOLÓGICOS ..........................................................................................4-1

4.1.1 Marco fisiográfico y geológico...........................................................................4-1

4.1.2 Recursos minerales.............................................................................................4-1
ÍNDICE (continuación)

Página

iii

4.1.3 Peligros geológicos y otros peligros naturales....................................................4-3

4.1.3.1 Sismicidad.........................................................................................4-3

4.1.3.2 Licuefacción......................................................................................4-7

4.1.3.3 Tsunamis...........................................................................................4-8

4.1.3.4 Erupciones volcánicas.......................................................................4-9

4.1.3.5 Terreno kárstico ................................................................................4-9

4.1.4 Características del diseño de mitigación.............................................................4-9

4.1.5 Recursos paleontológicos .................................................................................4-11

4.2 SUELOS Y SEDIMENTOS ..........................................................................................4-11

4.2.1 Suelos................................................................................................................4-11

4.2.2 Sedimentos........................................................................................................4-12

4.2.2.1 Contaminación de sedimentos ........................................................4-12

4.2.3 Impacto y mitigación generales........................................................................4-15

4.2.3.1 Suelos..............................................................................................4-15

4.2.3.2 Resuspensión y transporte de sedimentos.......................................4-15

4.2.3.3 Contaminación de sedimentos........................................................4-19

4.3 RECURSOS HÍDRICOS...............................................................................................4-20

4.3.1 Recursos de agua superficial mar adentro ........................................................4-20

4.3.1.1 Oceanografía física .........................................................................4-20

4.3.1.2 Usos y calidad del agua ..................................................................4-27

4.3.1.3 Impactos generales y mitigación.....................................................4-28

4.3.2 Recursos hídricos superficiales en tierra...........................................................4-40

4.3.2.1 Características regionales................................................................4-40

4.3.2.2 Calidad del agua..............................................................................4-40

4.3.2.3 Impactos generales y mitigación.....................................................4-40

4.3.3 Recursos de aguas subterráneas........................................................................4-41

4.3.3.1 Características regionales................................................................4-41

4.3.3.2 Calidad del agua de uso público .....................................................4-41

4.3.4 Impacto general y mitigación ...........................................................................4-42

4.4 RECURSOS DE VEGETACIÓN..................................................................................4-42

4.4.1 Recursos de vegetación terrestre.......................................................................4-42

4.4.2 Recursos de vegetación marina.........................................................................4-43

4.4.2.1 Manglares........................................................................................4-43

4.4.2.2 Yerbas marinas y macroalgas .........................................................4-43

4.4.3 Impacto general y mitigación ...........................................................................4-46

4.5 RECURSOS DE VIDA SILVESTRE ...........................................................................4-50

4.5.1 Recursos de vida silvestre terrestre...................................................................4-50

4.5.2 Recursos marinos bentónicos............................................................................4-50

4.5.2.1 Arrecifes de coral............................................................................4-50

4.5.2.2 Otros invertebrados.........................................................................4-53

4.5.2.3 Otras algas.......................................................................................4-53

4.5.2.4 Impacto general y mitigación..........................................................4-54

4.5.3 Recursos marinos de la vida silvestre ...............................................................4-64

4.5.3.1 Mamíferos marinos.........................................................................4-64

4.5.3.2 Aves................................................................................................4-69

4.5.3.3 Impacto general y mitigación..........................................................4-69

4.5.4 Plancton ............................................................................................................4-81

4.5.4.1 Fitoplancton ....................................................................................4-81

4.5.4.2 Zooplancton ....................................................................................4-82

4.5.4.3 Impacto general y mitigación..........................................................4-88
ÍNDICE (continuación)

Página

iv

4.5.5 Recursos pesqueros...........................................................................................4-95

4.5.5.1 Pesca de interés especial.................................................................4-95

4.5.5.2 Hábitat esencial de peces................................................................4-96

4.5.5.3 Pesca comercial y recreativa...........................................................4-98

4.5.5.4 Impacto general y mitigación........................................................4-100

4.6 ESPECIES AMENAZADAS Y EN PELIGRO DE EXTINCIÓN..............................4-105

4.6.1 Descripción de las especies potencialmente afectadas ...................................4-110

4.6.1.1 Mamíferos marinos.......................................................................4-110

4.6.1.2 Tortugas marinas...........................................................................4-112

4.6.1.3 Aves..............................................................................................4-114

4.6.1.4 Peces.............................................................................................4-115

4.6.1.5 Invertebrados ................................................................................4-117

4.6.2 Impacto general y mitigación .........................................................................4-121

4.6.3 Determinación de los efectos bajo el Acta de Especies en Peligro.................4-129

4.7 USO DE LA TIERRA, RECREACIÓN Y RECURSOS VISUALES ........................4-130

4.7.1 Uso de la Tierra...............................................................................................4-131

4.7.2 Reserva Natural de Investigación Estuarina de Bahía de Jobos .....................4-132

4.7.3 Programa de gestión de la zona costera ..........................................................4-135

4.7.4 Actividades recreativas...................................................................................4-136

4.7.5 Pesca comercial...............................................................................................4-140

4.7.6 Recursos visuales............................................................................................4-142

4.7.7 Impacto general y mitigación .........................................................................4-142

4.8 SOCIOECONOMÍA....................................................................................................4-149

4.8.1 Condiciones socioeconómicas existentes .......................................................4-149

4.8.1.1 Población y vivienda.....................................................................4-149

4.8.1.2 Empleo y desempleo.....................................................................4-149

4.8.2 Justicia ambiental............................................................................................4-152

4.8.3 Pesca comercial...............................................................................................4-153

4.8.4 Turismo y recreación costera..........................................................................4-154

4.8.5 Impacto general y mitigación .........................................................................4-155

4.9 RECURSOS CULTURALES......................................................................................4-157

4.9.1 Investigación para archivo ..............................................................................4-157

4.9.2 Investigaciones sobre recursos culturales.......................................................4-158

4.9.2.1 Investigación terrestre...................................................................4-158

4.9.2.2 Investigación marina.....................................................................4-158

4.9.3 Descubrimientos inesperados .........................................................................4-159

4.9.4 Consultas sobre recursos culturales................................................................4-159

4.9.5 Impacto general y mitigación .........................................................................4-159

4.10 CALIDAD DEL AIRE Y RUIDO...............................................................................4-159

4.10.1 Calidad del aire ...............................................................................................4-159

4.10.1.1 Calidad del aire ambiente existente ..............................................4-160

4.10.1.2 Climatología regional ...................................................................4-163

4.10.1.3 Normas de Calidad del Aire..........................................................4-163

4.10.1.4 Impacto y mitigación de emisiones de la construcción.................4-174

4.10.1.5 Impacto y mitigación de las emisiones de las operaciones

del Proyecto ..................................................................................4-177
ÍNDICE (continuación)

Página

v

4.10.2 Ruido...............................................................................................................4-184

4.10.2.1 Principios del ruido.......................................................................4-185

4.10.2.2 Requisitos reglamentarios.............................................................4-186

4.10.2.3 Condiciones de ruido ambiente existentes....................................4-188

4.10.2.4 Impacto del ruido de la construcción y mitigación.......................4-190

4.10.2.5 Impacto del ruido de funcionamiento y mitigación ......................4-192

4.11 FIABILIDAD Y SEGURIDAD...................................................................................4-194

4.11.1 Agencias reguladoras......................................................................................4-194

4.11.2 Peligros...........................................................................................................4-195

4.11.3 Revisión técnica del diseño preliminar de ingeniería .....................................4-198

4.11.4 Análisis del emplazamiento ............................................................................4-210

4.11.5 FSRU y transportadora de GNL .....................................................................4-211

4.11.5.1 Requisitos de diseño y operación..................................................4-211

4.11.6 Peligros que se originan de accidentes............................................................4-213

4.11.7 Peligros que resultan de actos intencionales...................................................4-216

4.11.7.1 Requisitos reglamentarios para las operaciones de

transportadoras de GNL................................................................4-218

4.11.8 Respuesta de emergencia y evacuación ..........................................................4-224

4.11.9 Conclusiones sobre la fiabilidad y la seguridad..............................................4-226

4.11.10 Tubería submarina ..........................................................................................4-227

4.11.10.1 Normas de seguridad ....................................................................4-227

4.11.11 Datos de accidentes en la tubería ....................................................................4-230

4.11.11.1 Impacto en la Seguridad Pública...................................................4-232

4.12 IMPACTO ACUMULATIVO Y OTROS...................................................................4-233

4.12.1 Acciones acumuladas del pasado, presente y razonablemente

previsibles en el futuro....................................................................................4-234

4.12.2 Análisis de impacto acumulativo por área de recursos...................................4-236

4.12.2.1 Recursos hídricos..........................................................................4-237

4.12.2.2 Calidad del aire .............................................................................4-238

4.12.2.3 Cambio climático..........................................................................4-247

4.12.2.4 Ruido.............................................................................................4-249

5.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES........................................................................5-1

5.1 RESUMEN DE ANÁLISIS AMBIENTAL DEL PERSONAL......................................5-1

5.1.1 Recursos geológicos ...........................................................................................5-2

5.1.2 Suelos y sedimentos............................................................................................5-2

5.1.3 Recursos hídricos................................................................................................5-3

5.1.4 Recursos de vegetación.......................................................................................5-5

5.1.5 Recursos de la vida silvestre...............................................................................5-5

5.1.6 Especies amenazadas y en peligro de extinción .................................................5-8

5.1.7 Uso del suelo, recreación y recursos visuales.....................................................5-9

5.1.8 Socioeconomía..................................................................................................5-10

5.1.9 Recursos culturales...........................................................................................5-11

5.1.10 Calidad del aire y ruido.....................................................................................5-11

5.1.11 Confiabilidad y seguridad.................................................................................5-12

5.1.12 Impactos acumulados........................................................................................5-13

5.1.13 Alternativas.......................................................................................................5-14

5.2 MITIGACIÓN RECOMENDADA POR EL PERSONAL DE LA FERC ...................5-16
LISTA DE TABLAS

Número Título Página

vi

Tabla 1.3-1 Reuniones de alcance interinstitucional para el Proyecto del

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ..................................................................1-12

Tabla 1.3-2 Problemas e inquietudes identificados durante el proceso de

Alcance para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ...................1-13

Tabla 1.5-1 Principales Permisos, Aprobaciones y Consultas para el Proyecto del Terminal 

Marítimo de GNL de Aguirre..................................................................................1-18

Tabla 2.2-1 Resumen del impacto de la construcción y el funcionamiento propuestos

asociado con el Proyecto del Terminal Marítimo de Aguirre ...................................2-7

Tabla 2.4-1 Programa de Construcción para el Proyecto del Terminal Marítimo

de GNL de Aguirre..................................................................................................2-25

Tabla 3.4-1 Comparación de ubicación de terminales de GNL terrestres y para áreas

del muelle para el Proyecto del Terminal Marítimo de Aguirre..............................3-12

Tabla 3.5-1 Comparación de los sitios alternativos del terminal marítimo propuesto para el 

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre .............................................3-16

Tabla 3.6-1 Alternativas para el terminal y rutas para la tubería para el Proyecto del

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ..................................................................3-26

Tabla 3.6-2 Impacto de Acres Propuesto y Alternativas para el Proyecto del

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ..................................................................3-27

Tabla 3.6-3 Comparación de la Acción Propuesta y la Ruta Alternativa 6 para el

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre .............................................3-34

Tabla 3.7-1 Variaciones de la Ruta de las Tuberías desde el Sitio del Terminal Propuesto.......3-38

Tabla 3.8-1 Comparación de los Vaporizadores Alternativos de GNL para el Proyecto del 

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ..................................................................3-41

Tabla 3.8-2 Comparativa del Uso de Agua de Mar para Diferentes Proyectos de GNL............3-42

Tabla 4.1.3-1 Resultados del Análisis del Peligro Sísmico Probabilístico en el fondo

marino del Sitio del Terminal Marítimo para el Proyecto del Terminal

Marítimo de GNL de Aguirre....................................................................................4-6

Tabla 4.2.2-1 Resumen de datos analíticos de muestras de sedimentos de Bahía de

Jobos (mayo de 2008) para el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL

de Aguirre................................................................................................................4-14

Tabla 4.2.3-1 Concentraciones Máximas de Turbiedad ................................................................4-16

Tabla 4.2.3-2 La máxima deposición de sedimentos.....................................................................4-16

Tabla 4.3.1-1 Valores extremos significativos de altura de olas en tormentas tropicales .............4-22

Tabla 4.3.1-2 Datos de calidad del agua recogida en la vecindad del sitio propuesto para el 

Terminal Marítimo de GNL (mayo de 2012)..........................................................4-25

Tabla 4.3.1-3 Resumen del uso estándar del agua para captación y descarga de la FSRU ...........4-31

Tabla 4.3.1-4 Estimaciones de cantidad de uso y captación de agua de los transportadores

de GNL en el Terminal Marítimo de GNL..............................................................4-33

Tabla 4.3.1-5 Perfil de alcance del criterio de temperatura de la pluma térmica de la

Salida 001 de la FSRU según el modelo JETLAG..................................................4-35

Tabla 4.3.1-6 Perfil de alcance del criterio de temperatura de la pluma térmica de la

Salida 002 de la FSRU Según el modelo JETLAG.................................................4-36

Tabla 4.3.1-7 Perfil de logro de criterio de temperatura para pluma térmica de buques 

transportadores de GNL Según el modelo JETLAG...............................................4-39

Tabla 4.3.3-1 Pozos de abastecimiento de agua en las inmediaciones del Proyecto de

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ..................................................................4-42

Tabla 4.4.3-1 Tipos de hábitat bentónicos dentro del área del Proyecto de Terminal

Marítimo de GNL de Aguirre..................................................................................4-46
TABLAS (continuación)

Tabla Título Página

vii

Tabla 4.5.3-1 Mamíferos marinos no incluidos en la lista de la ESA que habitan

potencialmente en el área del proyecto del Terminal Marítimo de

GNL de Aguirre ......................................................................................................4-65

Tabla 4.5.3-2 Especies migratorias de aves que pueden encontrarse en el área del

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre .............................................4-70

Tabla 4.5.3-3 Modelado acústico submarino Resultados de distancia al umbral de

hostigamiento Nivel A de MMPA durante la hinca de pilotes por impacto

con y sin mitigación con cortina de burbujas..........................................................4-77

Tabla 4.5.4-1 Especies de ictioplancton recolectadas por Aguirre LLC en la ubicación

propuesta del FSRU para el Área del Proyecto del Terminal Marítimo

de GNL de Aguirre..................................................................................................4-85

Tabla 4.5.4-2 Densidades (cant.) de taxones de interés representativos elegidos para el

cálculo del arrastre en el Área del Proyecto ............................................................4-85

Tabla 4.5.4-3 Momento y método de reproducción de los corales enumerados en la ESA...........4-86

Tabla 4.5.4-4 Taxones de interés representativos elegidos para los cálculos del arrastre

en el lugar del Proyecto...........................................................................................4-91

Tabla 4.5.4-5 Impacto en la población anual en operaciones continuas de FSRU........................4-92

Tabla 4.5.4-6 Impactos de población anual asociados a las entregas de buques de GNL .............4-92

Tabla 4.5.4-7 Estimación anual cualitativa de arrastre de larvas de coral por transportadoras

de GNL y FSRU del Terminal Marítimo de GNL para el Área del Proyecto de 

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ..................................................................4-94

Tabla 4.5.5-1 Amerizajes recreativos de peces de arrecifes para Puerto Rico en 2011...............4-100

Tabla 4.6-1 Especies Amenazadas y en Peligro de Extinción que potencialmente existen

en el Área del Proyecto del de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ...............4-107

Tabla 4.6-2 Justificación de las determinaciones sin ningún efecto sobre las especies

enumeradas en la lista federal para el Área del Proyecto del Terminal

Marítimo de GNL de Aguirre................................................................................4-109

Tabla 4.6.3-1 Determinación de los efectos para las especies enumeradas, propuestas y

candidatas según el gobierno federal.....................................................................4-130

Tabla 4.7.1-1 Resumen del impacto de la construcción y el funcionamiento propuestos

asociado con el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre...................4-131

Tabla 4.7.1-2 Tráfico estimado semanal de embarcaciones dentro y cerca de la Bahía de

Jobos para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre .....................4-132

Tabla 4.7.4-1 Instalaciones y actividades recreativas en las proximidades del Proyecto de

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ................................................................4-137

Tabla 4.8.1-1 Resumen de población y condiciones de vivienda en Aguirre, Salinas y

Guayama................................................................................................................4-149

Tabla 4.8.1-2 Resumen de las estadísticas de empleo en Aguirre, Salinas y Guayama ..............4-150

Tabla 4.8.2-1 Estadísticas de pobreza de Aguirre, Salinas, Guayama y Puerto Rico..................4-153

Tabla 4.8.3-1 Cantidad de pescadores comerciales por porcentaje de ingresos generados por la 

actividad pesquera dentro de Puerto Rico. ............................................................4-154

Tabla 4.8.3-2 Cantidad de pescadores comerciales dentro de Guayama y Salinas. ....................4-154

Tabla 4.8.4-1 Captura total de pesca deportiva para Puerto Rico (entre 2002 y 2012)...............4-155

Tabla 4.10.1-1 Normas Nacionales de Calidad del Aire Ambiente...............................................4-161

Tabla 4.10.1-2 Estado de consecución para el área del Proyecto de Terminal Marítimo

de GNL de Aguirre................................................................................................4-162

Tabla 4.10.1-3 Concentraciones de la calidad del aire ambiente para las áreas cercanas al

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ...........................................4-162

Tabla 4.10.1-4 Tubería submarina y Emisiones en la construcción de la plataforma del 

Terminal Marítimo para el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre.4-175
TABLAS (continuación)

Tabla Título Página

viii

Tabla 4.10.1-5 Uso de vehículos en carretera para el área de descanso temporal en tierra del 

Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ............................................4-176

Tabla 4.10.1-6 Emisiones de los vehículos en carretera y de polvo fugitivo para el Proyecto de 

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ................................................................4-176

Tabla 4.10.1-7 Emisiones potenciales anuales para el Proyecto de Terminal Marítimo de

GNL de Aguirre ....................................................................................................4-180

Tabla 4.10.1-8 Emisiones según modelo OCD y parámetros de escape para fuentes

modeladas del Terminal marítimo de GNL...........................................................4-183

Tabla 4.10.1-9 Resultados del modelo OCD para todas las fuentes del Proyecto del Terminal 

Marítimo de GNL de Aguirre combinados con fondo ambiental para

comparación con las NAAQS ...............................................................................4-184

Tabla 4.10.2-1 Niveles de presión del sonido y sonoridad relativa ...............................................4-185

Tabla 4.10.2-2 Límites de Emisión de Ruido de la Junta de Calidad Ambiental de

Puerto Rico............................................................................................................4-187

Tabla 4.10.2-3 Resumen de los resultados de las mediciones diurnas y nocturnas de la línea

de base ...................................................................................................................4-190

Tabla 4.10.2-4 Niveles de ruido durante la construcción en alta mar y la pilotadora

vibratoria para hinca de pilotes con base en el peor de los escenarios..................4-191

Tabla 4.10.2-5 Nivel de ruido de funcionamiento calculado para el Proyecto del Terminal

Marítimo de GNL de Aguirre................................................................................4-194

Tabla 4.11.4-1 Distancias de radiación térmica para el Proyecto de Terminal Marítimo

de GNL de Aguirre................................................................................................4-211

Tabla 4.11.11-1 Incidentes Significativos de las Tuberías de Transmisión de Gas Natural por

Causa (1993 a 2012)..............................................................................................4-231

Tabla 4.11.11-2 Incidentes de Fuerzas Externas por Causa (1993 a 2012).....................................4-231

Tabla 4.11.11-3 Promedio de Muertes Anuales - Tuberías de Transporte de Gas Natural .............4-232

Tabla 4.11.11-4 Muertes accidentales a nivel nacional ...................................................................4-233

Tabla 4.12.2-1 Cambios y significado en las emisiones netas para la Planta Aguirre y el

Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre ............................................4-241

Tabla 4.12.2-2 Emisiones Modelo de Dispersión Costera y de mar adentro y Parámetros de

escape para las fuentes modeladas del Proyecto de Terminal Marítimo de

GNL para el Proyecto de Terminal Marítimo de Aguirre .....................................4-243

Tabla 4.12.2-3 Emisiones Modelo de Dispersión Costera y de mar adentro y Parámetros

de escape para las fuentes Modeladas de la Planta Aguirre a para el Proyecto de 

Terminal Marítimo de Aguirre ..............................................................................4-245

Tabla 4.12.2-4 Los Resultados del Modelo de Dispersión Costera y en mar adentro para

todos los proyectos del Terminal Aguirre y las Fuentes en plantas eléctricas 

combinados con el trasfondo ambiental para la Comparación con las Normas 

Nacionales de Calidad del Aire Ambiental ...........................................................4-247
LISTA DE FIGURAS

Número Título Página

ix

Figura 1-1 Mapa general de la ubicación....................................................................................1-2

Figura 2.1-1 Mapa de Ubicación del Proyecto...............................................................................2-2

Figura 2.1.1-1 Diagrama Modelo del Terminal Marítimo Propuesto ...............................................2-3

Figura 2.1.1-2 Plano Esquemático del Terminal Marítimo Propuesto..............................................2-4

Figura 2.2-1. Construcción Propuesta y Espacio de Trabajo Operativo .........................................2-6

Figura 2.2-2 Requisitos de Construcción Terrestre........................................................................2-8

Figura 2.3.4-1 Tendido de la Tubería Submarina ...........................................................................2-11

Figura 2.3.4-2 Ubicación final de la Tubería Submarina................................................................2-12

Figura 2.3.4-3 Dibujos típicos sobre la graduación ........................................................................2-14

Figura 2.3.4-4 Dibujos típicos para el enterrado hasta por debajo de la graduación ......................2-15

Figura 2.3.4-5 Dibujos típicos para el enterrado de 3 pies de cobertura........................................2-16

Figura 2.3.4-6 Reja de protección para el ascenso de la tubería al acercarse a la costa..................2-19

Figura 2.3.4-7 Dibujo típico de una bomba de inyección / aspiración............................................2-20

Figura 2.3.4-8 Cabezal difusor y cortinas de turbidez ....................................................................2-22

Figura 2.3.4-9 Dibujo típico de una estera de hormigón por debajo del nivel del mar...................2-23

Figura 2.6.2-1 Plano Esquemático del Brazo de Carga de Gas de Alta Presión.............................2-28

Figura 2.6.3-1 Proceso de Regasificación de GNL de la FSRU .....................................................2-29

Figura 3.3.1-1 Huella de la Instalación de GNL EcoEléctrica..........................................................3-7

Figura 3.3.1-2 Ubicación de la Instalación de GNL EcoEléctrica ....................................................3-9

Figura 3.4-1 Sitios Alternativos del Terminal de GNL................................................................3-11

Figura 3.5-1 Ubicaciones Alternativas del Sitio ..........................................................................3-15

Figura 3.5-2 Zona de Seguridad/Protección Recomendada.........................................................3-18

Figura 3.6-1 Ubicaciones del Sitio Alternativas ..........................................................................3-22

Figura 3.6-2 Recursos Ambientales Sensibles Afectados por las Alternativas del Proyecto.......3-29

Figura 3.6-3 Alternativas 1 y 6 de Ubicación del Sitio................................................................3-35

Figura 3.6-4 Recursos Ambientalmente Sensibles Afectados por la Alternativa 6 .....................3-36

Figura 3.7-1 Variaciones de la Ruta de la Tubería.......................................................................3-39

Figura 4.1.1-1 Ubicación de Puerto Rico en la Gran Cadena de Islas de las Antillas ......................4-2

Figura 4.1.3-1 Principales Fuentes Sísmicas.....................................................................................4-4

Figura 4.1.3-2 Límite de inundación por tsunami.............................................................................4-8

Figura 4.2.2-1 Ubicaciones de Vibracore y perforaciones en el Área del Proyecto .......................4-13

Figura 4.2.3-1 Resuspensión de Sedimentos y Análisis del Transporte .........................................4-17

Figura 4.2.3-2 Análisis de la Deposición del Sedimento ................................................................4-18

Figura 4.3.1-1 Promedio anual de velocidad del viento y dirección próxima al área

del proyecto.............................................................................................................4-21

Figura 4.3.1-2 Patrones generalizados de corrientes dentro de la Bahía de Jobos..........................4-23

Figura 4.3.1-3 Perfil de la Corriente bajo el Efecto Doppler en la Boya CariCOOS PR1..............4-24

Figura 4.3.1-4 Estaciones de Monitoreo de la Calidad del Agua del JBNERR..............................4-26

Figura 4.4.2-1 Tipos de Hábitats Bentónicos en el Área del Proyecto ...........................................4-44

Figura 4.4.2-2 Especies de Algas en el Área del Proyecto .............................................................4-45

Figura 4.5.2-1 Tipos de Hábitats Bentónicos en el Área del Proyecto ...........................................4-52

Figura 4.6.1-1 Hábitat Crítico del Coral Cuerno de Alce y Coral Cuerno de Ciervo ...................4-119

Figura 4.7.2-1 Reserva de Investigación Esturiana Nacional de la Bahía de Jobos......................4-133

Figura 4.7.4-1 Usos Recreativos Próximos al Área del Proyecto .................................................4-138

Figura 4.7.5-1 Áreas de Pesca Próximas al Área del Proyecto .....................................................4-141

Figura 4.7.7-1 Puntos de Evaluación Visual.................................................................................4-145

Figura 4.7.7-2 Evaluación Visual desde la Carretera 53...............................................................4-146
FIGURAS (continuación)

Número Título Página

x

Figura 4.7.7-3 Evaluación desde la Entrada del Puerto Deportivo de Salinas..............................4-147

Figura 4.7.7-4 Evaluación Visual desde la Torre de Vigilancia de los Cayos Caribes.................4-148

Figura 4.8.1-1 Ingreso promedio dentro del área del proyecto por ocupación/

sector económico...................................................................................................4-151

Figura 4.10.2-1 Ubicaciones del Estudio de Ruido de Referencia..................................................4-188

Figura 4.10.2-2 Prototipo EBRV Excelsior y áreas de emisión principal de sonido ......................4-192

Figura 4.12.1-1 Proyectos Pasados, Presentes y Razonablemente Previsibles en el Área..............4-235
VOLUMEN II

xi

I. LISTA DE APÉNDICES

Apéndice A Lista de distribución

Apéndice B Departamento de la Autoridad de Energía 

Apéndice C Modelado de Dispersión de Sedimentos para la Instalación de la Tubería del 

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre, Puerto Rico 

Apéndice D Mitigación de Recursos Bentónicos 

Apéndice E Evaluación del Arrastre e Impacto del Ictioplancton para la Declaración de Impacto 

Ambiental del Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Apéndice F Guía de Procedimientos para el Descubrimiento Inesperado de Recursos Culturales y 

Restos Humanos

Apéndice G Lista de Preparadores

Apéndice H Referencias y Contactos

Apéndice I Índice de Materias

II. RESPUESTAS A LOS COMENTARIOS SOBRE EL BORRADOR DE LA 

DECLARACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL (EN INGLÉS)
SIGLAS TÉCNICAS

xii

ACHP Consejo Asesor en la Prevención Histórica

Acropora BRT Equipo de Revisión Biológica Acropora

Aguirre LLC Aguirre Offshore GasPort, LLC

AQCR Región de Control de la Calidad del Aire

ASD Desconexión automática

ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos

ATBA área que se debe evitar

ATWS espacio de trabajo temporal adicional

EB Evaluación Biológica

BTU/pie2-h Unidades térmicas británicas por pie cuadrado por hora 

CAA Ley de Aire Limpio

CariCOOS Sistema de Observación Oceánica Costera del Caribe

CEQ Consejo de Calidad Ambiental

CFMC Consejo de Administración Pesquera del Caribe

CFR Código de Reglamentos Federales

CH4 metano

CO monóxido de carbono

CO2 dióxido de carbono

CO2e dióxido de carbono equivalente

COC Certificado de Cumplimiento

COE Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los EE. UU.

COTP Capitán del Puerto

CSP Plan de Costo Compartido

CWA Ley de Agua Limpia

CZMA Ley de Manejo de la Zona Costera de 1972

CZMP Programa de Manejo de la Zona Costanera

dB decibelios

dBA decibelios en la escala de ponderación A

DDT diclorodifeniltricloroetano

DFDE diésel eléctrico con doble combustible

DNER Departamento de Recursos Naturales y Ambientales de Puerto Rico

DOE Departamento de Energía de los EE. UU.

DOT Departamento de Transporte de los EE. UU.

EBRV Embarcación Regasificadora Energy Bridge

ECA Área de Control de Emisiones

ZEE Zona Económica Exclusiva de los EE. UU.

HEP hábitat esencial de peces

EI Inspector Ambiental

EIA Administración de Información de Energía de los EE. UU.

DIA declaración de impacto ambiental

EPA Agencia de Protección Ambiental de los EE. UU.
SIGLAS TÉCNICAS (continuación)

xiii

JCA Junta de Calidad Ambiental de Puerto Rico

ERL rango de efectos bajo

ERM rango de efectos mediano

ERP Plan de Respuesta a Emergencias

ESA Ley de Especies en Peligro de Extinción

FEED Ingeniería y Diseño Inicial

FERC Comisión Federal Reguladora de Energía

FMP Planes de Administración Pesquera

FR Registro Federal

FSRU Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación 

FWS Servicio de Pesca y Vida Silvestre de los EE. UU.

GEI gases de efecto invernadero

GWP potencial de calentamiento global

H1H más alto primero más alto

HAP contaminantes peligrosos del aire

HAZID/HAZOP Identificación de Peligros y Estudio de Operabilidad 

HDD perforación direccional horizontal

OMI Organización Marítima Internacional

Código ISPS Código Internacional para la Protección de los Buques y de las Instalaciones 

Portuarias

JBNERR Reserva Nacional de Investigación Estuarina de Bahía de Jobos

kPa kilopascal

kW kilovatio

kW/m2 kilovatio por metro cuadrado

Ldn niveles de ruido día-noche

Leq nivel equivalente de sonido

LFL límite inferior de inflamabilidad

GNL gas natural licuado 

LOI Carta de Intención

LOR Carta de Recomendación

MARPOL Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques

Estándares MATS Estándares de Mercurio y Tóxicos de Aire

MBTA Ley del Tratado de Aves Migratorias

MGPS sistema preventivo de crecimiento marino

MMBtu millón de unidades térmicas británicas por hora

MMO observador de mamíferos marinos

MMPA Ley de Protección de Mamíferos Marinos de 1972

MMscf/d millones de pies cúbicos estándar por día

MP mojón

MSA Ley Magnuson-Stevens de Conservación y Administración Pesquera

tmpa toneladas métricas por año
SIGLAS TÉCNICAS (continuación)

xiv

MW megavatio

N2O óxido nitroso

NAAQS Normas Nacionales de Calidad del Aire Ambiente

NEPA Ley Nacional sobre Política Ambiental de 1969

NERRS Sistema Nacional de Reservas de Investigación Estuarina

NESHAP Estándares Nacionales de Emisión de Contaminantes Peligrosos del Aire

NFPA Asociación Nacional de Protección contra Incendios

NGA Ley de Gas Natural

NHPA Ley Nacional de Preservación Histórica

NMFS Servicio Nacional de Pesca Marina

NO2 dióxido de nitrógeno

NOAA Administración Nacional Oceánica y Atmosférica

NOx óxidos nitrosos

NPDES Sistema Nacional para la Eliminación de Descargas de Contaminantes

NRHP Registro Nacional de Lugares Históricos

NSA área sensible al ruido

NSPS Estándares de Desempeño de Nuevas Fuentes

NSR Revisión de Nuevas Fuentes

NVIC Circular sobre Navegación e Inspección de Embarcaciones

NWI Inventario Nacional de Humedales

O2 oxígeno

OCD Modelo de Dispersión Marino y Costero

OEP Oficina de Proyectos de Energía

P&ID diagrama/dibujo de tuberías e instrumentación 

Pa pascales

PAH hidrocarburos aromáticos policíclicos

PCB congénere bifenilos policlorados

PHMSA Administración de Seguridad de Tuberías y Materiales Peligrosos

PI punto de inflexión

PIC Persona a cargo del operador de la embarcación

Plan Plan para el Control de Erosión de Mesetas, Revegetación y Mantenimiento

PM10 material particulado (10 micrómetros o menos)

PM2.5 material particulado (2,5 micrómetros o menos)

PMO Oficina de Gerencia de Permisos

DSPR Departamento de Salud de Puerto Rico

AEEPR Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico

Procedimientos Construcción de Humedales y Cuerpos de Agua y Procedimientos de 

Mitigación

PRPB Junta de Planificación de Puerto Rico

PRSC34 Unidad de Segmentación Costera de Puerto Rico, Región Sur Litoral 

Costero
SIGLAS TÉCNICAS (continuación)

xv

PRWQSR Estándares de la Calidad del Agua para Puerto Rico

PSD Prevención de Deterioro Significativo de la Calidad del Aire

PSV embarcación de servicio del puerto

Reclamación Bureau of Reclamación

RHA Ley de Ríos y Puertos

RPT transición de fase rápida

RUS Servicios Públicos Rurales

SA aceleración espectral

SAV vegetación acuática sumergida

SCR reducción catalítica selectiva

SHPO Oficina Estatal de Preservación Histórica

SO2 dióxido de azufre

SOLAS Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida en el Mar

SOPEP Plan de Emergencia de A Bordo en Caso de Contaminación por 

Hidrocarburos

SPA Área de Planificación Especial

UFL límite superior de inflamabilidad

USC Código de los Estados Unidos

USCG Guardia Costera de los EE. UU.

USDA Departamento de Agricultura de los EE. UU.

USGS Servicio Geológico de los EE. UU.

COV compuestos orgánicos volátiles

WSA Evaluación de Idoneidad de la Vía Navegable

WSR Informe de Idoneidad de la Vía Navegable 

ES-1

RESUMEN EJECUTIVO

INTRODUCCIÓN

El 17 de abril de 2013, Aguirre Offshore GasPort, LLC (Aguirre LLC), una subsidiaria de 

propiedad absoluta de Excelerate Energy, LP (Excelerate Energy), presentó una solicitud ante la 

Comisión Federal Reguladora de Energía (Comisión o FERC) en virtud del Artículo 3 de la Ley de Gas 

Natural (NGA) y de la Parte 153 de los reglamentos de la Comisión. Se le asignó a la solicitud el 

Expediente N.o CP13-193-000, se emitió un Aviso de Solicitud el 30 de abril de 2013 y se publicó en el 

Registro Federal el 6 de mayo de 2013. Aguirre LLC va en busca de la autorización de la FERC para 

desarrollar, construir y operar una terminal de importación de gas natural licuado (GNL) mar afuera de la 

costa sur de Puerto Rico. 

El propósito de la Declaración de impacto ambiental (DIA) es informar a las personas que toman 

decisiones en la FERC, al público, y a las agencias que otorgan permisos sobre los posibles impactos 

ambientales adversos y beneficiosos del Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre (Proyecto) 

propuesto y sus alternativas, y recomendar medidas de mitigación que podrían reducir el impacto adverso 

en la medida posible. Nosotros 1 preparamos esta DIA final para evaluar los impactos ambientales 

asociados a la construcción y operación del Proyecto según lo dispuesto en la Ley Nacional de Política 

Ambiental (NEPA) de 1969 y sus modificaciones. Nuestro análisis se basó en información proporcionada 

por Aguirre LLC y se desarrolló a partir de solicitudes de datos, investigaciones de campo, alcance, 

búsquedas bibliográficas y contactos o comentarios de agencias locales federales, estatales o locales, y 

miembros individuales del público. 

La FERC es la agencia líder para la preparación de la DIA. La FERC invitó a las agencias

pertinentesa participar en la revisión de la NEPA como agencias cooperativas. 2 La Agencia de Protección 

Ambiental de EE.UU.(EPA, por sus siglas en inglés) la Guardia Costera de EE. UU. (USCG, por sus 

siglas en inglés); el Departamento de Transporte de EE. UU. (DOT, por sus siglas en inglés), el 

Departamento de Energía de EE. UU. (DOE, por sus siglas en inglés), el Departamento de Agricultura de 

EE. UU. (USDA, por sus siglas en inglés), la Oficina de Administración de Permisos de Puerto Rico, la 

Junta de Calidad Ambiental de Puerto Rico (JCA), la Junta de Planificación de Puerto Rico, el 

Departamento de Recursos Naturales y Ambientales de Puerto Rico (DRNA) y el Departamento de Salud 

de Puerto Rico participaron como agencias cooperadoras. 3

MEDIDAS PROPUESTAS

El Proyecto se desarrolla en cooperación con la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico 

(AEEPR o PREPA, por sus siglas en inglés) con el propósito de recibir, almacenar y regasificar el gas 

natural licuado (GNL), a ser adquirido por PREPA, y entregar el gas natural al Complejo Energético 

Aguirre existente (Planta Aguirre) de PREPA en Salinas, Puerto Rico. El Proyecto incluiría la 

construcción y operación de una instalación marítima de recepción de GNL (Terminal Marítimo de GNL) 

y una tubería submarina de 4.0 millas de largo (6.4 kilómetros [km]) que conecta el Terminal Marítimo de 

GNL con la Planta Aguirre. Una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) estaría 

amarrada a la plataforma de atraque de alta mar de forma semipermanente. Los buques atracarían en la 

 

1

“Nosotros”, “nos” y “nuestro” se refieren al personal ambiental de la Oficina de Proyectos de Energía de la Comisión Federal Reguladora 

de Energía.

2 Un organismo de cooperación es una agencia que tiene jurisdicción sobre la totalidad o una parte del área del proyecto y debe tomar una 

decisión sobre un proyecto, o una agencia que proporciona conocimientos especializados en materia de recursos ambientales o de otro tipo.

3 El Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los EE. UU. se retiró como un organismo de cooperación el 28 de enero de 2015.
ES-2

plataforma de atraque de alta mar y entregarían el GNL a la FSRU. Tanto los buques como la FSRU 

estarían bajo la jurisdicción de la USCG. La instalación receptora de GNL estaría situada 

aproximadamente a 3 millas (4.8 km) de la costa sur de Puerto Rico, cerca de 1 milla (1.6 km) fuera de la 

Bahía de Jobos, cerca de las ciudades de Salinas y Guayama. Aguirre LLC también propone utilizar una 

oficina de construcción, un área de asentamiento temporal del contratista y el muelle de construcción de 

acceso existente dentro de la propiedad de la Planta Aguirre. 

El propósito del Proyecto es proporcionar una capacidad de almacenamiento de GNL y entrega 

sostenida de gas natural directamente a la Planta Aguirre, lo que facilitaría la conversión de la PREPA de 

la Planta Aguirre que solo produce combustible, a una central de generación de combustible dual capaz de 

quemar diésel y gas natural para las unidades de ciclo combinado y combustible y gas natural para la 

planta termoeléctrica. El Proyecto contribuirá a la diversificación de las fuentes de energía en Puerto 

Rico, permitirá a la Planta Aguirre cumplir con los requisitos de los Estándares de Mercurio y Tóxicos en 

el Aire de la EPA, reducir el tráfico de barcazas de combustible en la Bahía de Jobos y contribuir a la 

estabilización de los precios de la energía en la región. Aguirre LLC propone que las instalaciones del 

Proyecto comiencen a funcionar en 2016.

OPORTUNIDADES DE REVISIÓN Y COMENTARIOS PÚBLICOS Y DE LA AGENCIA

El 21 de diciembre de 2011, Aguirre LLC presentó una solicitud ante la FERC para implementar 

el proceso de presentación previa de la Comisión para el Proyecto. El 1 de enero de 2012, concedimos la 

petición de Aguirre LLC y establecimos un número de expediente de presentación previa (PF12-4-000) 

para colocar la información presentada por Aguirre LLC, las observaciones formuladas por las partes 

interesadas y los documentos emitidos por la FERC y otras agencias en el registro público. Aguirre LLC 

celebró tres eventos de casa abierta en febrero de 2012, septiembre de 2012 y mayo de 2013. El objetivo 

de los eventos de casa abierta fue proporcionar información sobre el Proyecto al público en general y 

darle la oportunidad de hacer preguntas y expresar sus preocupaciones. Hemos participado en los eventos 

de casa abierta para brindar información sobre el proceso de revisión ambiental de la Comisión a las 

partes interesadas. Las preguntas e inquietudes sustanciales planteadas por el público en los eventos de 

casa abierta se abordan en el borrador de la DIA.

El 28 de febrero de 2012, emitimos una Notificación de intención para elaborar una declaración 

de impacto ambiental para el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre planificado, una 

solicitud de comentarios sobre cuestiones ambientales y una notificación de reuniones públicas. La 

notificación se publicó en el Registro Federal el 5 de marzo de 2012 y se envió por correo a más de 130 

partes interesadas, incluyendo representantes y agencias gubernamentales federales, estatales y locales; 

funcionarios electos; grupos ambientales y de interés público; otras partes interesadas; y bibliotecas y 

periódicos locales. La notificación describía brevemente el Proyecto y el proceso de estudio del impacto 

ambiental, presentaba una lista preliminar de cuestiones ambientales identificadas por nosotros, invitaba a 

hacer comentarios por escrito sobre los temas ambientales que debían abordarse en la DIA, enumeraba la 

fecha y el lugar de dos reuniones públicas a realizar en el área del Proyecto y establecía como fecha límite 

para la recepción de comentarios el 30 de marzo de 2012. Recibimos aproximadamente 25 cartas de 

comentarios de varias partes interesadas, incluidos el Servicio de Pesca y Vida Silvestre de los EE. UU. 

(FWS, por sus siglas en inglés); la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica, el Servicio 

Nacional de Pesca Marina (NMFS, por sus siglas en inglés); el Servicio de Parques Nacionales; el 

Gobernador del Estado Libre Asociado de Puerto Rico; la PREPA; la Administración de Asuntos 

Federales de Puerto Rico; la Comisión de Practicaje de Puerto Rico; el Banco Gubernamental de Fomento 

de Puerto Rico; el Comité Diálogo Ambiental; el Centro para la Diversidad Biológica; y el capitán Jimmy 

Vázquez-Aran.
ES-3

Nuestras reuniones públicas proporcionaron una oportunidad para que las agencias, los 

interesados y el público en general obtengan más información acerca del Proyecto y participen en el 

análisis ambiental y comenten los temas que se abordarán en el borrador de la DIA. El primer encuentro 

fue en la ciudad de Guayama el 20 de marzo de 2012; el segundo encuentro fue en la ciudad de Salinas el 

21 de marzo de 2012. Aproximadamente 30 personas asistieron a la reunión en Guayama y 45 personas 

asistieron a la reunión en Salinas. Las transcripciones de las reuniones públicas, los resúmenes de las 

reuniones de alcance interinstitucional y todos los comentarios escritos forman parte del registro público 

para el Proyecto y están disponibles para su visualización en la página de Internet de la FERC 

(http://www.ferc.gov). 4

Coordinamos varias reuniones de ámbito interinstitucional en el área del Proyecto para solicitar 

comentarios e inquietudes sobre el proyecto de otras agencias de permisos y de recursos. Estas reuniones 

se celebraron en marzo de 2012, mayo de 2012, septiembre de 2012, mayo de 2013, noviembre de 2013 y 

junio de 2014. También hemos llevado a cabo una visita de campo con Aguirre LLC el 2 de febrero de 

2012, para examinar los lugares propuestos y los métodos de construcción de las instalaciones marítimas 

y terrestres. El 5 de septiembre de 2012; 18 de febrero de 2013; 15 de abril de 2013; y el 4 de diciembre 

de 2013 emitimos actualizaciones de proyectos, que expusieron la situación del proceso de revisión 

ambiental e incluyó un resumen de los problemas identificados hasta la fecha.

El 7 de agosto de 2014, emitimos un Aviso de Disponibilidad del Proyecto de Declaración de 

Impacto Ambiental para el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre propuesto. Esta 

notificación, que se publicó en el Registro Federal, enumeró las fechas, las horas y los lugares para los 

comentarios públicos y estableció una fecha límite del 29 de septiembre de 2014 para la recepción de 

comentarios sobre el borrador de la DIA. Copias del borrador de la DIA, en inglés y español, se enviaron 

por correo a las agencias estatales y federales, los interesados y las organizaciones. El aviso fue anunciado 

en tres periódicos locales. Además, volantes de color anunciando las reuniones fueron colocados en varios 

lugares (oficina de correos, la marina, supermercados, etc.) para asegurar que el público en general tome 

conocimiento de las reuniones. La primera reunión se celebró en Guayama el 9 de septiembre de 2014 y 

la segunda reunión se celebró en Salinas el 10 de septiembre de 2014. Estas reuniones se llevaron a cabo 

en forma conjunta con la Oficina de Gerencia de Permisos de Puerto Rico en inglés y español usando un 

servicio de traducción simultánea. Dieciséis oradores realizaron comentarios en las reuniones de 

comentarios públicos.

El período de comentarios públicos para recibir comentarios por escrito sobre el borrador de la 

DIA cerró el 29 de septiembre de 2014. Hemos recibido 27 cartas de comentarios escritos que incluyeron 

más de 300 comentarios individuales. Se recibieron comentarios por escrito de agencias federales, de 

estado y locales; empresas y organizaciones; personas; y Aguirre LLC. Las transcripciones de las 

reuniones de comentarios públicos y las cartas de comentarios escritos están disponibles para su 

visualización en el sitio web de la FERC (). Todos los comentarios sustanciales relacionados con 

cuestiones ambientales recibidos sobre el borrador de la DIA, en un plazo que permitiera su revisión, se 

tratan en el Volumen I de la DIA; nuestras respuestas se proporcionan en el Volumen II, incluidas las 

observaciones presentadas fuera del período establecido. Los cambios sustanciales en la DIA final se 

indican mediante barras verticales que aparecen en los márgenes. Estos cambios se realizaron tanto en 

respuesta a los comentarios sustanciales recibidos sobre el proyecto de estudio de impacto ambiental y 

como resultado de la información actualizada que llegó a estar disponible después de la publicación del 

borrador de la DIA.

 

4 Si usa el enlace de “eLibrary”, seleccione “General Search” en el menú de biblioteca electrónica, ingrese el rango de fechas deseado y el 

número de expediente (es decir, CP13-193 o PF12-4), y siga las instrucciones.
ES-4

Una de las principales novedades del proyecto que se produjeron después de la publicación del 

borrador de la DIA fue la notificación por la Administración de Seguridad de Tuberías y Materiales 

Peligrosos (PHMSA, por sus siglas en inglés) del DOT que el diseño propuesto de la tubería de Aguirre 

LLC no estaba en conformidad con las normas de tuberías del DOT en el Título 49 del Código de 

Regulaciones Federales (CFR) Parte 192 (49 CFR 192), lo que provocó una reunión entre la PHMSA, 

Aguirre LLC y la FERC el 22 de agosto de 2014. 5 Tras varios intentos de Aguirre LLC de modificar su 

diseño de tuberías para cumplir las normas de tuberías del DOT, la PHMSA emitió una carta formal el 31 

de octubre de 2014, explicando que el diseño de la tubería propuesta se mantuvo fuera de conformidad 

con el Título 49, Sección 192.327(f), del CFR que requiere “entierro debajo del fondo natural del mar o 

un sistema de protección contra peligros equivalente alternativo”. El 3 de diciembre de 2014, Aguirre 

LLC presentó su diseño de la tubería modificada para incluir el entierro de la tubería en alta mar a por lo 

menos debajo del fondo natural en algunos lugares y a tres pies (0.9 m) hasta la parte superior de la 

tubería en otros lugares, con la excepción de aproximadamente 1,700 pies (518 m) a través de la zona a lo 

largo del canal Boca del Infierno, donde Aguirre LLC propone la colocación directa sobre el arrecife de 

coral con esteras de hormigón de protección colocadas sobre la tubería. El diseño de la tubería modificado 

cumple con los requisitos del Título 49, Parte 192, del CFR.

IMPACTOS AMBIENTALES Y MITIGACIÓN

Evaluamos los impactos del Proyecto sobre la geología; los suelos y sedimentos; los recursos 

hídricos; los humedales; la vegetación; la vida silvestre y los recursos acuáticos; la especie con estado en 

peligro de extinción y especial; el uso de la tierra, la recreación y los recursos visuales; la socioeconomía 

(incluyendo el transporte y el tráfico); los recursos culturales; la calidad del aire y el ruido; y la fiabilidad 

y la seguridad. También se consideraron los impactos acumulados de este Proyecto con acciones pasadas, 

actuales y previsibles futuras en el área del proyecto. 

En general, la construcción del Proyecto conforme lo propuesto perturbaría temporalmente 

aproximadamente unos 131.4 acres (135.2 cuerdas) de tierra, las aguas superficiales y el fondo marino, 

incluyendo 1.5 acres (1.5 cuerdas) de tierra dentro de la propiedad de la Planta Aguirre. 6 Según lo 

propuesto, la construcción de las instalaciones mar adentro, incluyendo el Terminal Marítimo de GNL, la 

tubería de interconexión submarina y las áreas de construcción de barcazas para el tendido de las tuberías,

impactaría directamente sobre 129.9 acres (133.7 cuerdas) del fondo marino. El funcionamiento de las 

instalaciones mar adentro impactaría de forma permanente sobre unos 22.9 acres (23.5 cuerdas) del fondo 

marino. 

Los temas importantes identificados como resultado de nuestros análisis, los comentarios y las 

consultas de la agencia incluyen los impactos sobre la fauna marina, el hábitat esencial de los peces y las 

especies bentónicas; impactos sobre las especies amenazadas o en peligro de extinción; impactos en el 

uso del suelo y la recreación; y el impacto acústico y sobre el aire. Cuando sea necesario, recomendamos 

medidas de mitigación adicionales para minimizar o evitar estos y otros impactos. Sección 5.2 del DIA 

contiene nuestras conclusiones y una recopilación de nuestras medidas de mitigación recomendadas. 

 

5 Un resumen de la reunión se puede encontrar en el Expediente No CP13-193-000 usando el enlace "biblioteca electrónica" debajo de 

"Documentos y presentación" en la página web www.ferc.gov de la FERC.

6 Los impactos directos relacionados con la construcción de la tubería submarina serían diferentes si nuestra recomendación para un método 

de construcción alternativo o una ruta de tubería alternativa son adoptadas por la Comisión. Vea nuestras recomendaciones y discusión 

relacionada en los apartados 3.6 y 4.5.2.4 de esta DIA.
ES-5

Recursos geológicos

El Terminal Marítimo de GNL propuesto y la construcción de la tubería y el funcionamiento 

tendrían un impacto mínimo sobre los recursos geológicos del área. Sin embargo, algunos riesgos, tales 

como el movimiento sísmico del suelo, los eventos de licuefacción, el viento y las cargas de las olas, y los 

tsunamis podrían impactar sobre el Proyecto durante la operación. Por lo tanto, recomendamos que 

Aguirre LLC presente un informe del análisis de los peligros sísmicos revisado, estudios adicionales 

sobre los ángulos de pendiente del fondo del mar y el potencial de licuefacción a lo largo de la alineación 

de la tubería, un análisis del oleaje en alta mar, diseño y cálculos de las bases de pilotes y de la estructura 

del terminal marítimo, las especificaciones sísmicas utilizadas junto con la adquisición de equipo, los 

procedimientos de control de calidad que se utilizarán para el diseño y la construcción y la identificación 

de un inspector empleado por Aguirre LLC para observar la construcción del Proyecto y presentar los 

informes de inspección. Además, recomendamos que Aguirre LLC realice y presente un análisis 

geotécnico detallado con su Plan de Implementación, para evaluar la viabilidad de utilizar el método de 

perforación direccional horizontal (HDD, por sus siglas en inglés) para perforar debajo del canal Boca del 

Infierno.

Suelos y sedimentos

Las actividades de construcción, incluida la instalación de la tubería submarina, los pilotes 

temporales y las estructuras permanentes en el Terminal Marítimo de GNL, darían lugar a la resuspensión 

de los sedimentos del fondo marino dentro de la columna de agua. Cuando se encuentran suspendidos 

durante la construcción, las partículas de limo fino descenderían a través de la columna de agua 

relativamente despacio y podrían viajar cientos de yardas (cientos de metros) bajo las actuales 

velocidades medias, debido a la asimetría espacial y temporal de las corrientes de marea. Para asegurar 

que los impactos asociados a la resuspensión, el transporte y la nueva deposición de sedimentos alterados 

durante las actividades de construcción sean tratados, se realizó un análisis independiente de transporte de 

sedimentos durante la construcción y operación de la tubería submarina, como se propone. Los resultados 

del análisis del transporte de sedimentos llegaron a la conclusión de que las concentraciones máximas de 

sedimentos en suspensión llegarían a 1,620 miligramos por litro próximo a donde se desarrollan las 

actividades de enterrado de la tubería de la bomba de aspiración/de propulsión manual propuesta de 

Aguirre LLC. Sin embargo, las concentraciones disminuirían a 50 miligramos por litro o menos dentro de 

aproximadamente 100 pies (30 metros) de la mayor parte de la zona de construcción. Los índices de 

depósito serían más altos a lo largo de la tubería, con una deposición máxima de aproximadamente 0.7 

pulgadas (1.7 centímetros), pero se reducirían a menos de 0.04 pulgadas (1 milímetro) dentro de 

aproximadamente 200 pies (61 metros) de la mayor parte de la zona de construcción. Aguirre LLC 

propone el uso de cortinas de turbidez para minimizar el transporte de sedimentos durante los 

procedimientos de enterrado de la tubería. Por lo tanto, no se espera que las actividades de construcción 

en la Bahía de Jobos causen un impacto generalizado o significativo a través de la resuspensión de los 

sedimentos superficiales. La comunidad infauna bentónica existente está regularmente expuesta a 

sedimentos superficiales y no se espera que la resuspensión genere un impacto significativo. 

Recursos hídricos

Las actividades de construcción del Terminal Marítimo de GNL y la tubería provocarían el 

desplazamiento de los sedimentos del fondo marino y la resuspensión de sedimentos a la columna de 

agua. Los sedimentos alterados durante la construcción también serían resuspendidos en la columna de 

agua y transportados por las corrientes. Los efectos de las actividades de construcción sobre los niveles de 

turbiedad variarían con la duración y la gravedad de la perturbación, la composición de tamaños de grano,

y las tasas de reasentamiento. Como se discutió anteriormente, se realizó un análisis independiente de 

transporte de sedimentos durante la construcción y operación del Proyecto y llegamos a la conclusión que 
ES-6

no se espera que las actividades de construcción en la Bahía de Jobos causen impactos generalizados o 

significativos a través de la resuspensión de los sedimentos superficiales. 

Los derrames o fugas de materiales peligrosos (por ejemplo, combustible, lubricantes) de los 

equipos que trabajan en las áreas en tierra también podrían provocar un impacto adverso sobre los 

recursos hídricos. Los contratistas de construcción y el personal de operaciones portuarias estarían 

obligados a cumplir todas las leyes y regulaciones. Recomendamos que Aguirre LLC presente un plan de 

control y prevención de derrames específicos del sitio para la construcción y operación del Proyecto (en 

tierra y mar) antes de la construcción. 

Recursos de flora

Sobre la base de la escasa vegetación dentro del área del espacio de trabajo temporal en tierra 

propuesta, no se prevén impactos significativos sobre la vegetación terrestre como resultado de la 

construcción u operación del Proyecto.

La vegetación acuática sumergida es la cubierta de tipo béntico más común en la Bahía de Jobos. 

Las yerbas marinas son la cobertura predominante en aproximadamente el 30 por ciento de la bahía. Las 

macroalgas (algas) son la cobertura predominante en un 20 por ciento adicional. Las yerbas marinas

proporcionan alimento y refugio a las especies de pesca, comerciales y recreativas, así como también a 

invertebrados y aves. Las yerbas marinas también reducen las olas y la acción de las corrientes y mejoran 

la claridad y calidad del agua. Tanto las yerbas marinas como las macroalgas se distribuyen a lo largo de 

la Bahía de Jobos, sirviendo de hábitat para los peces e invertebrados comercial y recreativamente 

importantes. Para asegurar que los impactos sobre las yerbas marinas sean minimizados y/o mitigados 

adecuadamente para la ruta de la tubería autorizada, hemos recomendado que Aguirre LLC finalice su 

Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos en consulta con NMFS, FWS, DRNA y otras agencias 

apropiadas.

Recursos de la vida silvestre

Los impactos temporales sobre los hábitats de fauna marina del Terminal Marítimo de GNL y 

tuberías submarinas, como se propone, incluyen 22.5 acres (23.3 cuerdas) de yerbas marinas, 80.8 acres 

(83.1 cuerdas) de macroalgas y 6.2 acres (6.4 cuerdas) de hábitat del arrecife de coral. La construcción del 

Proyecto causaría un impacto adverso a corto plazo sobre un conjunto rico y diverso de especies de vida 

silvestre marina, incluyendo manatíes, tortugas marinas, peces de arrecifes, tiburones, corales e 

invertebrados que se encuentran dentro de estos hábitats. Los efectos más probables serían la prevención 

general o aislamiento del hábitat preferido por las actividades de construcción. Los mamíferos marinos y 

las tortugas marinas también estarían expuestos a un riesgo elevado de golpes de las embarcaciones 

durante el período de construcción debido a que el número de embarcaciones presentes en la zona 

aumentaría en comparación con los niveles de tráfico actuales.

La prueba hidrostática consiste en llenar las tuberías con agua, llevar a cabo pruebas de presión 

de acuerdo con la normativa aplicable y descargar el agua de la prueba después de la finalización de la 

prueba. Aguirre LLC retiraría el agua utilizada para la prueba de la Bahía de Jobos o el mar Caribe, en 

función de la sección de la tubería sometida a prueba. NMFS expresó su preocupación en relación con el 

arrastre de peces durante este proceso. Para asegurar que el arrastre de peces y otras agencias sea 

minimizado o evitado durante la prueba hidrostática, recomendamos que Aguirre LLC consulte con 

NMFS sobre el tipo de pantalla (por ejemplo, alambre de la cuña) que se utilizaría para las extracciones 

de agua durante la construcción. 
ES-7

El Terminal Marítimo de GNL y la tubería submarina provocarían un impacto permanente sobre 

el hábitat de la fauna marina. Estos impactos permanentes incluirían aproximadamente 2.9 acres (3.0 

cuerdas) de yerbas marinas, 19.2 acres (19.8 cuerdas) de macroalgas, 0.6 acres (0.6 cuerdas) de arrecife y 

0.2 acres (0.2 cuerdas) de arena/barro. El Proyecto causaría impactos directos como la mortalidad de las 

colonias de coral dentro de la huella de la tubería, según lo propuesto, a través de la barrera de coral y el 

fondo duro consolidado, así como también impactos indirectos resultantes del sombreado del parche 

arrecifal debajo del Terminal Marítimo de GNL (incluida la FSRU y la transportadora de GNL) y la 

degradación de las zonas de alimentación de yerbas marinas y macroalgas. La FSRU y las transportadoras

de GNL estacionadas en el Terminal Marítimo de GNL también impactarían a nivel local sobre los 

recursos silvestres de la pluma térmica, el arrastre de plancton, el ruido y la iluminación. Aguirre LLC 

colocaría esteras de hormigón sobre la tubería en áreas donde no está enterrado el tubo y en las zonas 

donde la tubería tiene una curva. Para asegurar que las esteras de hormigón permanezcan firmes en el 

fondo marino durante las operaciones del proyecto, hemos recomendado que Aguirre LLC presente con 

su Plan de Implementación una descripción de las medidas que serían utilizados, además de bajar los 

bordes de las esteras para asegurar todas las esteras de hormigón al fondo marino. También hemos 

recomendado que Aguirre LLC mantenga los segmentos de la tubería a flote hasta que esté listo para 

poner la tubería a fin de minimizar la alteración del fondo marino.

Agencias reguladoras ambientales, incluyendo el NMFS, han expresado su preocupación por los 

impactos sobre las especies de corales protegidas y el hábitat a lo largo de la ruta de la tubería submarina, 

específicamente en el área del canal de Boca del Infierno. 7 El método de construcción de colocación 

directa de Aguirre LLC propuesto a través del canal de Boca del Infierno tendría impactos adversos sobre 

las especies de corales y hábitats situados en el área. Estamos de acuerdo con el NMFS en que los 

impactos sobre las especies de corales en la lista federal dentro del canal Boca del Infierno se deben

evitar.

Como se mencionó anteriormente, Aguirre LLC ha preparado un Plan de Mitigación de Recursos 

Bentónicos. Estamos recomendando que, antes de la construcción, Aguirre LLC consulte con los 

organismos respectivos para finalizar el Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos para: 1) abordar los 

impactos de la construcción y operación actualmente propuestos, 2) incluir las yerbas marinas y corales 

que se verían afectados de manera permanente por el sombreado, 3) cumplir con los requisitos normativos 

en la Regla de Mitigación Compensatoria del COE y 4) identificar medidas que se aplicarían si los sitios 

de mitigación de yerbas marinas y corales no muestran una tendencia a resultar exitosos. Además, 

estamos recomendando que Aguirre LLC realice un estudio geotécnico detallado de un cruce de la HDD 

debajo el canal Boca del Infierno para reducir sustancialmente los impactos en el hábitat del arrecife de 

coral. Si se determina que la HDD es un método de construcción viable, estamos recomendando que 

Aguirre LLC utilice una HDD para cruzar el canal Boca del Infierno. Sin embargo, si Aguirre LLC 

determina que el método de construcción HDD representa un alto riesgo y no es probable que tenga éxito, 

estamos recomendando que Aguirre LLC adopte una ruta alternativa que evite muchos recursos de coral 

sensibles, aunque sí aumentaría la longitud de la tubería submarina.

También identificamos que los impactos acústicos, tanto desde la tubería y el Terminal Marítimo 

de GNL, tienen el potencial de perturbar las especies marinas. Aguirre LLC ha llevado a cabo estudios 

sobre las medidas de mitigación para minimizar estos impactos, incluyendo las zonas de exclusión de 

ruido alrededor de las actividades de hinca de pilotes y el uso potencial de la tecnología de cortina de 

 

7 En sus cartas del 31 de octubre de 2013 y 25 de septiembre de 2014, y la correspondencia adicional, el NMFS indicó que se apliquen 

medidas alternativas para evitar o minimizar los impactos sobre los recursos de coral declarados por el gobierno federal en peligro de 

extinción, ya sea mediante un redireccionamiento de la tubería o métodos de instalación alternativos. En su carta de septiembre de 2014, el 

NMFS también apunta a una ruta alternativa analizada en el borrador de la DIA que contenga menos hábitat de coral de calidad que a lo 

largo de la ruta propuesta. El COE, la EPA y el DRNA han proporcionado apoyo adicional para la aplicación de los métodos de instalación 

alternativos o rutas para evitar los recursos de coral en el canal Boca del Infierno.
ES-8

burbujas durante las actividades de hinca de pilotes. Recomendamos que, antes de la construcción, 

Aguirre LLC verifique que utilizará cortinas de burbujas confinadas en las actividades vibratorias y 

pilotadoras. Recomendamos, además, que Aguirre LLC desarrolle un protocolo detallado para la 

mitigación del ruido en relación con la zona de exclusión de seguridad (0.3 millas [0.5 km]), que 

identifique la implementación del protocolo de mitigación del ruido durante la construcción y explique 

cómo cada observador de mamíferos marinos identificará los límites de la zona de exclusión.

Para además minimizar impactos sobre los mamíferos marinos y tortugas marinas durante la 

construcción y operación del Proyecto, recomendamos que, antes de la construcción, Aguirre LLC 

coordine con el FWS, el NMFS y el DRNA un plan de adiestramiento detallado y protocolo de respuesta 

de observadores de mamíferos marinos para las fases de construcción y operación del Proyecto. Además, 

Aguirre LLC debería limitar el tránsito de embarcaciones para el transporte del personal durante la 

construcción y operación de viajes durante el día para permitir la observación de mamíferos marinos y 

disminuir el potencial de golpes de las embarcaciones.

En el área del proyecto se pueden encontrar varias especies de aves descansando o anidando a lo 

largo del descanso o anidación a lo largo de la costa. Debido a las preocupaciones planteadas por el 

DRNA, recomendamos que Aguirre LLC proporcione una evaluación del posible impacto acústico sobre 

el descanso y la anidación de aves durante la construcción y operación del Proyecto e identifique las 

medidas de mitigación que se podrían implementar para minimizar o evitar estos impactos. 

El Proyecto requeriría la instalación de iluminación temporal para facilitar las actividades de 

construcción durante altas horas de la tarde, así como los requisitos de seguridad. Durante las 

operaciones, la FSRU y el Terminal Marítimo de GNL se iluminarían las 24 horas del día mediante la 

iluminación de seguridad, las luces de navegación y las luces de advertencia de la Administración Federal 

de Aviación. Recomendamos que Aguirre LLC desarrolle y presente un plan de iluminación que 

identifique las medidas específicas que se llevarían a cabo para minimizar o evitar los impactos asociados 

con la iluminación nocturna de operaciones del Proyecto sobre las especies de aves, especies de peces, 

mamíferos marinos y las personas en la costa. El plan también deberá analizar si el Proyecto podría 

inducir artificialmente agregaciones biológicas y proporcionar evidencia empírica de cómo estas posibles 

agregaciones afectarían la pesca local y el turismo.

Especies amenazadas y en peligro de extinción

Hemos identificado 23 especies amenazadas o en peligro de extinción enumeradas en la lista 

federal y 10 especies propuestas para la lista de la Ley de Especies en Peligro de Extinción (ESA) que 

existen o podrían potencialmente existir en el área del proyecto. Debido a la distancia de su hábitat 

primario del área del proyecto, se determinó que el Proyecto no tendría ningún efecto en 13 de las 

especies incluidas o propuestas y puede afectar, pero no es probable que lo haga negativamente, a 12

especies enumeradas o propuestas adicionales en base a las características de comportamiento, requisitos 

de hábitat y la construcción, operación y medidas de mitigación propuestas por Aguirre LLC. Hemos 

determinado que las ocho especies restantes se verían afectadas negativamente por el Proyecto. La 

construcción y/u operación del Proyecto impactarían sobre el manatí antillano y siete especies de corales 

enumerados o propuestos. Nuestra consulta de la ESA con el FWS y el NMFS relativas a las especies 

enumeradas en la lista federal y los hábitats críticos está en curso.

Con las técnicas de mitigación tales como el uso de observadores de mamíferos marinos 

entrenados y una zona de exclusión de 0.3 millas (0.5 km) entorno a actividades de la pilotadora 

vibratoria, el impacto temporal sobre los manatíes, incluyendo el riesgo de golpes de las embarcaciones y 

estrés causado por el ruido excesivo se reduciría en gran medida. Como se mencionó anteriormente, las 

agencias reguladoras ambientales, incluyendo el NMFS, han expresado su preocupación por los impactos 
ES-9

sobre las especies de corales protegidos a lo largo de la ruta de la tubería submarina, específicamente en 

el área del canal Boca del Infierno. Por lo tanto, recomendamos que Aguirre LLC presente un estudio 

geotécnico detallado de un cruce de la HDD debajo del canal Boca del Infierno. También recomendamos 

que Aguirre LLC utilice una HDD para cruzar el canal Boca del Infierno si se determina que es un 

método de construcción viable. Como se señaló anteriormente, si determina que la HDD es inviable, 

recomendamos que Aguirre LLC adopte una ruta de la tubería alternativa al Terminal Marítimo de GNL.

La operación del Proyecto también causaría impactos sobre las larvas de coral debido a la pérdida 

de individuos arrastrados en las tomas de agua de mar para la FSRU y la transportadora de GNL, mientras 

se encuentran en el muelle del Terminal Marítimo de GNL. Durante los períodos de desove, existe la 

posibilidad de arrastre de las larvas de coral con el mayor riesgo cerca de los lugares de admisión de la 

FSRU. Sobre la base de nuestro análisis del arrastre asociado con las tomas de agua de mar durante las 

operaciones del proyecto, el arrastre de las larvas de coral probablemente tendría un impacto permanente, 

moderado en las poblaciones de coral de la región. Hemos revisado la información presentada por Aguirre

LLC, realizado nuestra propia investigación y consultado directamente con las agencias con respecto a las 

especies enumeradas en la lista federal en el área del proyecto. Aguirre LLC está desarrollando, con la 

discusión en los organismos competentes, un estudio inicial preoperativo de larvas de coral y un plan de 

monitoreo. El plan permitirá identificar mejor las larvas de coral en el Terminal Marítimo de GNL 

propuesto para comprender los impactos potenciales asociados con el uso propuesto del agua para la 

construcción y las operaciones del Terminal Marítimo de GNL. Una vez que este estudio de referencia 

adicional se haya realizado, y antes de la ejecución de las operaciones del proyecto, recomendamos que 

Aguirre LLC consulte con los organismos competentes para desarrollar medidas de mitigación de los 

impactos del proyecto sobre las larvas de coral e ictioplancton. Según lo requerido por la Sección 7 de la 

ESA, consultamos con FWS y NMFS para asegurar que los impactos sobre las especies enumeradas en la 

ESA se aborden. Una vez determinada la ruta final de tuberías (ya sea una HDD debajo del canal Boca 

del Infierno o una Ruta Alternativa 6), prepararemos nuestra Evaluación Biológica definitiva para su 

sometimiento a FWS y NMFS. Recomendamos que Aguirre LLC no comience la construcción del 

Proyecto hasta que la FERC reciba comentarios del FWS y NMFS en relación con la acción propuesta o 

autorizada; completemos cualquier consulta necesaria de la Sección 7 con el FWS y NMFS, si es 

necesario; y Aguirre LLC haya recibido una notificación por escrito del Director de la OEP de que la 

construcción o el uso de mitigación pueden comenzar.

Los derrames menores de hidrocarburos durante la construcción podrían causar un impacto 

adverso de menor a moderado a corto plazo sobre las especies protegidas. Se espera que los derrames 

accidentales de hidrocarburos que genere la operación del Proyecto tengan un impacto de menor a 

moderado en el corto plazo sobre las especies protegidas. Para minimizar o evitar los impactos 

inadvertidos del derrame de hidrocarburos en las especies y aves migratorias de la lista federal, 

recomendamos que antes de la construcción Aguirre LLC presente, como parte de su plan de prevención, 

control y contramedidas de derrames específicos del sitio, las medidas que aplicaría si la vida silvestre, 

incluidas las especies o las aves migratorias de la lista federal, se viera afectada por un derrame 

inadvertido de hidrocarburos.

Uso del suelo y recursos recreativos

La construcción del Proyecto alteraría los usos del suelo, la recreación y los recursos visuales del 

área mediante el aumento temporal del tráfico de embarcaciones, afectando de esa forma la navegación 

recreativa y la pesca. La DIA reconoce las observaciones recibidas de los residentes de Salinas y 

Guayama de que el número real de usos marinos recreativos y comerciales en y alrededor de la Bahía de 

Jobos es más alto que lo que se informa en búsquedas bibliográficas públicas. Además, los residentes 

también comentaron que el número de pescadores comerciales en los alrededores de la Bahía de Jobos es 

probablemente mayor que el reportado en el borrador de la DIA porque hay muchos pescadores sin 
ES-10

licencia. La operación del Proyecto alteraría permanentemente los recursos visuales existentes y tendría 

un impacto sobre la navegación, la pesca y otros usos marinos cerca del Terminal Marítimo de GNL.

Las actividades de construcción requerirían el uso de una variedad de embarcaciones, incluyendo 

barcazas para la colocación de las tuberías submarinas, embarcaciones de apoyo de buceo, remolcadores, 

embarcaciones para el transporta de personal, barcazas de transporte de tubería y remolcadores de 

barcazas de tubería, aumentando los niveles actuales de tráfico de embarcaciones grandes en la Bahía de 

Jobos, que suele estar limitado a embarcaciones recreativas pequeñas y de pesca comercial. Nuestro 

análisis encuentra que hay zonas abundantes de pesca en los alrededores de la Bahía de Jobos, tales que la 

construcción del Proyecto no causaría un impacto significativo en la navegación y la pesca en la zona. Sin 

embargo, a fin de minimizar la interrupción de acceso en y alrededor de la Bahía de Jobos, 

recomendamos que Aguirre LLC presente un Plan de Acceso a la Construcción, que aclare las áreas que 

estarían restringidas para los usuarios del mar, que analice la duración de las restricciones y que 

identifique los métodos de comunicación de las restricciones al público en general. La operación del 

Proyecto tendría un impacto mínimo sobre el uso marino en la bahía. 

Recibimos comentarios sobre la posibilidad de que la tubería submarina sin enterrar se convierta 

en un obstáculo para el tráfico de barcos en la Bahía de Jobos; sin embargo, Aguirre LLC revisó su 

método de construcción de forma tal que la tubería submarina sería enterrada hasta 3 pies (0.9 m) en 

algunos lugares de la Bahía de Jobos. Por lo tanto, encontramos que no se prevé que la tubería tenga un 

impacto significativo en la operación de las embarcaciones dentro de la Bahía de Jobos. La zona de 

seguridad propuesta del USCG situada alrededor de la FSRU y la transportadora de GNL tendría impacto 

directo sobre la navegación, la pesca y otros usos marinos en el área, ya que prohibiría el tránsito o el uso 

de una área dentro de las 500 yardas (457 m) de la instalación. La aproximación de las transportadoras de 

GNL al Terminal Marítimo de GNL se coordinaría con la USCG y el canal utilizado por las 

transportadoras de GNL para aproximarse al Terminal Marítimo de GNL sería difundido por la USCG.

Finalmente, el Proyecto se traduciría en una disminución del tráfico de barcazas de petróleo en la Bahía

de Jobos y a lo largo del canal de barcazas a la Planta Aguirre debido a la conversión de la planta a gas 

natural como una fuente de combustible.

La construcción del Terminal Marítimo de GNL y la tubería submarina requiere una revisión de 

la consistencia de áreas costeras para asegurar que el Proyecto sea consistente con las políticas del 

Programa de Manejo de la Zona Costanera. Recomendamos que Aguirre LLC no comience la 

construcción del Proyecto hasta que presente ante el Secretario una copia de la determinación de 

consistencia con el Programa de Manejo de la Zona Costanera emitido por la Junta de Planificación de 

Puerto Rico. 

La presencia de la FSRU y el Terminal Marítimo de GNL afectarían la visualización de la vida 

silvestre desde la torre mirador de los Cayos Caribes y otros lugares dentro de la Reserva Nacional de 

Investigación Estuarina de Bahía de Jobos que tienen vistas del mar. La FSRU y el Terminal Marítimo de 

GNL estarían iluminados las 24 horas del día por la iluminación de seguridad, las luces de navegación y 

las luces de advertencia de la Administración Federal de Aviación. Para reducir al mínimo los impactos 

asociados con la iluminación nocturna, como mencionamos anteriormente, recomendamos que Aguirre 

LLC desarrolle un plan de iluminación para minimizar los impactos sobre individuos en la orilla.

Recursos culturales

El área de efecto potencial para la parte terrestre del Proyecto se encuentra dentro del vallado de 

la propiedad de la Planta Aguirre existente. El Proyecto propone perturbar aproximadamente 1.5 acres 

(1.5 cuerdas) del sitio industrial durante la construcción para su uso como un área de asentamiento

temporal y superficie de apoyo. La construcción en alta mar incluiría el derecho de paso de la 
ES-11

construcción y el espacio de trabajo temporal para la tubería submarina de 4.0 millas de largo (6.4 km) y 

el área de construcción del Terminal Marítimo de GNL. Aguirre LLC llevó a cabo estudios de 

investigación marina y de fuentes de estas áreas para identificar los recursos culturales, incluyendo 

ubicaciones para potenciales sitios arqueológicos prehistóricos e históricos.

No se identificaron sitios a través de la investigación de archivos dentro del área del proyecto. 

Aguirre LLC no llevó a cabo un estudio arqueológico dentro de la porción terrestre previamente 

perturbada del Proyecto debido al bajo potencial de depósitos culturales intactos. En una carta de fecha 15 

de agosto de 2012, la Oficina Estatal de Preservación Histórica (SHPO) coincidió en que no era necesario 

ningún estudio arqueológico. Estamos de acuerdo también.

El área marina del efecto potencial incluye cerca de 155 acres (160 cuerdas) de tierra sumergida 

que podría verse afectada por la construcción y operación de la tubería submarina y el Terminal Marítimo

de GNL. Aguirre LLC completó las pruebas de evaluación en marzo de 2013, elaboró un informe de 

conclusiones en abril de 2013 y presentó una copia a la SHPO para su revisión en junio de 2013. En una 

carta del 2 de julio de 2013, la SHPO estuvo de acuerdo en que ninguna de las anomalías reportadas 

fueron de importancia histórica y que no era necesario más trabajo arqueológico. Estamos de acuerdo 

también.

Sobre la base de las investigaciones realizadas por Aguirre LLC, los comentarios recibidos de la 

SHPO, y la aplicación del plan de descubrimientos no previstos de Aguirre LLC, llegamos a la conclusión 

de que el proyecto no impactaría sobre los recursos históricos y que la FERC ha cumplido con su 

responsabilidad, conforme a la sección 106 de la Ley Nacional de Preservación Histórica. 

Calidad del aire y ruido 

La construcción del Proyecto provocaría emisiones de los equipos de construcción abastecidos 

con combustibles fósiles. Tal impacto sobre la calidad del aire sería generalmente temporal y localizado y 

no se espera que causen ni contribuyan a una violación de las normas de calidad del aire aplicables.

La operación del Proyecto, que incluiría los equipos en la FSRU, el Terminal Marítimo de GNL y 

la transportadora de GNL, las embarcaciones de apoyo y los remolcadores causaría emisiones 

atmosféricas a largo plazo. Los impactos potenciales de las emisiones atmosféricas de las operaciones del 

Proyecto se reducirían mediante la incorporación de restricciones a las operaciones y el uso de 

tecnologías de reducción de emisiones en la FSRU para limitar las emisiones contaminantes. En general, 

el Proyecto reduciría las emisiones en la Planta Aguirre, que incluye cerca de 800 toneladas anuales (721 

toneladas métricas anuales) de óxidos de nitrógeno y 5,815 toneladas anuales (5,275 toneladas métricas 

anuales) de dióxido de azufre. Al cumplir con el objetivo del Proyecto de cumplimiento con el Estándar 

de Mercurio y Tóxicos del Aire de la EPA, la calidad del aire local y regional mejoraría. 

Se generaría ruido durante la construcción y operación del Proyecto. La construcción del 

Terminal Marítimo de GNL se daría en tres fases: la infraestructura marina que incluye instalaciones de 

atraque; instalaciones de superficie mecánicas y eléctricas; y la tubería de interconexión submarina. Si se 

encuentra que una HDD debajo del canal Boca del Infierno es viable, el ruido de la construcción adicional 

sería generado por el equipo de HDD. Aguirre LLC propone que se consulte con la JCA para desarrollar 

las medidas de mitigación apropiadas en caso de que los niveles de sonido reales medidos durante las 

actividades de construcción superaren los límites de ruido nocturno de la JCA. Además de consultar con 

la JCA por el impacto acústico sobre las zonas sensibles al ruido (NSA), recomendamos que Aguirre 

realice la modelación de sonido para determinar los impactos del sonido ambiental y submarino sobre la 

vida silvestre en la zona. Además, se recomienda que Aguirre LLC consulte con el FWS, NMFS y DRNA 

con respecto a las medidas de mitigación apropiadas para reducir los niveles de ruido.
ES-12

El ruido de funcionamiento estimado de la FSRU estaría por debajo de los niveles de sonido 

ambiente actuales en cada una de las zonas sensibles al ruido. Sin embargo, recomendamos que Aguirre 

LLC presente un estudio de sonido a más tardar 60 días después de la puesta en servicio de las 

instalaciones para asegurarse de que los niveles de ruido estén en o por debajo de los criterios de un nivel 

de ruido día-noche de 55 decibelios en la escala ponderada A (dBA) en las zonas sensibles a ruido más 

cercanas. Si el ruido atribuible al funcionamiento del Terminal Marítimo de GNL supera un nivel de ruido 

día-noche de 55 dBA en cualquiera de las zonas sensibles al ruido más cercanas, Aguirre LLC instalaría 

controles de ruido adicionales para cumplir con el nivel dentro de 1 año de la fecha de puesta en servicio.

Aguirre LLC confirmaría el cumplimiento de los requisitos mediante la presentación de una segunda 

prueba de ruido en un máximo de 60 días después de instalar los controles adicionales de ruido.

Seguridad y confiabilidad

Se evaluó la seguridad del Terminal Marítimo de GNL propuesto, la operación de la FSRU 

relacionada, los tránsitos de la transportadora de GNL y la tubería submarina. Como parte de nuestra 

evaluación del Terminal Marítimo de GNL, realizamos una revisión técnica del diseño de ingeniería 

preliminar para garantizar que suficientes capas de protección se incluyan en los diseños de las 

instalaciones para mitigar el potencial de un incidente que podría impactar sobre la seguridad del público. 

La USCG revisó la idoneidad de la vía navegable a lo largo de la ruta de tránsito de la transportadora de 

GNL propuesta y determinó que la vía navegable sería adecuada para el tipo y la frecuencia del tránsito 

marítima de GNL asociado a este Proyecto propuesto. Además, Aguirre LLC estaría obligado a cumplir 

con todas las regulaciones del Título 33 del Código de Regulaciones Federales (CFR), Parte 105, del

Título 33 Parte 127 del CFR para sus instalaciones de GNL propuestas y Título 49 Parte 192 del CFR 

para la tubería submarina propuesta. El 3 de diciembre de 2014, Aguirre LLC presentó su diseño de la 

tubería submarina modificado para cumplir con las normas de seguridad de tuberías del DOT para incluir 

el entierro de la tubería marítima, con la excepción de aproximadamente 1,700 pies (518 m) a través de la 

zona a lo largo del canal Boca del Infierno donde Aguirre LLC propone la colocación directa de la tubería 

sobre el arrecife de coral. El método de construcción modificado cumple los requisitos del Título 49, 

Parte 192 del CFR. Sobre la base de nuestro análisis de diseño de ingeniería y recomendaciones que se 

presentan en la sección 4.11 para el Terminal Marítimo de GNL, la carta de recomendación emitida por la 

USCG para el tránsito de la transportadora de GNL y los requisitos reglamentarios para la tubería y el 

Terminal Marítimo de GNL, llegamos a la conclusión de que el Proyecto no daría lugar a un aumento 

significativo de los riesgos de seguridad pública.

ALTERNATIVAS CONSIDERADAS

Como alternativa a las medidas propuestas, evaluamos la alternativa de no tomar medidas 

alternativas, sistemas alternativos, sitios de instalaciones alternativos, sitios del Terminal Marítimo de 

GNL alternativos, rutas alternativas de la tubería principal ni variaciones de la ruta de la tubería. Si bien el 

no tomar medidas alternativas eliminaría los impactos ambientales a largo y corto plazo identificados en 

la DIA, no se cumplirían los objetivos declarados en las medidas propuestas. También evaluamos el uso 

de fuentes de energía alternativas y los efectos potenciales de la conservación de la energía, pero 

decidimos que estas fuentes y las medidas no serían una alternativa viable para el Proyecto propuesto. 

Uno de los sistemas alternativos sería la expansión de la instalación a alternativa sería el sistema 

de expansión de la instalación de GNL EcoEléctrica (EcoEléctrica) existente, que es de aproximadamente 

35 millas (56 kilómetros) al este de la Planta Aguirre. Para que la instalación EcoEléctrica sea un sistema 

alternativo viable para el Proyecto propuesto, la instalación tendría que construir nuevas instalaciones de 

regasificación con capacidad de almacenamiento de GNL y una nueva tubería para conectar las 

instalaciones de EcoEléctrica con la Planta Aguirre. Cabe señalar que cuando se propuso originalmente, 

EcoEléctrica planeaba la construcción de dos tanques de almacenamiento de GNL. Hasta la fecha, 
ES-13

EcoEléctrica solo ha construido un tanque de almacenamiento de GNL. Para que esta expansión sea una 

alternativa viable a las medidas propuestas, EcoEléctrica debería haber comenzado su proceso de

permisos FERC en 2012 para obtener la aprobación para construir su tanque. Debido a que el Proyecto 

propuesto no requiere la construcción de instalaciones terrestres de almacenamiento de GNL o una nueva 

tubería terrestre, cualquier alternativa de la instalación EcoEléctrica podría generar mayores impactos 

ambientales que el Proyecto propuesto. 

Una persona que realizó un comentario solicitó que consideremos una alternativa que transporte

en camión el GNL desde las instalaciones de EcoEléctrica a la Planta Aguirre. La FERC aprobó 

recientemente la expansión de las instalaciones de EcoEléctrica para permitir el suministro de GNL a un 

centro propuesto no jurisdiccional de carga de camiones de GNL (“centro de carga de camiones de 

GNL”), que está desarrollando con los pertinentes permisos Gas Natural Puerto Rico, Inc. Gas Natural 

Puerto Rico, Inc. está comercializando su GNL a los usuarios finales de Puerto Rico, por ejemplo, en 

centros farmacéuticos, petroquímicos y otras instalaciones industriales. Revisamos la capacidad del 

centro, el número de camiones necesarios para suministrar gas a la Planta Aguirre y los impactos en las 

carreteras y comunidades con el número de camiones que llegan y salen de la instalación cada día y 

determinamos que transportar el GNL a la Planta Aguirre en camión no era ambientalmente preferible 

para el Proyecto propuesto. 

Nuestra evaluación de los sitios alternativos también consideró la construcción y operación de 

dos sitios terrestres y dos sitios en muelles. Dos instalaciones industriales están situadas en la costa norte 

de bahía Las Mareas: la instalación química Chevron-Philips y la instalación de generación de energía a 

carbón de 454 megavatios de AES Puerto Rico, L.P. La bahía Las Mareas es de aproximadamente 6 

millas (9.7 kilómetros) al este de la Planta Aguirre con acceso al área de fuera de la Carretera 3 de Puerto 

Rico. Esta zona industrial tiene tierra suficiente para permitir el desarrollo de una instalación de GNL en 

tierra; sin embargo, se requeriría la construcción de un nuevo terminal en tierra o en el muelle en la 

instalación química de Chevron-Philips o la instalación de AES Puerto Rico, L.P., un gran proyecto de 

desarrollo de dragado y bahía para permitir una gran transportadora de GNL y una tubería de 6 millas (9.7 

km) a la Planta Aguirre. Las áreas afectadas consistirían principalmente en tierras altas desarrolladas 

previamente pero también incluirían las áreas de humedales emergentes palustres situadas a lo largo de la 

zona costera. Encontramos que los impactos ambientales asociados, ya sea con un terminal terrestre o un 

terminal en el muelle alternativo serían mayores que los del Proyecto propuesto. Por estas razones, 

llegamos a la conclusión que una nueva instalación de GNL terrestre o en el muelle en la bahía Las 

Mareas no presentaría ninguna ventaja ambiental significativa en comparación con el Proyecto propuesto.

La Planta Aguirre también se consideró como una alternativa, ya sea para la ubicación de un 

terminal terrestre o en el muelle. Se requerirían aproximadamente 30 acres (31 cuerdas) para construir 

tanques de almacenamiento, equipos de regasificación y otra infraestructura para apoyar la instalación. Al 

revisar el área alrededor de la Planta Aguirre, no se dispone de 30 acres contiguos (31 cuerdas) que 

evitaría el centro de población. Además, el terminal terrestre requeriría un acceso a aguas profundas y una 

dársena de maniobra. La falta de tierra disponible, la necesidad de crear un acceso a aguas profundas y 

una dársena de maniobra, y la proximidad a un centro de población hace que una terminal terrestre sea 

menos ambientalmente preferible que las medidas propuestas. Una instalación del terminal en el muelle 

también requeriría el acceso a aguas profundas y una dársena de maniobra lo suficientemente grande para 

la FSRU y la transportadora de GNL, así como la modificación de la Planta Aguirre para construir un 

muelle para la FSRU. El muelle existente en la instalación no puede alojar una FSRU ni tampoco una 

transportadora de GNL. Teniendo en cuenta su proximidad a la comunidad de Aguirre y la gran cantidad 

de trabajo en el agua (dragado y construcción de un muelle) que se requeriría, consideramos que los 

impactos ambientales de un terminal en el muelle serían iguales o mayores que los del Proyecto 

propuesto.
ES-14

Se evaluaron cuatro lugares del sitio del Terminal Marítimo de GNL alternativo con tuberías al

terminal y Aguirre LLC realizó una revisión de campo de cada sitio y la tubería correspondiente. Las 

cuatro terminales tuvieron profundidades del agua y condiciones del fondo marino similares; sin embargo, 

la longitud de la tubería necesaria y la distancia al centro de población más cercano varió. También se 

analizaron cinco terminales/tuberías alternativas principales en respuesta a las preocupaciones del público 

y las agencias del estado y federales relativas a los impactos de la ruta de la tubería propuesta a través del 

canal Boca del Infierno sobre las especies de corales federalmente amenazadas y en peligro de extensión, 

el hábitat del arrecife de coral, las yerbas marinas en la Bahía de Jobos y el manatí antillano. Aguirre LLC 

revisó las técnicas de construcción para incluir soterramiento de la tubería por su longitud, con la 

excepción de 1,700 pies (518 m) a través del canal Boca del Infierno. 

Aguirre LLC llevó a cabo un trabajo adicional para determinar la viabilidad y el riesgo de la 

instalación de la tubería a través del canal Boca del Infierno por el método de construcción HDD. Basado 

en una revisión de los datos del subsuelo geotécnicos y la investigación geotécnica costera preliminar 

llevada a cabo por el Proyecto, Aguirre LLC determinó que un disco duro con éxito de esta área 

probablemente sería inviable en base a los datos geotécnicos del subsuelo disponible en la actualidad. El 

contratista de Aguirre LLC concluyó que sería necesario un programa detallado de exploración del 

subsuelo para determinar la viabilidad y el diseño detallado de un HDD para cruzar el canal Boca del 

Infierno. Recomendamos que Aguirre LLC continúe llevando a cabo las investigaciones del subsuelo 

necesarias para determinar la probabilidad de éxito de una HDD. Para nuestra comparación de los 

impactos en la DIA, ya que el éxito de una HDD se desconoce para el canal Boca del Infierno, nuestro 

análisis supone una colocación directa a través de las zonas de coral de la ruta propuesta y cada una de las 

rutas alternativas, a pesar de que remarcamos que donde encontramos impactos se reduciría si Aguirre 

LLC adopta la perforación horizontal direccional o una ruta alternativa. 

En nuestro análisis, no identificamos ninguna ruta alternativa que sea ambientalmente preferible a 

la ruta propuesta si se ha instalado a través del canal Boca del Infierno utilizando la perforación horizontal 

direccional para evitar impactos sobre los arrecifes de coral. Si, después de los trabajos geotécnicos 

adicionales de Aguirre, se determina que la HDD no es un método de construcción viable, recomendamos 

que Aguirre LLC adopte la Ruta Alternativa 6 como su ruta propuesta para conectar el Terminal Marítimo 

de GNL con la Planta Aguirre. Si bien la Ruta Alternativa 6 es más larga que la ruta propuesta, lo cual

resulta en una mayor área de perturbación de construcción temporal, ofrece una alternativa 

ambientalmente viable y factible para satisfacer los objetivos del proyecto propuesto al tiempo que reduce 

sustancialmente los impactos sobre los recursos de coral y los hábitats bentónicos sensibles enumerados 

en la lista federal.

Una revisión de la ruta de la tubería se completó en cuatro variaciones de la ruta de la tubería 

desde el Terminal Marítimo de GNL propuesto hasta la Planta Aguirre, cada uno pasando por el canal 

Boca del Infierno. Para cada variación de la ruta de la tubería, la longitud de la tubería, el número de 

curvas en la tubería y la perturbación de la vegetación acuática sumergida y del hábitat del arrecife de 

coral se compararon con el correspondiente segmento de la ruta propuesta. Ninguna de las variaciones de 

la ruta se determinó para proporcionar ventajas ambientales significativas sobre la ruta propuesta y no se 

seguirá evaluando. 

Una comparación más detallada de las tecnologías disponibles de vaporización se completó en 

respuesta a los comentarios públicos y de la agencia sobre el borrador de la DIA. Ninguna de las 

tecnologías de vaporización alternativas proporcionó ventajas significativas sobre el método propuesto.

En respuesta a un comentario, también analizamos el uso de agua de mar de la FSRU en comparación con 

otros proyectos de GNL mar adentro. Nuestro análisis llega a la conclusión de que el equipo adicional 

necesario para el sistema de glicol/agua sería difícil de incluir en la huella existente de la cubierta del 

buque de Aguirre LLC. Además, debido a que la FSRU es una instalación jurisdiccional que no pertenece 
ES-15

a la FERC, el uso de un método de vaporización de tubo y valva que utiliza el sistema de bucle de 

agua/glicol está fuera del alcance de esta DIA.

CONCLUSIONES

Determinamos que la construcción y operación del Proyecto causaría impactos ambientales 

adversos limitados que ocurrirían en su mayoría durante la construcción, siempre y cuando la tubería no 

cruzara el canal Boca del Infierno mediante colocación directa. Esta determinación se basa en nuestro

análisis de la información proporcionada por Aguirre LLC y desarrollado a partir de las solicitudes de 

datos, las investigaciones de campo, la determinación del alcance, la investigación de la bibliografía, los 

análisis de alternativas y la comunicación con agencias locales, de estado y federales, y con el público, así 

como también nuestras recomendaciones para evitar o reducir ciertos impactos ambientales. Llegamos a 

la conclusión de que la aprobación del Proyecto tendría impactos ambientales adversos moderados, pero 

estos impactos se reducirían a niveles menos que significativos si se aplican las medidas de mitigación. Si 

bien se consideraron muchos factores en esta determinación, las principales razones son:

 Aguirre LLC estaría obligado a obtener todas las autorizaciones federales necesarias 

antes de comenzar la construcción.

 Aguirre LLC implementaría planes de construcción, restauración y mitigación específicos 

que evitarían, minimizarían o mitigarían impactos sobre recursos naturales.

 Aguirre LLC implementaría nuestras medidas de mitigación recomendadas para reducir 

aún más los impactos ambientales que de otra manera se originarían de la construcción y 

operación del Proyecto.

 La FERC completaría el proceso de cumplimiento de la Sección 7 de la ESA antes de la 

construcción.

 La FERC completó el proceso de cumplimiento de la Sección 106 de la Ley Nacional 

para la Conservación Histórica.

 Se implementaría un programa de inspección ambiental para garantizar el cumplimiento 

de las medidas de mitigación que se conviertan en las condiciones de la autorización de la 

FERC.

1-1

1.0 INTRODUCCIÓN

El 17 de abril de 2013, Aguirre Offshore GasPort, LLC (Aguirre LLC), una subsidiaria de 

propiedad absoluta de Excelerate Energy, LP (Excelerate Energy), presentó una solicitud ante la 

Comisión Federal Reguladora de Energía (Comisión o FERC, por sus siglas en inglés) en virtud del 

Artículo 3 de la Ley de Gas Natural (NGA, por sus siglas en inglés) y de la Parte 153 de los reglamentos 

de la Comisión. Se le asignó a la solicitud el Expediente N o CP13-193-000, se expidió un Aviso de 

Solicitud el 30 de abril de 2013 y eso también se publicó en el Registro Federal el 6 de mayo de 2013.

Aguirre LLC solicita la autorización de la FERC para desarrollar, construir y operar una terminal de 

importación de gas natural licuado (GNL) fuera de la costa sur de Puerto Rico.

La propuesta de Aguirre LLC, conocido como el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de 

Aguirre (Proyecto), se está desarrollando en colaboración con la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto 

Rico (PREPA) con el propósito de recibir, almacenar y regasificar el gas natural licuado a ser adquirido 

por la PREPA y entregar gas natural al Complejo de Generación Aguirre (Planta Aguirre) en Salinas, 

Puerto Rico. La Planta Aguirre es la instalación de energía más grande de la Autoridad de Energía 

Eléctrica de Puerto Rico (AEEPR o PREPA, por sus siglas en inglés), con una capacidad instalada de 

generación de 1,492 megavatios (MW), lo que representa aproximadamente un tercio de la capacidad 

instalada de generación total de Puerto Rico. El Proyecto consistiría en un Terminal Marítimo de GNL 

(plataforma de atraque y FSRU) y una tubería submarina de 4.0 millas (6.4 kilómetros [km]) de longitud, 

de 21 pulgadas (61 centímetros [cm]) de diámetro exterior que conecta el Terminal Marítimo de GNL a la 

Planta Aguirre (véase la figura 1-1). La tubería submarina sería de 18 pulgadas (46 cm) de tuberías de 

acero con un recubrimiento de hormigón de 1.5 pulgadas (3.8 cm). El Terminal Marítimo de GNL estaría

atendido por una unidad flotante de almacenamiento y regasificación (FSRU) y buques transportadores de 

GNL. Tanto la FSRU y la transportadora de GNL estarían bajo la jurisdicción de la Guardia Costera de 

los EE. UU. Aguirre LLC propone que las instalaciones del Proyecto comiencen a funcionar en 2016. Las 

instalaciones propuestas del Proyecto y el calendario se describen en detalle en la sección 2.0.

El personal ambiental de la FERC preparó esta declaración de impacto ambiental (DIA) para 

evaluar el impacto ambiental asociado a la construcción y operación de las instalaciones propuestas por 

Aguirre LLC de acuerdo con los requisitos de la Ley Nacional de Política Ambiental de 1969 (NEPA, por 

sus siglas en inglés) y sus modificaciones. La ley NEPA y las regulaciones del Consejo sobre Calidad 

Ambiental (CEQ) para la implementación de la ley NEPA en el Título 40 del Código de Regulaciones 

Federales Parte 1501.6 (40 CFR 1501.6) piden a las agencias gubernamentales federales, estatales y 

locales que cooperen en la elaboración de declaraciones de impacto ambiental (DIA).

La línea vertical en el margen identifica el texto nuevo o modificado en la DIA final y difiere 

sustancialmente de texto correspondiente en el borrador de la DIA. Se hicieron cambios para abordar los 

comentarios de las agencias que cooperan y otras partes interesadas en el borrador de la DIA; para 

incorporar modificaciones al proyecto propuesto por Aguirre LLC después de la publicación del borrador 

de la DIA; y para incorporar la información presentada por Aguirre en respuesta a nuestras 

recomendaciones en el borrador de la DIA. Como resultado de los cambios, cuatro de las 

recomendaciones que figuran en el borrador de la DIA ya no son aplicables al Proyecto y no aparecen en 

la DIA final. Además, dos de nuestras recomendaciones que figuran en el borrador de la DIA se han 

modificado sustancialmente en la DIA final, y se han agregado ocho nuevas recomendaciones en la DIA 

final.
1-2
1-3

De acuerdo con esas disposiciones, las siguientes agencias están participando como agencias de 

cooperación 1en la preparación de la DIA final: 

 Servicio de Protección Ambiental de los EE. UU. (EPA, por sus siglas en inglés; 

 Guardia Costera de los EE. UU. (USCG, por sus siglas en inglés); 

 Departamento de Transporte de los EE. UU. (DOT, por sus siglas en inglés)

 Departamento de Energía de los EE. UU. (DOE, por sus siglas en inglés)

 Departamento de Agricultura de los EE. UU. (USDA, por sus siglas en inglés)

 Oficina de Gerencia de Permisos de Puerto Rico (PMO, por sus siglas en inglés);

 Junta de Calidad Ambiental (JCA) de Puerto Rico; 

 Junta de Planificación (JP) de Puerto Rico; 

 Departamento de Recursos Naturales y Ambientales (DRNA) de Puerto Rico; y 

 Departamento de Salud (DS) de Puerto Rico.

Las funciones de la FERC y de las agencias de cooperación en el proceso de revisión del 

Proyecto se describen en la sección 1.2.

1.1 FINALIDAD Y NECESIDAD DEL PROYECTO

Según Aguirre LLC, el propósito del proyecto es proporcionar una capacidad de almacenamiento 

de GNL y entrega sostenida de gas natural directamente a la Planta Aguirre, lo que facilitaría la 

conversión de la PREPA de la Planta Aguirre de usar combustible líquido solamente a una planta de 

generación de combustible dual, capaz de quemar gasoil y gas natural para las unidades de ciclo 

combinado y aceite combustible y gas natural para la planta termoeléctrica. El Proyecto tendría una 

capacidad de almacenamiento de 197,400 yardas cúbicas (yd3) (150,000 metros cúbicos [m3]) y una 

capacidad de bombeo de 500 millones de pies cúbicos estándar por día (MMscf/d) a la Planta Aguirre.

Los beneficios declarados de Aguirre LLC del Proyecto son:

 contribuir a la diversificación de las fuentes de energía, reduciendo así el uso de los 

combustibles, tal como se indica en el Plan Estratégico Corporativo 2011-2015 de 

PREPA;

 permitir que la Planta Aguirre cumpla con los requisitos de los Estándares de Mercurio y 

Tóxicos del Aire (MATS, por sus siglas en inglés) de la agencia EPA;

 reducir el tráfico de barcazas de combustible en la Bahía de Jobos, reduciendo así el 

potencial de derrames de combustible y los encuentros posibles con ciertas especies en 

peligro de extinción y minimizando el impacto en el tráfico de embarcaciones de recreo; 

y 

 contribuir a la estabilización de precios, cosa que no se disfruta en el escenario actual del 

suministro.

El Proyecto fue desarrollado en respuesta a un proceso de Manifestación de Interés y PreCalificación llevado a cabo por PREPA en diciembre de 2010 para identificar a una empresa calificada 

para desarrollar, permitir, financiar, construir y operar una terminal de importación de GNL en la costa de 

Salinas, Puerto Rico. Excelerate Energy presentó su propuesta técnica y la acreditación de empresa a 

 

1 Una agencia de cooperación es una agencia que tiene jurisdicción sobre la totalidad o una parte del área del proyecto y debe tomar una 

decisión sobre un proyecto, o una agencia que proporciona conocimientos especializados en materia de recursos ambientales o de otro tipo.
1-4

PREPA en enero de 2011 y fue seleccionada por PREPA en febrero de 2011 como la empresa más 

calificada para buscar una solución a los objetivos de PREPA.

En virtud del Artículo 3 de la ley NGA, la FERC considera, como parte de su decisión para 

autorizar las instalaciones de gas natural, todos los factores que influyen en el interés público.

Específicamente, con respecto a si ha de autorizar instalaciones de gas natural utilizadas para la 

importación o la exploración, la FERC autorizará la propuesta a menos que considere que las 

instalaciones propuestas no serán consistentes con el interés público.

1.2 FINALIDAD Y ALCANCE DE LA DECLARACIÓN DE IMPACTO AMBIENTAL (DIA)

Nuestros 2propósitos principales para la preparación de la declaración de impacto ambiental

(DIA) son:

 identificar y evaluar el impacto potencial en el medio ambiente natural y humano que 

resultaría de la ejecución del Proyecto;

 describir y evaluar alternativas razonables al Proyecto que evitarían o atenuarían de 

forma sustancial los efectos adversos significativos del Proyecto en el medio ambiente;

 identificar y recomendar medidas específicas de mitigación, según sea necesario, para 

evitar o minimizar efectos ambientales significativos; y

 fomentar y facilitar la participación del público y de las agencias interesados en el 

proceso de revisión ambiental.

Esta DIA se centra en el Terminal Marítimo de GNL y las tuberías que se encuentran bajo la 

jurisdicción de la FERC. Los temas tratados en esta DIA final incluyen geología; suelos; uso y calidad del 

agua; humedales; vegetación; vida silvestre; pesca y hábitats esenciales para peces (EFH, por sus siglas en 

inglés); especies amenazadas, en peligro de extinción y especiales; uso del suelo, recreación y recursos 

visuales; socioeconomía; recursos culturales; calidad del aire; ruido; fiabilidad y seguridad; impactos 

acumulados; y alternativas. Esta DIA final describe el ambiente afectado tal como existe en la actualidad, 

analiza las posibles consecuencias ambientales del Proyecto propuesto y compara el impacto potencial del 

proyecto con el de otras alternativas. Las secciones siguientes describen las funciones y responsabilidades 

de la FERC y de las agencias de cooperación.

1.2.1 Comisión Federal Reguladora de Energía

La FERC es una agencia federal independiente cuya responsabilidad incluye la evaluación de las 

solicitudes presentadas para autorizar la construcción y operación de terminales de GNL para la 

importación o exportación de gas natural. La Ley de Política Energética de 2005 establece que la FERC 

actuará como agencia principal de coordinación de todas las autorizaciones pertinentes relacionadas con 

las instalaciones jurisdiccionales de gas natural a fin de cumplir con la ley NEPA. Como tal, la FERC es 

la agencia federal principal para la elaboración de la DIA de acuerdo con los requisitos de la ley NEPA, 

los reglamentos del Consejo sobre Calidad Ambiental (CEQ, por sus siglas en inglés) para la 

implementación de las disposiciones de procedimiento de la ley NEPA (40 CFR 1500 hasta 1508) y las 

regulaciones de la FERC para la implementación de la ley NEPA (18 CFR 380).

 

2

"Nosotros", "nos" y "nuestro" se refieren al personal ambiental de la Oficina de Proyectos de Energía de la FERC. 
1-5

Como agencia federal principal para el Proyecto, la FERC también tiene la obligación de cumplir 

con el Artículo 7 de la Ley de Especies en Peligro de Extinción de 1973 (ESA, por sus siglas en inglés), la 

Ley del Tratado de Aves Migratorias (MBTA, por sus siglas en inglés), la Ley de Protección del Águila 

Calva y Dorada, la Ley Magnuson-Stevens para la Conservación y Manejo de Pesquerías (MSA, por sus 

siglas en inglés), la Ley de Protección de Mamíferos Marinos de 1972 (MMPA, por sus siglas en inglés), 

el Artículo 106 de la Ley Nacional de Preservación Histórica (NHPA, por sus siglas en inglés) y el 

Artículo 307 de la Ley de Manejo de Zonas Costeras de 1972 (CZMA, por sus siglas en inglés). Estas y 

otras leyes se han tenido en cuenta en la elaboración de esta DIA.

La Comisión tendrá en cuenta las conclusiones de la DIA final y las cuestiones no ambientales al 

revisar la solicitud de Aguirre LLC para determinar si autoriza o no el Proyecto propuesto. La 

autorización se concederá únicamente si la FERC considera que las pruebas presentadas con respecto a la 

financiación, las tarifas, la demanda del mercado, el suministro de gas, las instalaciones y servicios 

existentes, el impacto ambiental, la viabilidad a largo plazo y otras cuestiones demuestran que el Proyecto 

se ajusta al interés público. La evaluación del impacto ambiental y el desarrollo de la mitigación son 

factores importantes en la determinación general del interés público.

Este esfuerzo se llevó a cabo con la participación y asistencia de EPA, USCG, DOT, DOE, 

USDA, PMO, JCA, PRPB, DRNA y DSPR como "agencias de cooperación" en virtud de la ley NEPA.

Las agencias de cooperación tienen jurisdicción por ley o pericia especial con respecto al impacto 

ambiental involucrado en una propuesta. Los permisos y agencias de consultoría, como el Cuerpo de 

Ingenieros del Ejército de los EE. UU. (COE, por sus siglas en inglés); El Servicio de Pesca y Vida 

Silvestre (FWS), y el Servicio Nacional de Pesca Marina (NMFS) prestaron asistencia en la preparación 

de esta DIA. Las funciones de las agencias de cooperación federales y del estado libre asociado en el 

proceso de revisión del Proyecto se describen a continuación. La DIA proporciona una base para la toma 

federal de decisiones coordinada en un documento único, evitando la duplicación entre las agencias

federales en los procesos de revisión ambiental de la ley NEPA. Además de las agencias principales y de 

cooperación, otras agencias federales, estatales y locales pueden utilizar esta DIA para la aprobación o 

expedición de permisos para la totalidad o parte del Proyecto propuesto. Los permisos, las aprobaciones y 

las consultas federales, estatales y locales para el Proyecto se discuten en la sección 1.5.

1.2.2 Agencia de Protección Ambiental de los EE. UU - Región 2

La EPA es una agencia federal independiente responsable de proteger la salud humana y 

salvaguardar el medio ambiente natural. La EPA establece y hace cumplir las normas nacionales bajo una 

variedad de leyes y reglamentos ambientales, en consulta con los gobiernos estatales, tribales y locales.

La EPA ha delegado la certificación de calidad del agua (Artículo 401 de la Ley de Agua Limpia [CWA, 

por sus siglas en inglés]) a la jurisdicción de las agencias estatales individuales, pero la EPA puede asumir 

esta autoridad si no existe un programa estatal, si el programa estatal no está funcionando adecuadamente 

o a petición de un estado. El programa del Sistema Nacional de Eliminación de Descargas Contaminantes 

(NPDES, por sus siglas en inglés) no se delegó al Estado Libre Asociado de Puerto Rico. La EPA 

implementa el programa de NPDES y expide los permisos a los descargadores. Además, la EPA tiene 

autoridad para revisar y vetar permisos emitidos por el COE bajo la Sección 404 de la CWA.

La EPA tiene autoridad jurisdiccional para controlar la contaminación del aire en virtud de la Ley 

de Aire Limpio (CAA, por sus siglas en inglés) (42 Código de Estados Unidos [USC] Capítulo 85 [42 

USC 85]) mediante el desarrollo y la aplicación de normas y reglamentos para todas las entidades que 

emiten contaminantes del aire al ambiente. Bajo esta autoridad, la EPA ha establecido reglamentaciones

para las fuentes principales de contaminación del aire y ha delegado la autoridad para implementar esas

regulaciones a las agencias estatales y locales. Las agencias estatales y locales pueden desarrollar e 

implementar sus propias reglamentaciones para las que no son principales fuentes de contaminantes del 
1-6

aire. Además, la EPA establece los umbrales de aplicabilidad de conformidad general con los que una 

agencia federal puede determinar si una acción específica requiere una evaluación de conformidad 

general. La EPA también tiene autoridad jurisdiccional en Puerto Rico en el caso de los reglamentos 

federales de la Prevención del Deterioro Significativo de la Calidad del Aire (PSD, por sus siglas en 

inglés), codificadas en 40 CFR 52.21. 

Además de sus responsabilidades permitidas y en virtud del Artículo 309 de la ley CAA, la EPA 

debe revisar y comentar con respecto al impacto ambiental de las principales acciones federales, 

incluyendo las acciones que son objeto del borrador y de la DIA final, y es responsable de implementar 

determinadas disposiciones de procedimiento de la ley NEPA (por ejemplo, la publicación de las 

Notificaciones de la disponibilidad del borrador y de la DIA final en el Registro Federal) para establecer 

los plazos legales para el proceso de revisión ambiental.

1.2.3 Guardia Costera de los EE. UU. - Sector San Juan 

La Guardia Costera de los EE. UU. (USCG, por sus siglas en inglés) es una agencia federal 

dentro del Departamento de Seguridad Nacional de los EE. UU. encargada de evaluar la idoneidad del 

Proyecto Pasos de Agua (definidos como los pasos de agua que comienzan en el límite exterior de las 

aguas navegables de los Estados Unidos y se extienden hasta la FSRU) para el tráfico de transportadoras 

de GNL hacia y desde el Terminal Marítimo de GNL. La USCG ejerce autoridad reguladora sobre las 

instalaciones de GNL que afectan a la seguridad y protección de las zonas portuarias y pasos de agua 

navegables bajo la Orden Ejecutiva 10173, la ley MSA (50 USC 191), la Ley de Seguridad de Puertos y 

Vías Navegables de 1972 y sus modificaciones (33 USC 1221 y sig.) y la Ley de Seguridad del 

Transporte Marítimo de 2002 (46 USC 701). La USCG es responsable de los asuntos relacionados con la 

seguridad de la navegación, las normas de ingeniería y de seguridad de las embarcaciones y todas las 

cuestiones relativas a la seguridad de las instalaciones o de los equipos situados dentro o junto a las aguas 

navegables hasta la última válvula justo antes de los tanques de recepción. Como corresponda, la USCG 

(actuando bajo la autoridad en 33 USC 1221 y sig.) también informará a la FERC los problemas 

relacionados con el diseño y la construcción identificados como parte de las evaluaciones de seguridad y 

protección. Si se aprueba, se construye y se opera el Proyecto, la USCG continuaría ejerciendo la 

supervisión reguladora de la seguridad y la protección de estas instalaciones, de acuerdo con 33 CFR 127.

El 2 de mayo de 2014, el Capitán del Puerto de la Guardia Costera de los EE. UU., Sector San 

Juan, emitió una carta de recomendación con respecto a la idoneidad del Proyecto Pasos de Agua para el 

tráfico de transportistas de GNL hacia y desde la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación 

(FSRU, por sus siglas en inglés). La determinación de la carta de recomendación se basó en el análisis de 

la carta de recomendación (ver el apéndice B), que incluyó una revisión detallada de la Evaluación final 

de Idoneidad de los Pasos de Agua (WSA, por sus siglas en inglés) y describió la evaluación de la 

Guardia Costera de los EE. UU. de los riesgos potenciales de seguridad de navegación y protección 

marítima e identificó estrategias para la gestión de los posibles riesgos. La carta de recomendación indicó 

que el paso de agua que rodea la Bahía de Jobos se consideraba adecuado para adaptarse al tipo y 

frecuencia de tráfico marino de GNL asociado a este Proyecto. El Capitán del Puerto determinó esto 

después de examinar los factores enumerados en 33 CFR 127.007 y 33 CFR 127.009.

Como parte del análisis de la carta de recomendación, la Guardia Costera de los EE. UU. 

identificó la necesidad de una zona de protección alrededor del terminal marítimo adentro y de las 

transportadoras de GNL. La zona de protección está destinada a proteger lo que está fuera de la zona de lo 

que está dentro de ella. Como propuso la Guardia Costera de los EE. UU., establecerá una zona de 

protección de 100 yardas (91 metros [m]) para todas las transportadoras de GNL que ingresen a las zonas 

que rodean la Bahía de Jobos mientras llegan o se van del terminal marítimo de GNL. El Terminal 

Marítimo de GNL de Aguirre tendrá una zona de protección fija de 500 yardas (457 m) en todo momento, 
1-7

que abarca una superficie de unos 303.3 acres (312.3 cuerdas). Una vez que la embarcación de GNL esté 

amarrada, estará dentro de la zona de protección de 500 yardas (457 m). Las embarcaciones que no estén 

relacionadas con el funcionamiento del terminal no podrán entrar en esta área o en la columna de agua o 

en el fondo del mar por debajo de la zona de protección sin la debida autorización del Capitán del Puerto 

Sector San Juan. Todas las embarcaciones sin autorización (es decir, los barcos de pesca, veleros, 

embarcaciones de recreo, y cualquier otra embarcación o buque marino) tendrían prohibido anclar o 

transitar por la zona de protección de 500 yardas (457 m) en todo momento.

Si la FERC aprueba la instalación de GNL, Aguirre LLC posteriormente estaría obligada a 

presentar planes o procedimientos para que la Guardia Costera de los EE. UU. apruebe y debería enviar 

normas alternativas de conformidad con 33 CFR 127.017. La USCG también iniciaría procedimientos de 

reglamentación para establecer una zona de protección alrededor del Terminal Marítimo de GNL y de las 

transportadoras de GNL. Algunas de estas acciones y sus efectos se describen en esta DIA. Otras acciones 

se consideran Información Sensible desde el punto de vista de la Seguridad y no pueden divulgarse al 

público (de acuerdo con 49 CFR 1520). Estas acciones futuras estarían sujetas a una revisión adicional del 

medio ambiente de acuerdo con la Ley Nacional de Política Ambiental – Implementación de 

Procedimientos y Políticas para la Valoración del Impacto Ambiental de la Guardia Costera de los 

EE. UU., tal como se describe en el Manual de Instrucción del Comandante de la USCG.

1.2.4 Departamento de Transporte de los EE. UU.

El DOT administra el programa nacional de reglamentación para garantizar la seguridad del 

transporte de gas natural, el petróleo y otros materiales peligrosos por tuberías bajo el Título 49 USC 

Capítulo 601. La Administración de Seguridad de Tuberías y Materiales Peligrosos (PHMSA, por sus 

siglas en inglés), Oficina de Seguridad de Tuberías del DOT es responsable de establecer y hacer cumplir 

las normas para el transporte seguro y ambientalmente racional de los materiales peligrosos, lo que 

incluye el transporte de gas natural y líquidos peligrosos por tuberías. Estas normas abarcan el diseño, 

instalación, inspección, planes de emergencia y procedimientos, pruebas, construcción, ampliación, 

operación, reemplazo y mantenimiento de las instalaciones utilizadas en el transporte de gas natural y 

líquidos peligrosos por tuberías. PHMSA no está autorizado para designar la ruta de una tubería 

propuesta.

El DOT es responsable de asegurar que las instalaciones de Aguirre LLC están diseñadas, 

construidas y operadas de acuerdo con las normas de seguridad que la agencia ha establecido para las 

instalaciones de tuberías de gas natural. Como se señaló anteriormente, PHMSA está trabajando con 

Aguirre LLC para asegurar que sus métodos de construcción propuestos cumplen con los requisitos de 49 

CFR 192.327 (f). 

1.2.5 Departamento de Energía de los EE. UU.

El DOE es un departamento del gobierno federal a nivel de gabinete. La misión del DOE es 

garantizar la seguridad y la prosperidad de Estados Unidos gestionando la energía, el medio ambiente, y 

los desafíos nucleares a través de soluciones de ciencia y tecnología de transformación. La Oficina de 

Programas de Préstamos del DOE administra programas de préstamos del DOE implementados bajo el 

Título XVII de la Ley de Política Energética de 2005, según su modificatoria (42 USC 16,511-16,516). El 

Título XVII estableció un programa federal de garantía de préstamos para determinados proyectos de 

energía que emplean tecnologías innovadoras, y autoriza a la Secretaría de Energía a otorgar garantías de 

préstamos para una variedad de proyectos. Específicamente, el Título XVII identifica los proyectos como 

aquellos que evitan, reducen o aíslan las emisiones antropogénicas de gases de efecto invernadero, y que 

emplaen tecnologías nuevas o significativamente mejoradas en comparación con las tecnologías 

comerciales en servicio en los Estados Unidos en el momento de la expedición de la garantía. 
1-8

El 12 de diciembre de 2013, el DOE emitió un pedido para un programa federal de garantía de 

préstamos bajo el Título XVII titulado "Garantía Federal para préstamos de proyectos avanzados de 

energía fósil" (Convocatoria No. DE-SOL-0006303). En respuesta a la Solicitud, la PREPA presentó una 

solicitud para el Proyecto Aguirre propuesto. PREPA solicitó una garantía de préstamo para la 

construcción del Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre (incluyendo las instalaciones no 

jurisdiccionales que se describen en la sección 1.4, una tubería submarina que conecta el Terminal 

Marítimo de GNL a la Planta Aguirre, y la conversión de múltiples unidades generadoras de electricidad 

y otras modificaciones en la Planta Aguirre (ver sección 1.4.1).

La acción del DOE es considerar si se emite o no una garantía federal a la PREPA. El propósito y 

la necesidad de la acción de garantía de préstamos del DOE es cumplir con el mandato del DOE en el 

Título XVII de la Ley de Política Energética de 2005 mediante la selección de los proyectos que sean 

coherentes con los objetivos del programa. Los dos objetivos principales del programa de garantía de 

préstamos son fomentar el uso comercial en los Estados Unidos de tecnologías nuevas o 

significativamente mejoradas, relacionados con la energía y lograr beneficios ambientales sustanciales. El 

DOE es una agencia de cooperación para la preparación de la DIA para cumplir con la NEPA y con las 

responsabilidades de cumplimiento de las normativas de recursos ambientales y culturales.

1.2.6 Servicios Públicos Rurales del Departamento de Agricultura de los EE. UU.

En virtud de la autoridad de la Ley de Electrificación Rural de 1936, los Programas eléctricos de 

los Servicios Públicos Rurales (RUS), una agencia del USDA, están autorizados a otorgar préstamos y 

garantías de préstamos para financiar la construcción de la distribución eléctrica, la transmisión y las 

instalaciones de generación , incluyendo mejoras en el sistema y reemplazos necesarios para abastecer y 

mejorar el servicio eléctrico en las zonas rurales, así como la gestión de la demanda, los programas de 

conservación de energía, y los sistemas de energía renovable en la red y fuera de la red. La PREPA, actual 

prestataria de RUS, puede solicitar la asistencia de financiación a largo plazo de RUS en asociación con el 

Proyecto propuesto. RUS puede considerar la aprobación de esta solicitud. Debido a que RUS considera 

la aprobación de la ayuda financiera una acción federal sujeta a las Políticas y Procedimientos 

Ambientales de la agencia (es decir, las reglamentaciones de implementación de la NEPA en 7 CFR 

1794), lo ha elegido para participar como agencia de cooperación en la preparación de esta declaración de 

impacto ambiental. RUS adoptaría la DIA de acuerdo con 40 CFR 1506.3 y 7 CFR 1974.72 si, después de 

una revisión independiente del documento, se llega a la conclusión de que la DIA cumple las políticas y 

procedimientos ambientales de la agencia.

1.2.7 Otras Agencias Federales de Permisos y Agencias de Consultoría

1.2.7.1 Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los Estados Unidos - Distrito de Jacksonville

El Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los EE. UU. (COE, por sus siglas en inglés) es una 

agencia federal dentro del Departamento de Defensa de los EE. UU. responsable de la regulación de la 

descarga de material de dragado o de relleno en aguas de los Estados Unidos en virtud del Artículo 404 de 

la ley CWA (33 USC 1344) y de las obras o construcción de toda estructura que afecte las aguas 

navegables de los Estados Unidos en virtud del Artículo 10 de la Ley de Ríos y Puertos (RHA, por sus 

siglas en inglés) (33 USC 403). El COE también es responsable de regular el transporte de los materiales 

de dragado que se vierten en el océano en virtud del Artículo 103 de la Ley de Protección, Investigación y 

Santuarios Marinos de 1972 y de regular amarres, boyas y marcadores que mantienen personas privadas u 

organizaciones en virtud de 33 CFR Parte 66, Ayudas Privadas a la Navegación.

Aguirre LLC presentó su solicitud al Cuerpo de Ingenieros del Ejército de los EE. UU. del distrito 

de Jacksonville el 9 de julio de 2013 y proporcionó información adicional en agosto y septiembre de 2013 

en respuesta a comentarios de dicho cuerpo. El COE emitió un aviso público por la solicitud de Aguirre 
1-9

LLC el 1° de octubre de 2013, que abrió un período de comentarios de 30 días. El COE emitió un 

segundo aviso público el 15 de agosto de 2014 para anunciar el lanzamiento y la disponibilidad del 

borrador de la DIA elaborado por la FERC. El 31 de octubre de 2014, el COE emitió una carta a Aguirre 

LLC señalando preocupaciones sobre el Proyecto propuesto y las alternativas posibles. En particular, el 

COE alentó a una evaluación del método de perforación direccional horizontal (HDD) para evitar las

zonas de corales

En una carta del 28 de enero de 2015, el COE informó al personal de la FERC que fue retrayendo 

su participación como agencia de cooperación y la retirada de la FERC del proceso NEPA para el 

proyecto. La razón declarada del COE fue que no podía apoyar una DIA que daría lugar a una 

autorización de la FERC que contenía condiciones para determinadas cuestiones ambientales pendientes.

El COE también declaró que no podía aceptar el rango definido de alternativas de la FERC y que las 

alternativas adicionales deberían haber sido consideradas como parte del análisis de la NEPA. 3

1.2.7.2 Servicio Nacional de Pesca Marina

El Servicio Nacional de Pesca Marina (NMFS, por sus siglas en inglés) es una agencia federal 

dentro del Departamento de Comercio responsable de la administración de los recursos marinos vivos de 

la nación y de su hábitat. El NMFS se encarga de la gestión, la conservación y protección de los recursos 

marinos vivos dentro de la zona económica exclusiva de los Estados Unidos, que se extiende de 3 a 200 

millas mar adentro. El Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre afectaría a los recursos 

marinos vivos y su hábitat (mamíferos marinos, especies amenazadas y en peligro de extinción, y hábitat 

esencial de peces (EFH)), que son administrados por el NMFS en virturd de la MMPA, ESA, y MSA. 

Aguirre LLC y el personal de la FERC están consultando con NMFS para evaluar los impactos 

sobre los recursos marinos vivos. El NMFS podrá adoptar esta DIA final si se llega a la conclusión de que 

el documento cumple con los requisitos con respecto a los mandatos en virtud de la MMPA. Como un 

elemento de su opinión, el NMFS evaluará los impactos potenciales a los mamíferos marinos y las 

medidas de mitigación y monitoreo propuestas para reducir esos impactos.

1.2.7.3 Servicio de Pesca y Vida Silvestre de los EE. UU.

El FWS es responsable de asegurar el cumplimiento de la ESA. El artículo 7 de la ESA establece 

que cualquier proyecto autorizado, financiado o llevado a cabo por cualquier agencia federal no debe 

"...poner en peligro la continuidad de las especies en peligro de extinción o especies amenazadas o 

resultar en la destrucción o modificación adversa del hábitat de estas especies que se determine ... críticas 

... "(16 USC 1536 (a)(2)(1988)). El FWS también revisa los planes del proyecto y proporciona 

comentarios sobre la protección de los recursos pesqueros y de vida silvestre bajo las disposiciones de la 

Ley de Coordinación de Pesca y Vida Silvestre (16 USC 661 y ss.). El FWS es responsable de la 

aplicación de las disposiciones de la Ley del Tratado de Aves Migratorias (MBTA) (16 USC 703) y la 

Ley de Protección del águila calva y el águila real (BGEPA) (16 USC 688).

La Sección 7 de la ESA requiere la identificación y consulta de los aspectos de toda acción 

federal que pueda tener efectos sobre las especies en la lista federal, las especies propuestas para su 

inclusión federal, y su hábitat. La responsabilidad última de conformidad con la Sección 7 se mantiene 

con la agencia federal (es decir, la FERC para este proyecto).

Como la agencia federal para el proyecto, la FERC consultará con el FWS de conformidad con la 

Sección 7 de la ESA para determinar si las especies en peligro de extinción o amenazadas en la lista 

federal o los hábitats críticos designados se encuentran en las proximidades del proyecto, y para evaluar 

 

3 El COE, si más tarde decide hacerlo, podría decidir adoptar la DIA de FERC de acuerdo con las regulaciones del CEQ en 40 CFR 1506.2.
1-10

los posibles efectos de la medida propuesta sobre las especies o hábitats críticos. La FERC también 

coordinará con el FWS respecto a otros recursos de la vida silvestre de fideicomiso federal, como las aves 

migratorias. El FWS es el elegido para consultar con nosotros en la preparación de esta DIA ya que tiene 

experiencia especial con respecto a los impactos ambientales asociados al proyecto.

1.2.8 Agencias del Estado Libre Asociado de Puerto Rico

1.2.8.1 Oficina de Gerencia de Permisos de Puerto Rico

La Oficina de Gerencia de Permisos de Puerto Rico (PMO, por sus siglas en inglés) se creó en 

virtud de la Ley para la Reforma del Proceso de Permisos de Puerto Rico (Ley N o 161, diciembre de 

2009) y es responsable de emitir las determinaciones finales y los permisos, licencias, inspecciones, 

certificaciones y cualquier otro documento del gobierno a través de acuerdos interinstitucionales 

necesarios para los fines de construcción, uso del suelo y realización u operación de negocios en Puerto 

Rico. La PMO participa en el proceso de planificación del medio ambiente mediante la evaluación de 

documentos ambientales y por medio de la investigación y el análisis de las actividades propuestas y su 

impacto. Esto incluye la obtención de los comentarios y recomendaciones de otras agencias con 

competencia, jurisdicción e interés en el tema, así como de la comunidad cuando sea necesario.

En lo que respecta al Proyecto propuesto, la PMO celebró audiencias públicas conjuntas con la 

FERC para solicitar comentarios sobre la DIA para el Proyecto. Después de una cuidadosa evaluación, la 

PMO emitirá una Determinación de Cumplimiento Ambiental y una Resolución Final para el Proyecto.

1.2.8.2 Junta de Calidad Ambiental de Puerto Rico

La Junta de Calidad Ambiental (JCA) se creó en virtud de la Ley sobre Política Pública 

Ambiental de Puerto Rico (Ley N o 416, septiembre de 2004) y es responsable de proteger la calidad del 

medio ambiente mediante el control de la contaminación del aire, el agua y el suelo, así como de la 

contaminación acústica, y mediante el uso de todos los medios y las medidas prácticas para crear y 

mantener las condiciones bajo las cuales el hombre y la naturaleza pueden convivir en armonía productiva 

y cumplir con las necesidades que puedan surgir para las generaciones presente y futuras de 

puertorriqueños.

En lo que respecta al Proyecto propuesto, la JCA proporcionará a la PMO sus conclusiones con 

respecto al impacto potencial sobre la calidad del aire y los recursos de agua para incluir en su 

determinación y facilitar la expedición de los permisos necesarios.

1.2.8.3 Junta de Planificación de Puerto Rico

La Junta de Planificación de Puerto Rico (JP) se creó en virtud de la Ley Orgánica de la Junta de 

Planificación de Puerto Rico (Ley N o 75, junio de 1975) y es responsable de guiar el desarrollo de Puerto 

Rico de una manera que, de acuerdo con las necesidades sociales presentes y futuras y los recursos 

ambientales, humanos, físicos y económicos, promoverá la salud, la seguridad, el orden, la convivencia, 

la prosperidad, la defensa, la cultura, la estabilidad económica y el bienestar general de los habitantes 

actuales y futuros.

En lo que respecta al Proyecto propuesto, la JP es la agencia estatal responsable de la revisión y 

emisión del Certificado de Consistencia Federal con el PMZC. La JP proporcionará sus conclusiones con 

respecto a la consistencia federal de los permisos federales necesarios con las políticas ejecutables del 

PMZC a la PMO para incluirla en su determinación. La JP también proporcionará el análisis y las 
1-11

recomendaciones necesarios sobre otros impactos potenciales del uso del suelo y facilitará la expedición 

de permisos estatales necesarios.

1.2.8.4 Departamento de Recursos Naturales y Ambientales de Puerto Rico

El Departamento de Recursos Naturales y Ambientales de Puerto Rico (DRNA) fue creado en 

virtud de la Ley Orgánica del Departamento de Recursos Naturales y Ambientales (Ley N o 23, junio de 

1972) y es responsable de proteger, conservar y manejar los recursos naturales y ambientales de Puerto 

Rico de una manera equilibrada para garantizar que las generaciones futuras puedan disfrutarlos y 

promover una mejor calidad de vida.

En lo que respecta al Proyecto propuesto, el DRNA proporcionará a la PMO sus conclusiones con 

respecto al impacto potencial sobre los recursos de agua, la vida silvestre y las tierras sumergidas para 

incluir en su determinación y facilitar la expedición de los permisos necesarios.

1.2.8.5 Departamento de Salud de Puerto Rico

El Departamento de Salud de Puerto Rico (DS) fue creado en virtud de la Ley del Departamento 

de Salud (Ley N o 81; marzo de 2012). El Departamento de Salud es responsable de la regulación y la 

supervisión de todos los asuntos previstos en la ley en relación con la salud pública, sanidad y bienestar 

social, excepto los relacionados con los servicios de cuarentena marítima.

En lo que respecta al Proyecto propuesto, el Departamento de Salud no tiene un permiso que se 

aplicaría. La Licencia Sanitaria para la Planta Aguirre se modificaría para incluir las instalaciones 

añadidas.

1.3 REVISIÓN Y COMENTARIOS PÚBLICOS

El 21 de diciembre de 2011, Aguirre LLC presentó una solicitud ante la FERC para implementar 

el proceso de presentación previa de la Comisión para el Proyecto. En ese momento, Aguirre LLC estaba 

en la etapa preliminar de diseño del Proyecto y no se había presentado ninguna solicitud formal a la 

FERC. El propósito del proceso de presentación previa es fomentar la participación temprana de las partes 

interesadas, facilitar la cooperación entre agencias e identificar y resolver los problemas antes de 

presentar una solicitud a la FERC. El 1° de enero de 2012, la FERC concedió la petición de Aguirre LLC 

y estableció un número de expediente de presentación previa (PF12-4-000) para colocar la información 

relacionada con el Proyecto en el registro público.

Aguirre LLC celebró tres jornadas de puertas abiertas de información en febrero de 2012, 

septiembre de 2012 y mayo de 2013. El objetivo de las jornadas de puertas abiertas fue proporcionar 

información sobre el Proyecto a propietarios afectados, funcionarios electos y de la agencia y al público 

en general y para darles la oportunidad de hacer preguntas y expresar sus preocupaciones. Hemos 

participado en las jornadas de puertas abiertas para brindar información sobre el proceso de revisión 

ambiental de la Comisión a las partes interesadas y para recibir comentarios sobre el Proyecto y las 

alternativas. Las preguntas e inquietudes sustanciales planteadas por el público en las jornadas de puertas 

abiertas se abordan en la DIA.

El 28 de febrero de 2012, la Comisión emitió una Notificación de intención de elaborar una 

declaración de impacto ambiental para el Proyecto planificado del terminal marítimo de GNL de 

Aguirre, una solicitud de comentarios sobre cuestiones ambientales y una notificación de reuniones 

públicas. La notificación se publicó en el Registro Federal el 5 de marzo de 2012 y se envió por correo a 

más de 130 partes interesadas, incluyendo representantes y agencias gubernamentales federales, estatales 
1-12

y locales; funcionarios electos; grupos ambientales y de interés público; otras partes interesadas; y 

bibliotecas y periódicos locales. La notificación describía brevemente el Proyecto y el proceso de la DIA, 

presentaba una lista preliminar de cuestiones ambientales identificadas por nosotros, invitaba a hacer 

comentarios por escrito sobre las cuestiones ambientales que debían abordarse en el borrador de la DIA, 

enumeraba la fecha y el lugar de dos reuniones públicas a realizar en el área del Proyecto y establecía 

como fecha límite para la recepción de comentarios el 30 de marzo de 2012. Además de las observaciones 

recibidas de las agencias de cooperación, recibimos unas veinticinco cartas con comentarios de varias 

partes interesadas, incluyendo el Servicio de Pesca y Vida Silvestre de los EE. UU. (FWS, por sus siglas 

en inglés); la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA, por sus siglas en inglés), el 

Servicio Nacional de Pesca Marina (NMFS, por sus siglas en inglés); el Servicio de Parques Nacionales

de EE. UU.; el Gobernador del Estado Libre Asociado de Puerto Rico; la PREPA; la Administración de 

Asuntos Federales de Puerto Rico; la Comisión de Practicaje de Puerto Rico; el Banco Gubernamental de 

Fomento de Puerto Rico; el Comité de Diálogo Ambiental; el Centro para la Diversidad Biológica; y el 

Capitán Jimmy Vázquez-Aran.

Llevamos a cabo dos reuniones públicas a fin de proporcionar una oportunidad para que las 

agencias, los interesados y el público en general obtenga más información acerca del proyecto propuesto 

y participe en el análisis ambiental y comente los temas que se abordarán en el borrador de la DIA. El 

primer encuentro fue en la ciudad de Guayama el 20 de marzo de 2012; el segundo encuentro fue en la 

ciudad de Salinas el 21 de marzo de 2012. Aproximadamente 30 personas asistieron a la reunión en 

Guayama y 45 personas asistieron a la reunión en Salinas. Cada reunión fue registrada, y las 

transcripciones se colocaron en el registro público para el Proyecto. Recibimos 16 comentarios verbales 

de las reuniones de alcance público.

La FERC coordinó varias reuniones de alcance interinstitucional en el área del Proyecto para 

solicitar comentarios sobre el proyecto de otras agencias de permisos y de recursos. La fecha, el lugar, y 

los asistentes de estas reuniones se resumen en la tabla 1.3-1. Hemos llevado a cabo una visita de campo 

con Aguirre LLC el 2 de febrero de 2012 para examinar los lugares propuestos para las instalaciones 

terrestres y marítimas. También asistimos a la audiencia pública de la Guardia Costera de los EE. UU. 

para el Reglamento de la Zona de Protección del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre el 20 de junio de 

2014.

TABLA 1.3-1

Reuniones de alcance interinstitucional para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Fecha Agencias asistentes Ubicación

19 de marzo 2012 Guardia Costera de los EE. UU. Oficina de la Guardia Costera de 

los EE. UU., San Juan

20 de marzo de 2012 EPA; COE; Guardia Costera de los EE. UU.; FWS; JCA; JP; y la 

Oficina del Gobernador de Puerto Rico

Oficina de la EPA, Guaynabo

10 de mayo de 2012 EPA Oficina de la EPA, Nueva York, 

NY

20 de septiembre 2012 FWS; NMFS Oficina de FWS, Boqueron

8 de mayo de 2013 JCA Oficina de JCA, San Juan

9 de mayo de 2013 FWS Oficina de FWS, Boqueron

10 de mayo de 2013 JP Oficina de JP, Hato Rey

6 de noviembre de 

2013

EPA; COE; USCG; FWS; NMFS, JCA; JP; PMO; DRNA; PRDH; y 

la Oficina Estatal de Preservación Histórica

Oficina de COE, San Juan

19 de junio de 2014 PMO Oficina de PMO, San Juan

Las transcripciones de las reuniones públicas, los resúmenes de las reuniones de alcance 

interinstitucional y todos los comentarios escritos forman parte del registro público para el proyecto y 
1-13

están disponibles para su visualización en la página de Internet de la FERC (http://www.ferc.gov)

4

. El 5 

de septiembre de 2012; 18 de febrero de 2013; 15 de abril de 2013; y el 4 de diciembre de 2013 emitimos 

actualizaciones de proyectos, que expusieron la situación del proceso de revisión ambiental e incluyó un 

resumen de los problemas identificados a través del proceso de alcance.

La Tabla 1.3-2 muestra las cuestiones ambientales que se identificaron durante la definición del 

alcance e indica el artículo de la DIA final, donde se aborda cada tema. Otras cuestiones que hemos 

identificado de forma independiente también se discuten en la DIA final.

TABLA 1.3-2

Problemas e inquietudes identificados durante el proceso de Alcance

para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Problema/inquietud

Sección de la DIA que 

aborda el comentario

Necesidad del Proyecto 1.1

Capacidad de gas natural en la FSRU 2.8

Sitios alternativos y técnicas de construcción alternativas 3.0

El uso y la calidad del agua 4.3

Especies y hábitats amenazados y en peligro de extinción, incluidos los recursos de coral 4.6

Pesca y navegación comerciales y recreativas 4.7 y 4.8

La navegación y el tráfico marítimo 4.7 y 4.11

Inquietudes sociales y económicas 4.8

Calidad del aire y emisiones 4.10.1

El ruido de la construcción y operación 4.10.2

Seguridad 4.11

 El 7 de agosto de 2014, emitimos un Aviso de Disponibilidad del Proyecto de Declaración de 

Impacto Ambiental para el Proyecto Propuesto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre, que enumera

las fechas, horas y lugares de las reuniones para escuchar la opinión pública sobre el borrador de la DIA.

El aviso fue publicado en el Registro Federal, enviado por correo a los interesados en el proyecto, y 

publicado en tres periódicos locales. El borrador de la DIA fue publicado en inglés y en español y todos 

los avisos se hicieron en los dos idiomas. Además, se colocaron volantes de color anunciando las 

reuniones en puntos de reunión (oficina de correos, el puerto deportivo, las tiendas de comestibles, etc.) 

para garantizar que el público en general estuviera informado sobre las reuniones. La primera reunión se 

celebró en Guayama el 9 de septiembre de 2014, y la segunda reunión se celebró en Salinas el 10 de 

septiembre de 2014. Esas reuniones se celebraron conjuntamente con el PMO y se llevaron a cabo en 

inglés y en español, a través de un servicio de traducción simultánea. Dieciséis oradores realizaron 

comentarios en las reuniones informativas.

El periodo de comentarios para recibir comentarios por escrito sobre el borrador de la DIA cerró 

el 29 de septiembre de 2014. Hemos recibido 27 cartas de comentarios escritos que incluyeron más de 

300 comentarios individuales. Se recibieron comentarios por escrito del agencias federales, estatales y 

locales; empresas / organizaciones; individuos; y de Aguirre LLC. Las transcripciones de las reuniones de 

comentarios públicos y las cartas de comentarios escritos están disponibles para su visualización en el 

sitio web de la FERC (http://www.ferc.gov). Todos los comentarios sustanciales relacionados con 

cuestiones ambientales recibidos sobre el borrador de la DIA, incluidas las observaciones presentadas 

fuera del período de comentarios, pero dentro de un marco de tiempo que permitió su revisión, se tratan 

en el Volumen I y se resumen en las respuestas del personal de la FERC en el Volumen II de la DIA. Los 

cambios sustanciales en la DIA final se indican mediante barras verticales que aparecen en los márgenes.

 

4

Si usa el enlace de “eLibrary”, seleccione “General Search” en el menú de biblioteca electrónica, ingrese el rango de fechas deseado y el

número de expediente (es decir, CP13-193 o PF12-4), y siga las instrucciones.
1-14

Estos cambios se realizaron tanto en respuesta a los comentarios sustanciales recibidos sobre el proyecto 

de estudio de impacto ambiental y como resultado de la información actualizada que llegó a estar 

disponible después de la publicación del borrador de la DIA.

La mayoría de los comentaristas expresaron oposición al proyecto, alegando cuestiones de 

seguridad, una preferencia por soluciones de energía renovable, y el impacto en la pesca comercial y las

oportunidades de recreación. Otras preocupaciones fueron similares a las identificadas durante el proceso 

de alcance e incluían si el proyecto es necesario; preferencias por rutas alternativas de tuberías que eviten

los corales, yerbas marinas y áreas recreativas; preocupaciones sobre el proceso de la DIA; y los impactos 

potenciales sobre las comunidades de bajos ingresos y minoritarias, la infraestructura municipal y el 

medio ambiente. Los partidarios del proyecto señalaron la necesidad de nuevas fuentes de energía y los 

beneficios ambientales y económicos que traería el Proyecto (por ejemplo, un aire más limpio).

Recibimos una carta de comentarios de PHMSA el 31 de octubre de 2014, explicando que el 

método de construcción propuesto de la tubería, como se describe en el borrador de la DIA, "no mostró 

ninguna cubierta de enterramiento, que no cumple con 49 CFR 192.327 (f), que requiere enterramiento 

debajo del grado natural de fondo del mar o un sistema de protección equivalente alternativo". Por lo 

tanto, Aguirre LLC tendrá que solicitar una exención de las reglamentaciones del DOT o enterrar la 

tubería de acuerdo con la normativa 49 CFR 192. Después de varias reuniones con PHMSA y FERC, 

Aguirre LLC modificó sus métodos de construcción propuestos para incluir el enterramiento de la tubería 

en alta mar por debajo de la base natural con la excepción de unos 1,700 pies (518 m) a través de la zona 

a través del canal Boca del Infierno, donde Aguirre LLC propone la colocación directa sobre el arrecife de 

coral con esteras de hormigón colocadas sobre la tubería. El método de construcción modificado requiere 

revisiones de este análisis de impacto ambiental del Proyecto.

Además, en una carta de fecha 29 de septiembre de 2014, Aguirre LLC observó que, tras los 

comentarios de la comunidad de Aguirre, el punto donde la tubería submarina llegue a la costa se 

desplazó 200 pies (61 m) hacia el extremo sur de la mampara. Este cambio, que se refleja en esta DIA 

final, reduce la longitud del gasoducto submarino de 4.1 a 4.0 millas (6.6 km a 6.4 kilómetros).

Se han enviado copias de esta DIA final a las agencias, individuos, organizaciones y otras partes 

identificadas en la lista de distribución prevista en el apéndice A. Esta DIA fue traducida al español para 

facilitar la revisión pública. Además, la DIA final ha sido presentada en la EPA para la emisión de un 

aviso formal de disponibilidad en el Registro Federal. De acuerdo con los reglamentos del CEQ que 

implementa la NEPA, ninguna agencia tomará una decisión sobre las medidas propuestas hasta 30 días 

después de que la EPA publique el aviso de disponibilidad en el Registro Federal. Sin embargo, las 

regulaciones del CEQ establecen una excepción a esta regla cuando una decisión de la agencia está sujeta 

a un proceso de apelación interna formal que permite a otras agencias o al público hacer conocer sus 

opiniones. Este es el caso de la FERC, en la que cualquier decisión de la Comisión sobre la acción 

propuesta estaría sujeta a un período de reconsideración de 30 días. Por lo tanto, la decisión de la FERC 

se puede hacer y registrar al mismo tiempo con la publicación de la DIA final o en cualquier momento a 

partir de entonces.

1.4 INSTALACIONES NO JURISDICCIONALES

La FERC está obligada a considerar, como parte de la decisión de autorizar las instalaciones de 

competencia, todas las instalaciones que están directamente relacionadas con el proyecto propuesto, 

donde haya suficiente control federal y responsabilidad para justificar el análisis del medio ambiente 

como parte de la revisión ambiental de la Ley Nacional de Política Ambiental (NEPA) para el Proyecto 

propuesto. Algunos de los proyectos propuestos han asociado instalaciones que no se encuentran bajo la 

jurisdicción de la Comisión. Estas instalaciones "no jurisdiccionales" pueden ser parte integral de la 

necesidad de las instalaciones propuestas, o bien pueden estar meramente asociadas como componentes 
1-15

menores de las instalaciones jurisdiccionales que se construirán y operarán como consecuencia de la 

autorización de las instalaciones propuestas.

Se identificaron dos acciones no jurisdiccionales en asociación con el Proyecto propuesto: nuevas 

tuberías y recursos asociados, incluida la conversión de la planta de generación de vapor y la planta de 

generación de la central de ciclo combinado, todo dentro de la Planta Aguirre; y la FSRU en el Terminal 

marítimo de GNL propuesto. Estas instalaciones se abordan a continuación y también en nuestro análisis 

de impactos acumulativos en el Artículo 4.12 de esta DIA.

1.4.1 Complejo Generador Aguirre

La Planta Aguirre es la instalación de generación más grande de la PREPA con una capacidad de 

generación instalada de aproximadamente 1,492 MW. PREPA desarrolló la Planta Aguirre desde 1972 

hasta 1977 para generar electricidad a partir del petróleo N o 2 y el petróleo N o 6 con doce fuentes de 

combustión de combustible ubicadas en tres áreas de la planta, incluida una planta de ciclo combinado, 

una planta de generación de vapor y un bloque de generación de ciclo simple. En respuesta a la nueva 

norma de EPA MATS, y en respuesta a la política del Gobierno de Puerto Rico para promover el uso del 

gas natural a fin de reducir el coste de la energía y reducir la huella de carbono de Puerto Rico, la PREPA 

tiene la intención de proporcionar la capacidad para quemar gas natural, tanto en dos unidades, la planta

de 900 MW de generación de vapor (AG 1 y 2) y las dos unidades, la planta de generación de ciclo 

combinado de 600 MW (CC 1 y 2) en la Planta Aguirre. La planta de vapor de dos unidades consta de dos 

calderas y dos generadores de vapor, y la planta de generación de ciclo combinado de dos unidades consta 

de ocho turbinas de combustión y dos generadores de vapor. El calendario para las modificaciones a la 

planta de generación de vapor coincidiría con la realización del Proyecto propuesto.

PREPA construiría tuberías y recursos asociados, dentro de la propiedad de la Planta Aguirre, 

más allá de la brida en el extremo de la tubería submarina de Aguirre LLC y según sea necesario para

completar la conexión con la central de ciclo combinado y la central termoeléctrica. Estas instalaciones 

incluyen una estación de medición, equipos de reducción de presión, intercambiadores de calor de 

proceso de gas y tuberías de conexión. La tubería en tierra tendría un diámetro de 18 pulgadas (45 cm) y 

se extendería aproximadamente 985 pies (300 m) desde el extremo/trampa receptora en tierra del proyecto 

hasta el punto de entrega de gas que se encuentra en la zona noreste de la instalación. La tubería en tierra 

sería colocada en postes ubicados al sur de los tanques de combustible y de agua existentes en la planta.

La estación de medición y los equipos asociados en el punto de entrega de gas se instalarán en un área que 

ha sido alterada con anterioridad y se utiliza actualmente para apoyar las operaciones de la Planta 

Aguirre.

Todas las actividades relacionadas con la conversión de la Planta Aguirre se producirían dentro 

de la línea de la cerca de la planta de generación existente. No se adquirirán tierras adicionales para 

completar esta acción. El acceso a la planta de generación sería a través de la carretera PR-7710 del 

estado, a la que se accede desde la carretera estatal PR-3. No habría poco o ningún impacto en la 

vegetación asociada dentro de la línea de la cerca ya que la zona afectada ha sido objeto de intensa 

actividad industrial durante casi 40 años. La zona de alteración incluiría aproximadamente 0.7 (0.7 

cuerda) para la estación de metro y otros equipos y 0.4 hectáreas (0.4 cuerda) para el corredor de 2 pies de 

ancho (0.6 m) a lo largo de la tubería. Se instalaría tubería adicional para conectar a la central 

termoeléctrica y la central eléctrica de ciclo combinado.

La construcción dentro de la planta termoeléctrica no afectará los cuerpos de agua; el cuerpo de 

agua más cercano es el Mar Caribe a una distancia de 525 pies (160 m). La cartografía del Inventario 

Nacional de Humedales (NWI) identifica las partes de la planta como humedales; sin embargo, todas esas 

áreas se han rellenado y desarrollado para uso industrial con anterioridad. Las actividades de construcción

en tierra no se realizarían en las Áreas especiales de riesgo de Inundación (inundación de 100 años, Zona 
1-16

AE), como se muestra en la Agencia Federal de Manejo de Emergencias (FEMA), Mapa de porcentaje de 

seguro de inundación (FEMA, 2009). PREPA usaría sus fuentes de agua en el lugar para la prueba 

hidrostática de la tubería. La descarga ocurriría a través de la planta de tratamiento de agua de la planta 

de energía. Los servicios sanitarios correspondientes están disponibles en la planta de energía y 

conectados a la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados de Puerto Rico. No hay pozos de agua potable 

en un radio de 1,510 pies (460 m) para las actividades de conversión, y la zona no se encuentra en una 

zona clasificada como propensa a las inundaciones.

Las actividades de conversión generarían alrededor de 3 toneladas (910 kilogramos [kg]) de 

material reciclable (por ejemplo, chatarra) y alrededor de 3 m

3 (2.3 m3

) de residuos comunes (por 

ejemplo, cartón, madera, cable, etc.). Los residuos comunes se almacenan en contenedores de residuos de 

la planta de generación y se depositan en la basura común de la planta de generación. Del mismo modo, el 

material reciclable se almacena en el contenedor de reciclaje para los metales y se vendería eventualmente 

a una instalación autorizada. 

De acuerdo con el Plan de Ordenamiento Territorial propuesto para el Municipio de Salina, el 

proyecto de conversión califica como 100 por ciento de suelo rústico de especial protección; sin embargo, 

las actividades de conversión no tendrían un impacto en los alrededores de la planta de generación.

Además, no hay recursos culturales conocidos dentro del área de la construcción, manifestados en un 

estudio de las fases 1A y 1B de agosto de 2012 llevado a cabo por un proyecto anterior en la planta de 

generación. Sin embargo, si se encuentra algún recurso arqueológico o cultural durante la construcción, la 

PREPA dejaría de trabajar e inmediatamente notificaría al Instituto de Cultura Puertorriqueña.

La zona de tranquilidad más cercana (según la definición de la PREPA) se encuentra 

aproximadamente a 1,390 pies (425 m) del Proyecto, mientras que la casa más cercana está a unos 750

pies (229 m) de distancia. La PREPA estima que la transformación de la planta no aumentaría el ruido por 

encima de los niveles de ruido actuales. El nivel de ruido durante la operación del gasoducto submarino se 

estima en 51 decibelios (dB) en la escala de ponderación A (dBA) o menos en la zona sensible al ruido 

más cercana de la comunidad (NSA) en relación con el lateral de la tubería. Para reducir el nivel de ruido 

operativo de la tubería, la PREPA utilizará el Emerson Fisher Whisper Disk y el Downstream Whisper 

Disk si es necesario para garantizar un diseño aquietado. Estos dispositivos de atenuación de ruido se 

prevén para reducir el ruido generado por el ruido del flujo de gas turbulento y la vibración asociada a 

través de válvulas de control y medidores de presión. Actualmente no se planifica utilizar medidas de 

control de ruido durante la construcción; sin embargo, si se identifican superaciones de los límites, la 

PREPA podría obtener una modificación especial de la JCA. El contratista de la construcción de la 

PREPA se adherirá a todos los requisitos de la ordenanza y obtendrá variaciones especiales, si es 

necesario.

Las emisiones atmosféricas operativas de la Planta Aguirre se reducirían como resultado de la 

conversión de petróleo a gas natural como fuente de combustión. En el Artículo 4.12, Impactos 

Acumulativos, se discuten más detalles acerca de los impactos acumulativos de calidad del aire de la 

Planta Aguirre y el Proyecto propuesto.

La PREPA presentó los permisos necesarios para la conversión de combustible ante la JCA en 

julio y agosto de 2013 y tiene previsto completar las modificaciones al equipo antes del tercer trimestre de 

2015. Aguirre LLC asistió a la PREPA en la preparación de un Informe Ambiental sobre Instalaciones No 

Jurisdiccionales para las actividades de conversión. 5

 

5

Se proporciona como parte del registro público por Expediente N o CP13-193-000 en el sitio web de la FERC en http://ferc.gov/docsfiling/elibrary.asp; N o de acceso 20140220-5214. 
1-17

1.4.2 Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación

Aguirre LLC utilizaría una de las embarcaciones de regasificación de puente de energía (EBRV) 

que funcionará como la FSRU para el Proyecto. Los EBRV son buques transportadores de GNL

construidos expresamente y capaces de realizar viajes oceánicos que incorporan equipos de a bordo para 

la vaporización de GNL y suministro de gas natural a alta presión. Los EBRV utilizan una planta de 

generación de vapor en la embarcación para las operaciones de propulsión y las operaciones generales de 

los buques. Estas embarcaciones fueron desarrolladas conjuntamente por Excelerate Energy, Exmar NV y 

Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering Co., Ltd. Actualmente Excelerate Energy tiene nueve

EBRV en su flota, los cuales se clasifican en la encuesta de la sociedad de clasificación Bureau Veritas, y 

el noveno se encuentra en construcción para un proyecto en América del Sur. No se requeriría la 

construcción de una nueva FSRU para este Proyecto. El EBRV en servicio para el Proyecto propuesto 

tendría una capacidad de almacenamiento de hasta 197,400 m3 (150,900 m

3

) de GNL, una longitud total 

de 955 pies (291 m) y un proyecto de diseño de 38 pies (11.6 m). 

La FSRU estaría amarrada a la parte norte del Terminal Marítimo de GNL para realizar 

operaciones de regasificación. Sin embargo, debe realizarse el mantenimiento periódico de la FSRU con 

el fin de mantener los certificados de clasificación de la embarcación y garantizar la fiabilidad comercial.

Además, la entrada programada en dique seco se llevaría a cabo de acuerdo con los requisitos de clase, 

que normalmente se realizan una vez cada 5 años. Un período en dique seco normal dura alrededor de 21 

días, sin contar el tiempo de tránsito desde y hacia el puerto respectivo del dique seco. Excelerate Energy 

usará esfuerzos razonables para proporcionar una FSRU similar durante los períodos en dique seco. 

La FSRU para el Proyecto estaría sujeta y cumpliría con el CFR 46, Capítulo I, Subcapítulo O, 

Ratificación, de la Guardia Costera de los EE. UU. y las inspecciones estatales del puerto para una 

embarcación de bandera extranjera que opere en aguas estadounidenses. Las embarcaciones que 

entreguen GNL al Terminal Marítimo de GNL de GNL convencionales que podrían incluir buques de 

propiedad y operados por Excelerate Energy o por otros propietarios de buques transportadores de GNL 

de terceros/operadores. Estos transportadores de GNL también cumplen con los requisitos de clase, de la 

Guardia Costera de los EE. UU. y los requisitos estatales de puertos.

1.5 PERMISOS, APROBACIONES, CONSULTAS Y REQUISITOS REGLAMENTARIOS

Como agencia federal, la FERC está obligada a cumplir con una serie de leyes reguladoras, 

incluidas, pero no limitadas a la Ley Nacional de Política Ambiental (NEPA), Artículo 7 de la Ley de 

Especies en Extinción (ESA), la Ley del Aire Limpio (CAA), la Ley del Agua Limpia (CWA), el Artículo 

106 de la Ley Nacional para la Conservación Histórica (NHPA), y el Artículo 307 de la Ley de Gestión 

de Zonas Costeras (CZMA). Cada uno de estos estatutos se ha tenido en cuenta en la elaboración de esta

DIA. La Tabla 1.5-1 enumera los principales permisos, aprobaciones y consultas federales, estatales y 

locales identificados para la construcción y operación del Proyecto. La Tabla 1.5-1 también proporciona 

las fechas o fechas previstas en las que Aguirre LLC haya iniciado o prevea iniciar los procedimientos 

formales de permisos y de consulta.
1-18

TABLA 1.5-1

Principales Permisos, Aprobaciones y Consultas para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Agencia Permiso/Aprobación/Consulta Estado

Federal

COE Artículo 10 de la Ley de ríos y puertos a 

Artículo 404, CWA, Permiso de dragado y 

relleno

Solicitud presentada en julio del 2013

Pendiente de Presentación

EPA Prevención, control y plan de contramedidas en 

caso de derrames 

Se obtendrá antes de la construcción

NPDES Solicitud de permiso presentada en julio de 2013; 

Determinación de integridad EPA, agosto de 

2013; recepción anticipada antes de la 

construcción

PSD y permisos aéreos de la revisión de nuevas 

fuentes fuera de norma

Análisis de imprescriptibilidad de PSD archivado 

en septiembre de 2013; EPA formuló 

observaciones en noviembre de 2013

Guardia Costera de los 

EE. UU.,

Sector San Juan 

LOR y WSA e Informe WSA presentado en abril de 2013; respuestas a 

las observaciones presentadas por la Guardia 

Costera de los EE. UU. presentadas en julio de 

2013; LOR recibido el 2 de mayo de 2014

FWS Consulta a efectos de las especies amenazadas 

y en peligro de extinción y permiso de captura 

incidental (si es necesario)

Iniciado en marzo de 2012; proyecto revisado de 

BA presentado en febrero de 2014; anticipar la 

recepción antes de la construcción

Consulta con respecto al manatí antillano Iniciado en marzo de 2012; proyecto revisado de 

BA presentado en febrero de 2014; anticipar la 

recepción antes de la construcción

NMFS Consulta a efectos de las especies amenazadas 

y en peligro de extinción y permiso de captura 

incidental (si es necesario)

Iniciado en marzo de 2012; proyecto revisado de 

BA presentado en febrero 2014; anticipar la 

recepción antes de la construcción

Consulta con respecto a EFH Iniciado en marzo de 2012; Análisis EFH 

presentado en abril de 2013; anticipar la 

recepción antes de la construcción

Consulta con respecto a los mamíferos marinos 

(excepto el manatí antillano) 

Iniciado en marzo de 2012; un borrador revisado 

de BA fue presentado en febrero de 2014; 

anticipar la recepción antes de la construcción

ACHP Brindar la oportunidad de comentar bajo el 

Artículo 106 de la NHPA

No se hizo presentación anticipada; la ACHP 

podrá hacer comentarios sobre el procedimiento 

de FERC

DOT, PHMSA Cumplimiento de 49 CFR 192.3270 

enterramiento de la tubería

Anticipar la recepción antes de la construcción

Departamento de 

Defensa de los EE. 

UU.

Consulta con respecto a los impactos en las 

operaciones militares

Iniciado por FERC en abril de 2012; 21 de julio 

2014 carta recibida indica que no hay impacto.

Commonwealth 

DNER Solicitud de permiso conjunto federal y del 

Commonwealth para la reforma de los recursos 

hídricos en las aguas, incluidos los humedales, 

y tierras sumergidas bajo las aguas costeras 

estatales de Puerto Rico a

Solicitud presentada en julio de 2013; respuestas 

a las observaciones presentadas en agosto de 

2013; anticipar la recepción antes de la 

construcción

JP Certificado de Consistencia de Gestión de la 

Zona Costera de Puerto Rico a

Solicitud presentada en julio de 2013; respuestas 

a las observaciones presentadas en enero de 

2014; anticipar la recepción antes de la 

construcción

Consulta de transacciones y preconsulta de 

ubicación

Consulta de Transacción aceptada en marzo de 

2014; Consulta de ubicación se inició en mayo de 

2014; anticipar la recepción antes de la 

construcción
1-19

TABLA 1.5-1 (continuación)

Principales Permisos, Aprobaciones y Consultas para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Agencia Permiso/Aprobación/Consulta Estado

JCA Artículo 401, Certificación de Calidad del Agua a Presentada en mayo de 2014; anticipar la 

recepción antes de la construcción

Permiso de construcción de fuente de emisión 

de acuerdo con el artículo 203 del Reglamento 

para el Control de la Contaminación Atmosférica 

(RCAP) 

Solicitud presentada en agosto de 2013; anticipar 

la recepción antes de la construcción

Título V de aprobación por protección de 

permiso mediante la solicitud de renovación de 

permiso de operación de Título V final de 

PREPA de Aguirre o revisión de la aplicación 

inicial de permiso de operación Título V para 

incluir el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL

Anticipar presentación después de la emisión del

Permiso de construcción de fuente y aprobación 

de la ubicación

Nuevo permiso de explotación de fuentes de 

emisión final de Título V

Anticipar la presentación dentro de un plazo de 6 

meses después de comenzadas las operaciones 

en las instalaciones 

Oficina Estatal de 

Preservación Histórica

Consulta a efectos de las cuestiones de 

recursos culturales de acuerdo a la Sección 106 

de la NHPA

Concurrencia a la SHPO recibida el 2 de julio de 

2013

Instituto de Cultura de 

Puerto Rico

Consulta y emisión de recomendación para la 

construcción de la Oficina de Permisos y 

Ratificación de Puerto Rico 

Iniciado en octubre de 2013; aprobación recibida 

el 11 de agosto de 2014

PMO Documento ambiental según la Ley sobre 

Política Pública Ambiental de Puerto Rico 

Anticipar la recepción antes de la construcción

Permiso de Construcción Anticipar la presentación en el segundo trimestre

de 2015

Permiso General Consolidado 

 Control de erosión y sedimentos

 El polvo y las emisiones fugitivas

 Generación y eliminación de residuos sólidos 

(Plan de reciclaje)

Anticipar la presentación en el segundo trimestre 

de 2015; anticipar la recepción antes de la 

construcción

Permiso de Uso 

 Aprobación del Departamento de Salud

 Aprobación del Departamento de Bomberos

Anticipar la presentación en el segundo trimestre 

de 2015; anticipar la recepción antes de la 

construcción

Autoridad Portuaria de 

Puerto Rico 

Concesión de uso de las aguas territoriales y las 

tierras sumergidas 

Presentado en marzo de 2014; anticipar la 

recepción antes de la construcción

____________________

a Solicitud de permiso conjunta con el COE, DRNA, la JCA, y JP.

El artículo 7 de la ESA establece que cualquier proyecto autorizado, financiado o llevada a cabo 

por cualquier agencia federal no debe "...poner en peligro la continuidad de las especies en peligro de 

extinción o especies amenazadas o resultar en la destrucción o modificación adversa del hábitat de estas 

especies que se determine... como crítica... "(16 USC 1536 (a)(2)(1988)). La FERC debe determinar si 

cualquiera de las especies federales enumeradas o propuestas amenazadas o en peligro de extinción o 

cuyo hábitat crítico designado ocurre en las cercanías del proyecto propuesto y llevar a cabo consultas con 

el FWS o NMFS, si es necesario. Si, tras la revisión de los datos o los datos existentes proporcionados por 

Aguirre LLC, la FERC determina que estas especies o hábitats pueden verse afectados por el proyecto, la 

FERC está obligada a preparar una Evaluación Biológica (EB) para identificar la naturaleza y extensión 

del impacto adverso, y recomendar medidas que evitarían el hábitat o las especies, o reducirían el impacto 

potencial a niveles aceptables. El Artículo 4.6 brinda información sobre el estado de esta opinión.
1-20

El Artículo 106 de la NHPA requiere que la FERC tenga en cuenta los efectos de sus proyectos 

en las propiedades de la lista, o elegibles para su inclusión en el Registro Nacional de Lugares Históricos 

(NRHP), incluidos los sitios prehistóricos o históricos, barrios, edificios, estructuras, objetos, o las 

propiedades de importancia religiosa o cultural tradicional, y para proporcionar al Consejo Consultivo de 

Preservación Histórica (ACHP) la oportunidad de comentar sobre la empresa. Aguirre LLC, como parte 

no federal, está ayudando a la FERC en el cumplimiento de sus obligaciones en virtud del Artículo 106 

mediante la preparación de la información necesaria, los análisis y las recomendaciones bajo los 

reglamentos ACHP en 36 CFR 800 para la Oficina de Preservación Histórica del Estado (SHPO). El 

Artículo 4.9 de esta DIA proporciona información sobre el estado de esta opinión.

Aguirre LLC debe cumplir con los Artículos 401, 402 y 404 de la CWA. La certificación de la 

calidad del agua (Artículo 401) ha sido delegada al JCA, con la revisión de la EPA. El agua utilizada para 

la prueba hidrostática de fuentes puntuales que descarga en cuerpos de agua requeriría un permiso de 

NPDES (Artículo 402) emitido por la EPA. El enterramiento de la tubería mar adentro requeriría un 

permiso de dragado y relleno (Artículo 404).

La Ley de Política Energética de 2005 y el Artículo 3 de la NGA nos obligan a consultar con el 

Departamento de Defensa de los EE. UU. para determinar si habría algún impacto asociado con el 

Proyecto acerca de la formación o actividades militares en las instalaciones militares. El Departamento de 

Defensa de los EE. UU. indicó en una carta del 21 de julio de 2014 que es probable que no haya impacto

alguno en relación con la medida propuesta.

La CZMA pide la "gestión eficaz, el uso beneficioso, protección y desarrollo" de las zonas 

costeras del país y promueve la participación activa del Estado en la consecución de esos objetivos. Como 

medio para alcanzar esos objetivos, la CZMA exige a los Estados participantes desarrollar programas de 

gestión que demuestren de qué manera los estados cumplirán con sus obligaciones y responsabilidades en 

la gestión de sus zonas costeras. En Puerto Rico, la JP administra la CZMP y llevaría a cabo una 

determinación simultánea de coherencia con la presentación de Aguirre LLC de una solicitud de un 

permiso de uso condicional. La CZMP se discute en el Artículo 4.7.3.

El CAA fue promulgado por el Congreso para proteger la salud y el bienestar de la población de 

los efectos adversos de la contaminación del aire. El CAA es el estatuto federal de base que regula la 

contaminación del aire. Las regulaciones federales y estatales de calidad del aire establecidas como 

resultado del CAA incluyen, pero no se limitan a, los requisitos del permiso de operación del Título V y 

la revisión PSD. La EPA es la agencia federal responsable de regular las fuentes fijas de emisiones 

contaminantes a la atmósfera. Impactos sobre la calidad del aire que pueden ocurrir como resultado de la 

construcción y operación del Proyecto se evalúan en el Artículo 4.10.1 de esta DIA.

Aguirre LLC es responsable de todos los permisos y autorizaciones requeridos para implementar 

el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre, con independencia de que figuren en la tabla 1.5-

1. Sin embargo, los permisos estatales o locales emitidos con respecto a las instalaciones jurisdiccionales

deben ser compatibles con las condiciones de la autorización que la Comisión podrá emitir. Aunque la 

FERC fomenta la cooperación entre los solicitantes y las autoridades estatales y locales, esto no significa 

que las agencias estatales y locales, a través de la aplicación de las leyes estatales y locales, pueden 

prohibir o demorar excesivamente la construcción o funcionamiento de las instalaciones autorizadas por 

la FERC.
2-1

2.0 DESCRIPCIÓN DE LAS MEDIDAS PROPUESTAS

2.1 DESCRIPCIÓN DETALLADA DEL PROYECTO PROPUESTO

El Proyecto consiste en la construcción y operación de una tubería submarina y un terminal 

marítimo de GNL y el establecimiento receptor con la Planta Aguirre existente en tierra de la PREPA. El 

proyecto consistiría en un Terminal Marítimo de GNL, (una plataforma de atraque y una Unidad Flotante 

de Almacenamiento y Regasificación - FSRU) y un gasoducto submarino de 4.0 millas de largo (6.4 km).

Se amarraría una FSRU no jurisdiccional a la plataforma de atraque en alta mar. El terminal de GNL 

estaría ubicado a unas 3 millas (5 km) de la costa sur de Puerto Rico, a alrededor de una milla (1.6 km) 

fuera de la Bahía de Jobos, cerca de las ciudades de Salinas y Guayama. Aguirre LLC también propone 

utilizar una oficina de construcción, un área de asentamiento temporal del contratista y el muelle existente 

dentro de la propiedad de la Planta Aguirre. La figura 2.1-1 muestra un mapa general de la ubicación y las 

instalaciones del proyecto.

En una carta de fecha 29 de septiembre de 2014, Aguirre LLC observó que, luego de la 

observación de la comunidad de Aguirre, el punto donde el gasoducto mar adentro llegó a la costa se 

desplazó 200 pies (70 m) hasta el extremo sur de la mampara. Este cambio, que se refleja en esta DIA 

definitiva, reduce la longitud de la tubería mar adentro de 4.1 a 4.0 millas (6.6 a 6.4 km).

2.1.1 Plataforma de atraque en alta mar

La plataforma de atraque en alta mar sería una plataforma fija que lleve las instalaciones de 

superficie y dos atracaderos, uno a cada lado de la plataforma fija. La plataforma se diseñaría para el 

amarre a largo plazo de una Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación y para la recepción de 

transportadoras de GNL que van desde las 163,500 a las 283,800 yardas3(125,000 a 217,000 m3). La 

Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación estaría amarrada en un atracadero en el lado norte 

(hacia tierra) de la plataforma y las transportadoras de GNL atracarían temporalmente en el lado sur 

(hacia el mar) de la plataforma, mientras se produce la descarga de GNL. La carga de GNL se transferiría 

desde las transportadoras de GNL a través de brazos de carga de superficie convencionales de GNL y 

tuberías criogénicas hasta la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación para el 

almacenamiento. Las figuras 2.1.1-1 y 2.1.1-2 muestran un diagrama de modelo y el dibujo esquemático 

de las instalaciones, respectivamente.

Los componentes específicos de la plataforma de atraque en alta mar propuesta incluyen:

 dos atracaderos para embarcaciones de GNL en los lados opuestos;

 defensas de atraque y duques de alba de amarre y de atraque en cada atracadero;

 en cada puesto atracadero, brazos de carga de GNL, tanques de drenaje de GNL y 

tuberías de GNL entre los brazos de carga de GNL para facilitar la transferencia de GNL 

entre embarcaciones;

 brazos de carga de gas a alta presión en un puesto de atraque para conectarse a la Unidad 

Flotante de Almacenamiento y Regasificación y facilitar la descarga de gas natural a la 

tubería de envío;
2-2
2-3
2-4
2-5

 plataformas de servicios públicos que prestan instalaciones de atraque para botes

salvavidas y embarcaciones de servicio, salas de control y equipos de conmutación, 

equipos de servicios públicos, acceso/egreso de personal y áreas de descanso y de trabajo; 

y

 sistemas de servicios públicos, incluyendo sistemas de apoyo de procesos, sistemas 

eléctricos, sistemas de seguridad, generadores de electricidad a gas y a diésel, 

generadores de nitrógeno, bombas eléctricas de agua de mar, bombas contra incendios a 

diésel, tanques de almacenamiento de diésel, tanques de almacenamiento de aceite 

lubricante, tanques de agua potable y de aguas residuales, unidad de tratamiento de aguas 

residuales y monitores de agua contra incendios.

2.1.2 Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación

Aguirre LLC utilizaría una de las embarcaciones de regasificación de puente de energía (EBRV, 

por sus siglas en inglés) de Excelerate Energy existente como la Unidad Flotante de Almacenamiento y 

Regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés). Las EBRV son embarcaciones que transportan GNL 

construidas expresamente que incorporan equipos de a bordo para la vaporización de GNL y el suministro 

de gas natural a alta presión.

Actualmente Excelerate Energy tiene nueve EBRV en su flota. La EBRV que se utilizó para el 

proyecto, conocida como la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) durante el 

resto del documento, tendría una longitud total de aproximadamente 955 pies (291 m) y un proyecto de 

diseño de 38 pies (11 m). La FSRU proporcionaría 197,400 yardas3 (150,900 m3) de capacidad de 

almacenamiento de GNL y sería capaz de descargar GNL regasificado a un ritmo sostenido 

contractualmente garantizado de hasta 500 MMscf/d, con índices pico de hasta 600 MMscf/d. Sin 

embargo, en base a la información proporcionada por Aguirre LLC, la Planta Aguirre solo podría utilizar 

225 MMscf/d. La capacidad adicional en la FSRU se discute en la sección 2.8. El proceso de 

regasificación de GNL se describe en la sección 2.6.3.

La FSRU emplearía un sistema de contención de membrana, compuesta de tanques reforzados 

con una membrana de acero inoxidable de alta aleación de níquel y un sistema de aislamiento que permite 

una mayor resistencia al movimiento de GNL en condiciones adversas del mar si la FSRU tiene que 

abandonar la plataforma de atraque en alta mar. 

2.1.3 Tubería submarina de interconexión

La tubería submarina de interconexión se extendería unas 4.0 millas (6.4 km) del Terminal 

Marítimo de GNL en el Mar Caribe, hacia el norte a través de la entrada de Boca del Infierno y en toda la

cuenca de la Bahía de Jobos hacia la propiedad de la Planta Aguirre, donde se interconectaría con la 

tubería existente de la Planta Aguirre (ver figura 2.1-1). La tubería de interconexión submarina consistiría 

en un tubo de acero de 18 pulgadas (46 cm) de diámetro con una presión de funcionamiento máxima 

permisible de 1,450 libras por pulgada cuadrada (psi) (9,997 kilopascales [kPa]). Antes del envío de la 

tubería hacia el sitio del Proyecto, el fabricante cubriría la misma con hormigón con un diámetro exterior 

de unas 21 pulgadas (53 cm). Toda la tubería submarina sería de hormigón revestido excepto en los 

codos. En estos codos se colocarán esteras de hormigón por encima de la tubería de acero soterrada.
2-6
2-7

2.2 REQUISITOS DEL TERRENO

Los requisitos del terreno para el proyecto se resumen en la tabla 2.2-1 y se ilustran en la 

figura 2.2-1. Como se describió anteriormente, la mayoría de las instalaciones del proyecto estarían 

ubicadas en alta mar, incluyendo el Terminal Marítimo de GNL y la tubería submarina. La instalación de 

esta tubería requeriría aproximadamente 85.5 acres (88.0 cuerdas) en la superficie del agua y afectaría 

directamente a 54.4 acres (56.0 cuerdas) del fondo marino. Los impactos directos abarcarían un área de 

trabajo de 20 pies de ancho (6 m) del fondo marino en zonas de arrecifes de coral, 40 pies de ancho (12 

m) del espacio de trabajo a lo largo del resto del ducto, y un espacio de trabajo temporal adicional 

(ATWS) en los PI y cerca de la costa. Los impactos permanentes en el fondo marino consistirían en 

esteras de hormigón de 8 pies de ancho (2.4 m) colocadas sobre la tubería en áreas de arrecifes de coral 

(1,700 pies [518 m] cruzando el desfiladero en el canal Boca del Infierno); en los puntos de inflexión (PI) 

3, 4 y 5; y una sección de 1,300 pies de largo (396 m) en el acercamiento a la costa. Además, se 

requerirían unos 1.5 acres (1.5 cuerdas) de terreno previamente afectado dentro de la propiedad existente 

de la Planta Aguirre para una superficie de apoyo y plataforma temporal donde se produciría el aterraje de 

la tubería submarina (ver figura 2.2-2).

TABLA 2.2-1

Resumen del impacto de la construcción y el funcionamiento propuestos

asociado con el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Componente del Proyecto

Impacto temporal durante la construcción (acres [cuerdas])

Impactos permanentes 

Superficie del agua Fondo marino durante la operación a/ Mesetas

Terminal Marítimo de GNL 75.5 (77.7) 75.5 (77.7) 22.3 (22.9)

Tubería submarina de interconexión 48.9 (50.3) 17.8 (18.3) 0.6 (0.6) b

Áreas de construcción de barcazas 

para el tendido mar adentro

36.6 (37.7) 36.6 (37.7) 0.0

Área de andamiaje temporal y de 

apoyo en la costac

0.0 1,5 (1,5) 0.0

Zona de seguridad de la Guardia 

Costera de los EE. UU.

0.0 0.0 303.3 (312.3)

TOTAL 161.0 (165.7) 131.4 (135.2) 326.2 (335.8)

____________________

a

Incluye el impacto directo sobre el fondo marino de las actividades mecánicas (por ejemplo, la instalación de la tubería) y de la 

sedimentación asociada. El método de construcción propuesto para la tubería submarina de interconexión no incluye el uso de 

anclas de amarre o cables. Por lo tanto, no se necesitaría espacio temporal de trabajo para el barrido de las cadenas de anclaje o 

cables de amarre. Las estimaciones de la construcción del Terminal Marítimo de GNL incluyen superficies de amarre y cadenas de 

anclaje.

b. Los impactos permanentes incluyen áreas donde el gasoducto estaría por encima del grado y / o cubierto con esteras de hormigón.

c Situado dentro de la propiedad de la Planta Aguirre existente.
2-8
2-9

2.3 PROCEDIMIENTOS DE CONSTRUCCIÓN

2.3.1 Construcción y embarcaciones de apoyo

La construcción de las instalaciones del proyecto mar adentro requeriría el uso de una variedad de 

embarcaciones marinas, incluyendo:

 barcazas grúa, aseguradas mediante el uso de patas de agarre (spud-legs), utilizadas

durante la fabricación del Terminal Marítimo de GNL y el tendido de algunos segmentos 

de tuberías;

 una barcaza para el tendido de tuberías en aguas poco profundas, asegurada mediante 

patas de agarre, utilizada para la fabricación de tuberías (por ejemplo, soldadura e 

inspección);

 una embarcación de buceo de apoyo, por lo general una barcaza asegurada por patas de 

agarre, utilizada para actividades tales como conexiones, pruebas hidráulicas y otras 

funciones relacionadas con el buceo;

 remolcadores de apoyo que se utilizan para detectar la barcaza para la colocación de las 

tuberías submarinas, otros equipos flotantes y para llevar flotando los segmentos de la 

tubería hasta su lugar;

 barcos para el personal/suministros utilizados para el traslado de personal y suministros 

desde el muelle terrestre a la barcaza para la colocación de las tuberías submarinas y las 

embarcaciones de buceo de apoyo; y

 barcazas de transporte de tuberías, transportadas por remolcadores, utilizados para el 

transporte de segmentos de la tubería desde el patio de tuberías y la barcaza para la 

colocación de las tuberías submarinas.

Aguirre LLC propone utilizar el sistema de anclaje “spud-leg” para minimizar su impacto en el 

fondo marino. El “spud-leg” es una barcaza con sistema de anclaje con perno (patas de agarre) utilizada 

para asegurar las plataformas de trabajo flotantes al lecho marino, evitando así el movimiento general y la 

deriva del área de trabajo. Las patas de agarre se bajan a proa y popa de la barcaza para poder anclarla.

La preparación del terreno para la puesta en marcha y finalización del Terminal Marítimo de 

GNL y las instalaciones de los ductos se llevarían a cabo en tierra dentro de la propiedad de la Planta 

Aguirre.

2.3.2 Plataforma de atraque en alta mar

La plataforma de atraque en alta mar constaría de estructuras tubulares de acero (jacket), 

estructura de pilotes, cubiertas de acero y equipo de superficie. Aguirre LLC continuaría el uso de diseños 

modulares prefabricados, compuestos por elementos prefabricados antes de la entrega en lugar de 

fabricados en el sitio. El uso de elementos prefabricados reduciría el tiempo y el trabajo necesarios en el 

sitio, lo que reduciría el posible impacto ambiental y de seguridad asociados con el trabajo en un ambiente 

marino.

Aguirre LLC colocaría 13 estructuras en el fondo marino, 9 estructuras tipo jacket para la 

plataforma de servicios públicos y los duques de alba y 4 estructuras de tres/cuatro pilotes para los duques 

de alba de amarre más pequeños. Aguirre LLC usaría una grúa montada en una barcaza para levantar 

estas estructuras desde las barcazas de transporte y luego bajarlas al agua. Cada estructura tipo jacket se 
2-10

colocarían sobre esteras de lodo en el fondo del mar antes de la instalación. Se utilizarían una pilotadora 

vibratoria o martillos diésel de pilotes para hincar los pilotes principales a través de mangas huecas de la 

estructura tipo jacket en el fondo marino. Las estructuras de tres/cuatro pilotes también se instalarían 

mediante pilotadora vibratoria o martillos diésel de pilotes.

Aguirre LLC instalaría las secciones de la cubierta, los marcos de soporte del módulo y paquetes 

de módulos tras la instalación de las estructuras tipo jacket y las estructuras de tres/cuatro pilotes. Los 

módulos se conectarían luego a las estructuras de pilotes o tipo jacket según el diseño.

Aguirre LLC transportaría el equipo de superficie a la plataforma en unidades prefabricadas sobre 

patines y utilizaría una grúa en barcaza para levantar el equipo en su lugar y fijarlo al muelle. Después, se 

completarían todas las conexiones necesarias y el equipo se pondría a prueba.

2.3.3 Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación 

Como se discutió anteriormente, Aguirre LLC utilizaría un EBRV de Excelerate Energy existente 

como Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU, por sus siglas en inglés). Por lo 

tanto, no se requeriría la construcción de un nueva FSRU para el Proyecto.

2.3.4 Tubería submarina de interconexión

El gasoducto submarino comenzaría en la conexión con el Terminal Marítimo de GNL situado al 

sur de los Cayos de Barca y Cayos Caribes, cruzaría a través del canal Boca del Infierno, atravesaría la 

Bahía de Jobos de sur a norte y se conectaría a la Central Aguirre existente. Las profundidades en el agua 

de la tubería submarina varían de unos 70 pies (21 m) hasta aproximadamente 8 pies (2 m) de 

profundidad en las zonas cercanas a la costa. Aguirre LLC propone el uso de una barcaza grúa (torre de 

perforación), remolcadores de apoyo, una barcaza para el tendido de tuberías, barcos de buceo de apoyo y 

dos barcazas de transporte de tuberías de poco calado para instalar dicha tubería. La barcaza para el 

tendido de tuberías suelda a las mismas entre sí y con la ayuda de la barcaza grúa y los remolcadores, las 

coloca en el fondo marino.

Los segmentos de tuberías se fabricarían en la barcaza que se fija al fondo con patas de agarre, y 

no usarían posicionamiento dinámico o anclajes para las principales actividades marinas. Los barcos más 

pequeños (remolcadores, buques de servicio) seguirían los procedimientos marinos clásicos y usarían 

anclajes según sea necesario. Cualquier anclaje se llevaría a cabo dentro de la zona de trabajo temporal 

del proyecto.

La figura 2.3.4-1 muestra la disposición típica de la técnica de colocación de la tubería. La tubería 

submarina se instalaría en cinco segmentos que están definidos por puntos de inflexión (PI) a lo largo de 

la tubería (ver la figura 2.3.4-2). Los segmentos incluyen:

 Segmento 1: PI 1 (Terminal Marítimo de GNL) a PI 2, postes indicadores de millas (MP) 

0.0 a 1.0;

 Segmento 2: PI 2 a PI 3, MP 1.0 a 1.6;

 Segmento 3: PI 3 a PI 4, MP 1.6 a 3.0; 

 Segmento 4: PI 4 a PI 5, MP 3.0 a 4.0; y

 Segmento 5: PI 5 a PI 6 (acercamiento a la costa y conexión), MP 4.0 a 4.1. 
2-11
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2-13

La construcción en las áreas cercanas a la costa y mar adentro tomaría aproximadamente 80 días 

en completarse. Las actividades de la Fase 1 para asentar el gasoducto tendrían lugar durante unos 45 

días, y las actividades de Fase 2 para soterrar la tubería tomarían unos 50 días con las dos fases 

superpuestas durante unos 15 días. Aguirre LLC estima que cada segmento individual promedio abarcaría 

entre unos 8 a 10 días para la Fase 1 - soldadura y sarta de la tubería - y cerca de 10 días para la Fase 2 -

soterramiento de la tubería. La soldadura de tuberías y las actividades de sarta se llevarían a cabo durante 

el día. Las actividades de soterramiento de la tubería se llevarían a cabo durante las 24 horas para lograr la 

máxima eficacia al bajar la tubería.

Los segmentos construidos fuera de la Bahía de Jobos (segmentos 1 y 2) se consideran segmentos 

de tuberías de aguas profundas, mientras que la construcción en la Bahía de Jobos (Segmentos 3, 4, y 5) 

se consideran de construcción de aguas poco profundas. Los segmentos de aguas profundas podrían 

fabricarse dentro de la zona de aguas poco profundas y arrastrarse mediante remolcadores hasta su 

instalación en su ubicación final. Los segmentos de aguas poco profundas se pueden soldar, las 

soldaduras se inspeccionan de forma no destructiva y posteriormente se revisten para luego hacerlas 

descender hasta el fondo del mar. A continuación, se efectúa el soterramiento del ducto hasta la 

profundidad requerida usando una herramienta de chorro / aspiración operada por un buzo. La Figura 

2.3.4-2 ilustra también las partes de la tubería que serían de grado superior, soterradas a un grado inferior, 

con 3 pies de la cubierta y las áreas donde se colocan las esteras de hormigón. Las Figuras 2.3.4-3, 2.3.4-4 

y 2.3.4-5 ilustran las vistas de perfil de la tubería donde se ha colocado por encima del grado, soterrado a 

un grado inferior y soterrado con 3 pies de recubrimiento, respectivamente.

2.3.4.1 Fase 1: Procedimientos de Tendido de Tuberías

Al inicio de la construcción del gasoducto, Aguirre LLC posicionaría su barcaza de tendido de 

tuberías en el PI 4 dentro de la Bahía de Jobos. La barcaza para tendido de tuberías es una instalación 

completa de construcción de navegación marítima que normalmente permanece en alta mar durante toda 

la duración de un proyecto. Las barcazas para el tendido de las tuberías varían en tamaño, su tamaño 

habitual puede ser de 400 pies de largo (122 m) por 120 pies de ancho (37 m). En la barcaza para la 

colocación de las tuberías submarinas se instalaría una cadena de montaje de soldadura, de revestimiento, 

y estaciones de inspección. La barcaza para la colocación de las tuberías submarinas sería trasladada a 

través de un remolcador para establecerse en el lugar PI 4 y, utilizando patas de agarre a proa y a popa de 

la barcaza, funcionaría como una plataforma para la soldadura y el tendido de la tubería. Una vez que la 

barcaza para la colocación de las tuberías submarinas esté en posición, el cable del torno de la grúa se une 

al cabezal de tiro de tubería en la barcaza para la colocación de las tuberías submarinas. Mientras se 

fabrica la tubería, la misma se va bajando lentamente a lo largo de una rampa equipada con un tubo guía a 

lo largo del guinche de la grúa hacia el agua. La barcaza grúa utiliza un cable del torno para mantener la 

tensión en el perfil de la tubería en la columna de agua y evitar que la tubería entre en contacto con el 

lecho marino hasta que todo el segmento del ducto esté terminado. Una vez que el segmento de tubería se 

ha soldado y colocado correctamente sobre el fondo marino, el cable del guinche se libera para permitir 

que el segmento de tubería se coloque en su lugar con la ayuda de la barcaza grúa y el remolcador.

La barcaza grúa entonces se mueve a la siguiente posición, y la barcaza para la colocación de las 

tuberías submarinas se gira para cargar la tubería para la siguiente sección. Este proceso se repite para 

instalar cada sección de la tubería en alta mar. Para completar la tubería, la barcaza grúa se coloca en cada 

PI, ambos extremos de los segmentos de tubería se levantan, y se completa la conexión lateral. Las 

uniones de los tubos se doblan en la fábrica y se prueba la tensión antes de la instalación; las juntas de 

tuberías no se doblan ni en el yacimiento ni en la barcaza. Una vez completado el tie-in (la conexión), el 

gasoducto se baja al fondo del mar. El gasoducto tendría un grosor de 1.5 pulgadas (3.8 cm) de 

recubrimiento de hormigón para tener flotabilidad negativa y hundirse en su sitio.
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2-17

A continuación encontrará una descripción detallada de los métodos de construcción para los 

segmentos de aguas profundas y poco profundas, así como métodos de soterramiento de tuberías.

Procedimientos de Tendido de Tuberías - AGUAS PROFUNDAS

El segmento 1 se construiría en la barcaza para la colocación de las tuberías submarinas ubicadas 

en el PI 4. La tubería se fabrica sobre la barcaza y se sumerge en el agua con el cable del guinche de la 

grúa tal como se fabrican las secciones del segmento de la tubería. A medida que se completan las 

secciones de cada segmento, las líneas de control y las boyas de flotación se colocan en la tubería para 

mantenerlas fuera del fondo del mar mientras se las introduce en el agua. El segmento completo de la 

tubería se mantiene por encima del fondo marino utilizando boyas de flotación hasta que las condiciones 

del mar permitan que remolcadores guíen la barcaza grúa a través del canal Boca del Infierno, hasta 

colocarla cerca de PI 1. La barcaza grúa controla el extremo del segmento de la tubería mientras los 

remolcadores o los buzos quitan las boyas de flotación. La tubería entonces se llena de agua y se va 

introduciendo gradualmente hasta el fondo del mar. 

El Segmento 2 también se construye con la barcaza para la colocación de las tuberías submarinas 

ubicada en PI 4. A medida que se fabrican secciones del segmento del ducto, las líneas de control y las 

boyas de flotación se colocan en la tubería y se bajan desde la barcaza. Cuando las condiciones del mar lo 

permitan, dos remolcadores arrastrarán el segmento completo a la grúa situada en el PI 2. La barcaza grúa 

controla el extremo del segmento de la tubería mientras los remolcadores o los buzos quitan las boyas de 

flotación de forma controlada. El ducto entonces se llena de agua y va introduciéndose gradualmente 

hasta el fondo del mar.

Procedimientos de Tendido de Tuberías - AGUAS NO PROFUNDAS

El segmento 3 se construiría en la barcaza para la colocación de las tuberías submarinas ubicada 

en el PI 4. La grúa se coloca en PI 3 y un cable de alambre con guinche se extiende desde la grúa hasta la 

barcaza para la colocación de las tuberías submarinas. El cable se conecta al cabezal de tracción de las 

tuberías en la primera sección de la misma y se extiende nuevamente hacia la grúa. A medida que se 

construye cada sección de la tubería, el cable de alambre del torno impulsa el segmento de la tubería hacia 

afuera de la barcaza para la colocación de las tuberías submarinas. Se acoplan a la tubería unos módulos 

de flotabilidad fijos a medida que se empujan desde la barcaza para el tendido de tuberías, y el cable se 

mantiene tensionado para controlar la profundidad de cada sección y evitar que toque el fondo del mar 

hasta que llegue a su sitio. Una vez que la sección de la tubería está en su lugar, se retiran las boyas fijas; 

la tubería se llena de agua y se baja a su lugar.

El segmento 4 se fabrica sobre la barcaza para el tendido de tuberías ubicado en PI 4, aunque se 

orienta en la dirección opuesta a la construcción del segmento 3. La grúa se coloca en PI 5 y el sistema de 

cable de alambre con guinche se conecta entre la barcaza grúa y el cabezal de tracción del ducto en la 

primera sección de la tubería. Se acoplan a la tubería unos módulos de flotabilidad fijos a medida que se

empujan desde la barcaza, y el cable se mantiene tensionado para controlar la profundidad de cada 

sección y evitar que toque el fondo del mar hasta que llegue a su sitio. Una vez que la sección de la 

tubería está en su lugar, se retiran las boyas fijas; la tubería se llena de agua y se baja a su lugar.

El segmento 5 se construiría en la barcaza para la colocación de las tuberías submarinas ubicada en el PI 

4. Luego se suelda y la barcaza grúa coloca el segmento en el PI 5.
2-18

Después de que los cinco segmentos de la tubería estén en posición, se sueldan a los segmentos 

adyacentes. El caño de subida en tierra también se construye en la barcaza de tendido de las tuberías. Una 

vez completado el caño de subida, el extremo de la tubería del segmento 5 en PI 6 se saca fuera del agua 

usando la barcaza grúa. Se ensambla el caño de subida y el segmento 5 se baja a su lugar. Para completar 

el acercamiento a la costa de la Planta Aguirre, se anexa un caño de subida al mamparo de la pared, y una 

sección horizontal sobre el suelo en el lateral hacia tierra se fija a un soporte de hormigón. El caño de 

subida se conecta a secciones de la tubería hacia el mar y hacia tierra y se coloca una reja de protección 

por encima, conectándola a la pared de cierre para evitar posibles colisiones de buques contra la tubería. 

La Figura 2.3.4-6 muestra la reja de protección propuesta para el gasoducto y los segmentos verticales.

2.3.4.2 Fase 2: Procedimientos de soterrado de la tubería

Después de que se construye y se ubica el gasoducto, la tubería queda soterrada o protegida por 

esteras de hormigón de acuerdo con 49 CFR 192. En los lugares donde la tubería esté instalada en aguas 

de profundidad inferior a 12 pies (4 m) (porciones de los segmentos 3 y 4, y todo el segmento 5) el 

gasoducto será soterrado a un mínimo de 3 pies (1 m) de la cubierta a la parte superior de la tubería (49 

CFR 192.237 (1)). En las zonas con una profundidad de agua de más de 12 pies (4 m) (porciones del 

segmento 3, todos los segmentos 1 y 2), el gasoducto será soterrado de forma tal que la parte superior de 

la tubería quede pareja con el nivel natural del lecho marino (49 CFR 192.237 (2)). En las zonas con 

arrecifes de coral en el segmento 2, Aguirre LLC propone utilizar esteras de hormigón sobre la tubería de 

protección en lugar de soterrarlas. La Información específica relacionada con el segmento 2 protección de 

oleoductos se presenta en la sección “Esteras de hormigón” a continuación.

Se completará el soterramiento del ducto a una profundidad de 3 pies (1 m) de la cubierta o al 

grado usando una herramienta que funciona a chorros de inyección / aspiración operada por buzos, 

conectada a una bomba a bordo de la barcaza grúa. La unidad tiene un cabezal de inyección / aspiración, 

una manguera que conecta la cabeza de chorro / aspiración a la bomba, una manguera de descarga que 

sale de la bomba, un difusor y un marco con una cortina de turbidez sobre el difusor. 

Antes de soterrar la tubería, el buzo utiliza un medidor de profundidad Pneumo para tomar una 

lectura del fondo del lecho marino en cada marca de la junta. La barcaza grúa se ubica empleando las 

patas de agarre para colocar la bomba de inyección / aspiración sobre la sección de la tubería a soterrar. 

La grúa moverá la manguera de la bomba de inyección / aspiración aproximadamente a la misma 

velocidad que el buzo. El difusor se coloca sobre la tubería a una distancia de 90 pies (27 m) detrás del 

buzo para el despliegue inicial y se ajusta según sea necesario, dependiendo de la velocidad de 

movimiento del buzo. La bomba arrastra o succiona los sedimentos por debajo de la tubería, vuelve a 

depositar los sedimentos de la manguera de descarga y el difusor sobre las áreas de tuberías que han 

descendido a las profundidades adecuadas. La bomba está equipada con una manguera de inyección / 

aspiración de 200 pies de largo (61 m) y una manguera de descarga de 120 pies de largo (37 m). La 

bomba se coloca a lo largo del borde de la barcaza grúa que el buzo esté usando para optimizar la 

cantidad de manguera disponible. Debido a las limitaciones en el alcance de la grúa y de la longitud de la 

manguera, la barcaza y el equipo de la grúa se pueden mover y volver a ubicar cada 240 pies (73 m). La 

Figura 2.3.4-7 muestra un dibujo típico de la disposición de la bomba de inyección / aspiración.
2-19
2-20
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El gasoducto será soterrado en secciones de no más de 120 pies (37 m) por vez. El soterramiento 

comienza con la mano del buzo haciendo pasar el chorro a lo largo del lateral de la tubería más cercana a 

la barcaza grúa y aplicando el chorro hasta unos 120 pies (37 m) a lo largo de la tubería. El buzo luego se 

traslada al otro lado de la tubería y aplica el chorro hasta regresar al punto de partida original, eliminando 

así la suciedad en ambos lados de la tubería. La etapa inicial licua el sedimento por debajo de la tubería 

sin dejar un gran penacho de sedimentos y establecería la alineación de la tubería que se baja. Al regresar 

al punto de partida, el buzo comienza la aspiración de bombeo a lo largo de la misma longitud de la 

tubería que fue previamente lavada con chorros. El proceso continúa hasta que la tubería alcance la 

profundidad necesaria de soterramiento. Después de completar el soterramiento de una sección de tubería, 

el buzo continúa con la siguiente sección de 120 pies (37 m). El medidor de profundidad Pneumo se 

utiliza para tomar lecturas cada 50 pies (15 m) como máximo en la parte superior de la tubería y 

asegurarse de que la tubería haya alcanzado la profundidad apropiada antes de arruinar la 

resedimentación. La profundidad real de soterramiento se basa en la diferencia entre las lecturas actuales 

e iniciales de profundidad. Aguirre LLC anticipa que se necesitarían dos pasadas de la bomba de 

inyección / aspiración para soterrar la tubería con el fin de alcanzar el nivel natural del suelo marino y que 

se requerirían cinco pasadas de la bomba de inyección / aspiración para lograr los 3 pies (1 m) de 

recubrimiento de las secciones necesarias de la tubería

Un cabezal de difusor se ubica en el extremo de la manguera de descarga para minimizar la 

dispersión de depósitos en el lugar de paso. La Figura 2.3.4-8 ilustra las propuestas de cabezal de difusor 

y cortinas de turbidez. El cabezal del difusor sería de aproximadamente 9 a 12 pies de ancho (de 3 a 4 m), 

para depositar los sedimentos a lo ancho del área disturbada. El cabezal difusor estaría suspendido sobre 

la tubería dentro de un marco hecho a medida, rodeado por una cortina de turbidez para minimizar el 

movimiento de sedimentos desde la zona de paso. La cabeza del difusor y el marco se probarán antes de 

su uso a lo largo de todo el recorrido de la tubería; se ajustarán la altura del difusor sobre la tubería y la 

cantidad de peso en la parte inferior de la cortina de turbidez para maximizar la distribución de 

sedimentos en la tubería y reducir al mínimo el movimiento de sedimento en el área de paso. La 

operación de soterrado del gasoducto se efectúa durante las 24 horas del día hasta su finalización.

Esteras de hormigón 

Aguirre LLC instalaría esteras de hormigón como un paso adicional para proteger la tubería en 

cada PI. Cada PI tendría una sola capa de esteras de hormigón colocadas sobre el codo del PI en la tubería 

para protegerla de daños. Se estima que se necesita una cantidad de tres esteras (60 pies de longitud total 

por 8 pies de ancho) para cubrir el codo de la tubería. Las esteras suelen ser revestimientos de hormigón 

articulados que miden alrededor de 20 pies de largo (6 m) y 8 o 12 pies de ancho (2 o 4 m) y tienen un 

espesor de 9 pulgadas (23 cm). Este diseño de estera de concreto es una matriz flexible de las celdas de 

hormigón sólido que están estrechamente entrelazadas y unidas de forma individual por una soga de 

polipropileno, lo que resulta en un perfil bajo cuando se instala sobre la tubería. Las esteras generalmente 

no se anclan al fondo del mar. La Figura 2.3.4-9 muestra un detalle típico de la estera de hormigón 

propuesta.

Según lo propuesto, Aguirre LLC no soterraría la porción del segmento 2 que atraviesa el 

arrecife, para poder disminuir algunos de los impactos de la instalación de tuberías en el hábitat de los 

arrecifes. Debido a los cambios de elevación del terreno en el arrecife, la tubería no estaría en contacto 

directo con el fondo marino en todo el cruce de arrecife. Más bien, el gasoducto se apoyaría mediante

puntales, bolsas de lechada y esteras colocadas debajo de la tubería para soportar las áreas de intervalo.

La ubicación exacta de los soportes de tuberías se determinará durante la fase de ingeniería detallada y 

finalizará durante la construcción del gasoducto.
2-22
2-23
2-24

Después de que el segmento 2 esté suficientemente apoyado y en su lugar, una sola capa de 

esteras de hormigón se colocará sobre toda la sección de la tubería que atraviesa la zona de arrecifes. Una 

capa adicional de esteras se colocará sobre los extremos de la sección de arrecife que ya tiene esteras, 

tanto en los extremos norte como sur de la sección de arrecife. Las esteras de doble capa se anclan con 

tacos y tornillos de hélice para evitar que la tubería se mueva dentro del arrecife. Los tacos hélice estarían 

conectados a las esteras de hormigón utilizando conectores de anclaje de acero inoxidable y estarían al ras 

de la parte superior de las esteras de hormigón. Sin embargo, en la sección 4.5.2.4 recomendamos que 

Aguirre LLC considere la posibilidad de utilizar una perforación direccional horizontal (HDD, por sus 

siglas en inglés) agua al agua en el segmento 2 para evitar el impacto permanente sobre el hábitat del 

arrecife de coral.

Además de soterrar la tubería para el segmento 5 (aproximadamente 1,319 pies [402 m] entre el 

PI 5 y el PI 6), Aguirre LLC propone instalar también refuerzos en las esteras de hormigón en el fondo 

marino en la parte superior de la sección de tubería soterrada en la zona de aproximación a tierra. Esto 

sería un paso adicional para proteger el oleoducto en el improbable caso de que un buque, barcaza o barco 

se acerque al ducto. Las esteras de hormigón se bajan a la tubería usando la barcaza grúa. En lugar de 

utilizar anclajes hélice-tornillo para las esteras en esta ubicación, los bordes de las esteras de hormigón se 

bajarán al fondo marino usando el equipo de chorro de mano.

Cuando el gasoducto realiza la transición entre el soterramiento y el grado natural de 3 pies (1 m) 

de cubierta, la transición de elevación de la tubería no debería superar una pendiente de 1:25. Sin 

embargo, en el arrecife de coral situado a lo largo del segmento 2, el gasoducto estaría en una pendiente 

1:25 para dar cabida a la transición entre aguas poco profundas y aguas profundas.

Prueba hidrostática

Antes de la conexión final con FSRU y la Planta Aguirre, toda la tubería se sometería a una 

prueba hidrostática de acuerdo con 49 CFR 192 y condiciones del permiso correspondiente, para asegurar 

que el sistema esté libre de fugas y proporcione el margen necesario de seguridad en presiones de 

funcionamiento.

La prueba hidrostática implicaría llenar la tubería con agua de mar mediante bombas portátiles de 

gran volumen situadas en la barcaza para la colocación de las tuberías submarinas en alta mar. El índice 

de entrada dependería de la velocidad del raspa tubos 1 utilizado en la prueba, que oscilaría entre 1.5 a 3 

pies (0.5 a 1 m) por segundo. La toma de agua estaría equipada con una pantalla de 100 micrones para 

prevenir la entrada de organismos. Se necesitarían unos 240,000 galones (909 m3) de agua para llenar la 

tubería y completar una prueba hidrostática. Durante la prueba, el agua dentro de la tubería se presurizaría 

y se controlaría para lograr una presión constante durante un período de ocho horas. Aguirre LLC no 

prevé la necesidad de más de un examen completo, aunque puede ser necesaria cierta reposición de agua 

de tener que despresurizar y volver a ajustar conexiones o bridas aisladas.

2.3.5 Restauración

Después de la construcción, los buques parten. Aguirre LLC supervisaría la tubería soterrada 

durante la vida útil del proyecto para asegurar que la tubería mantenga la profundidad de soterramiento, 

debido a que el gasoducto sería soterrado a grado natural o con 3 pies (1 m) de cubierta en la Bahía de 

Jobos, Aguirre LLC implementaría medidas, desarrolladas en consulta con el personal del organismo

correspondiente, para restaurar áreas perturbadas temporalmente por las actividades de construcción. Los 

 

1 Un "diablo” de tuberías es un dispositivo utilizado para limpiar o inspeccionar la tubería.
2-25

herbazales de marisma, con gran prevalencia entre PI 3 y PI 4, se verían perturbados durante la 

construcción. Sin embargo, anticipamos que, a través de la propagación natural de semillas y rizomas, 

podrían restablecerse los mismos sobre la tubería. Aguirre LLC aplicaría su propuesta de Plan de 

Mitigación de Recursos Bentónicos para garantizar la recuperación de esta zona. El impacto potencial 

sobre los recursos sensibles y las medidas de mitigación propuestas por Aguirre LLC se discuten en la 

sección 4.0. 

2.4 PROGRAMA DE CONSTRUCCIÓN Y FUERZA LABORAL

Aguirre LLC anticipa que la construcción de las instalaciones del Proyecto tomaría unos doce 

meses y comenzará cuando se hayan recibido todos los permisos necesarios y las aprobaciones 

regulatorias. La duración estimada de las principales actividades de construcción se resume en la tabla 

2.4-1. Aguirre afirmó que la selección final de la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación

específica de la flota de Excelerate Energy se haría después de la emisión de la autorización de la FERC.

TABLA 2.4-1

Programa de Construcción para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Componente del Proyecto Duración a

Terminal Marítimo de GNL

Infraestructura marina b9 meses

Instalaciones de superficie 8 meses

Tubería submarina c3 meses

____________________

a

Las duraciones se superponen; la duración total del proyecto se estima en 12 meses.

b. Incluye infraestructura de apoyo y cubierta de plataforma. 

c

Incluye 15 a 20 días para cada uno de los segmentos de la tubería.

Aguirre LLC anticipa que necesitará aproximadamente 350 trabajadores durante un período de 

construcción de 12 meses. Aguirre LLC se ha comprometido a contratar localmente al menos el 10 por 

ciento de su fuerza laboral para la construcción. (Véase la sección 4.8.12).

2.5 CUMPLIMIENTO, INSPECCIÓN Y VIGILANCIA AMBIENTAL

Aguirre LLC llevaría a cabo todas las actividades del Proyecto de conformidad con los 

reglamentos, permisos y aprobaciones federales, del estado y locales. Aguirre LLC emplearía un 

Inspector Ambiental (EI) para asegurarse de que las medidas contenidas en la FERC Plan de Control de 

Erosión de Prados de Altiplanicie, Revegetación, y Plan de Mantenimiento (Plan) y Construcción de 

Humedales y las masas de agua y Procedimientos de Mitigación (Procedimientos); y todos los planes 

específicos al proyecto de Aguirre LLC; y cualquier otra condición o acuerdos de licencias ambientales se 

cumplirán durante las actividades de construcción y restauración. El inspector ambiental tendría autoridad 

para detener las actividades de construcción que no cumplan con las medidas establecidas en los 

documentos y las autorizaciones del Proyecto y también para ordenar medidas correctivas. 
2-26

Aguirre LLC desarrollaría e implementaría un programa de capacitación ambiental adaptado al 

proyecto y sus requisitos. El programa estaría diseñado para garantizar que:

 el personal ambiental calificado proporcione sesiones de capacitación enfocadas a todo el 

personal antes de comenzar a trabajar;

 se mantengan registros adecuados de capacitación; y

 se proporcionen cursos de actualización según sean necesarios para mantener un alto 

conocimiento de los requisitos ambientales.

Todo el personal recibiría una observación y un conocimiento especial de los mamíferos marinos 

antes de realizar alguna actividad en el agua. Además, habría observadores de mamíferos marinos 

certificados por NOAA presentes en todas las embarcaciones para la construcción durante las actividades 

de construcción.

2.6 PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

La operación del proyecto implicaría la recepción de GNL en el Terminal Marítimo de GNL

desde transportadoras de GNL, transfiriendo el GNL a la Unidad Flotante de Almacenamiento y 

Regasificación para un almacenamiento temporal, y la regasificación del GNL para entregarlo en forma 

de gas natural a través de la tubería submarina a la Planta Aguirre existente. El funcionamiento de las 

instalaciones del Proyecto estaría apoyado por una oficina con base en tierra y un muelle existente en la 

Planta Aguirre (véase la figura 2.2-2).

Una embarcación de servicio del puerto (PSV) transportaría al personal al Terminal Marítimo de 

GNL. Las embarcaciones de servicio del puerto también ayudarán en las operaciones de rutina y la 

entrega de suministros. Las embarcaciones de servicio del puerto variarían en longitud de 110 a 125 pies 

(34 a 38 m) con una carga de cubierta de alrededor de 30 toneladas (27,200 kg) y una carga de pasajeros 

de unas 30 a 40 personas. Además de las embarcaciones de servicio del puerto, el personal podría 

transportarse con embarcaciones más pequeñas (25 a 30 pies [8 a 9 m] de longitud). Las embarcaciones 

PSV y otras embarcaciones podrían proporcionar transporte a diario durante las operaciones de rutina. 

Se necesitaría nitrógeno en el Terminal Marítimo de GNL para purgar el establecimiento al 

prepararlo para el mantenimiento o la puesta en marcha después de una larga parada. En la plataforma se 

incluiría un generador de nitrógeno suficiente para sostener las operaciones normales mar adentro. Los 

generadores a gas/diésel en la plataforma generarían energía eléctrica para la plataforma del Terminal 

Marítimo de GNL. La plataforma también incluiría centros de distribución, transformadores y de control 

de motores, según sea necesario para distribuir la energía en todo el establecimiento. El equipo eléctrico 

se encontraría alojado en una sala de control de clima controlado.

2.6.1 Transportadora de GNL

El GNL se transferiría desde la transportadora de GNL a los tanques de almacenamiento en la 

Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación mediante brazos de descarga y tubería criogénica 

en la superficie de la plataforma. La transferencia de GNL desde la transportadora de GNL implicaría el 

enfriamiento de los brazos de carga y tubos de GNL líquido situados en la superficie del Terminal 

Marítimo de GNL. Durante la transferencia, se acumularía algo de vapor de GNL dentro de los tanques de 

almacenamiento de GNL como resultado de cambios en el calor y la presión y a través del 
2-27

desplazamiento de la transportadora mientras se carga GNL en la Unidad Flotante de Almacenamiento y 

Regasificación. El sistema de manejo de vapor recogería el gas natural y lo dirigiría de nuevo a la 

transportadora de GNL, a los calentadores de proceso para su uso como combustible o al recondensador 

que volvería a licuar el vapor y lo enviaría a los tanques de almacenamiento en la Unidad Flotante de 

Almacenamiento y Regasificación. La transferencia de GNL desde la transportadora de GNL a la Unidad 

Flotante de Almacenamiento y Regasificación tomaría unas 72 horas en completarse.

Durante la transferencia, la transportadora de GNL tomaría agua de mar de lastre para mantener 

un calado constante. No se descargaría agua de lastre importado durante ninguna fase de la operación en 

general. La transportadora de GNL estaría sujeta a los requisitos de Guardia Costera de los EE. UU. y a 

los requisitos estatales de puertos y cumpliría con las normas para el intercambio de agua de lastre 

establecidas por la Organización Marítima Internacional (IMO) (IMO, 2004). 

Mientras esté acoplada, la transportadora de GNL requeriría de agua de mar para la refrigeración 

de los motores que generan energía eléctrica para las bombas de descarga y otros sistemas de a bordo. Los 

motores de una transportadora de GNL están encendidos mientras está en el muelle. Por lo tanto, se 

estima que el agua de refrigeración necesaria durante todo el tiempo que la transportadora de GNL esté en 

el Terminal Marítimo de GNL es de hasta unas 88 horas por transportadora. El agua de mar se utilizaría 

como una fuente de agua de refrigeración. El uso de agua de mar durante la operación de las instalaciones 

del Proyecto se discute en la sección 4.3.1.3.

2.6.2 Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación

El GNL se transfiere desde los tanques de almacenamiento de la FSRU mediante bombas 

sumergibles a vaporizadores en la plataforma de atraque en alta mar. Después de la revaporización, el gas 

natural fluiría a tierra a través de la tubería submarina utilizando el colector de gas de alta presión y 

brazos de carga. Un dibujo esquemático de un brazo de carga de gas de alta presión se muestra en la 

figura 2.6.2-1. Los brazos de carga estarían en una posición de almacenamiento en la plataforma sin 

presión interna cuando no estén en uso. Un sistema de energía hidráulica se utilizaría para mover, 

conectar o desconectar los brazos de carga durante el funcionamiento.

Una vez en funcionamiento, los brazos de carga conectados a la FSRU serían monitoreados 

mediante potenciómetros. La posición de los brazos de carga podría ser detectada a través de un sistema 

de control situado en la sala de control en la plataforma de atraque en alta mar y un enlace de

comunicaciones en la FSRU. Los interruptores de proximidad independientes vigilarían la posición del 

brazo contra los límites de funcionamiento predefinidos y éstos iniciarían acciones de seguridad 

secuenciales en el caso de que la posición del brazo exceda los límites de funcionamiento.

La regasificación se llevaría a cabo con un sistema de vaporización de lazo cerrado, que no 

requeriría la toma y descarga de agua de mar. El proceso de regasificación de GNL se describe en la 

sección 2.6.3. Sin embargo, otras operaciones de rutina requerirían el uso de agua de mar, si la FSRU está 

en modo de espera o modo de vaporización. Estas operaciones incluirían el mantenimiento de sistemas de 

enfriamiento principales y auxiliares de la embarcación, la regulación de las aguas de lastre, la provisión 

de una cortina de agua de seguridad durante la transferencia de GNL y la regasificación, el mantenimiento 

de un sistema de desalinización para proporcionar agua dulce para usos sanitarios y hotelling y el 

mantenimiento de un sistema preventivo de crecimiento marino. El uso de agua de mar durante la 

operación de las instalaciones del Proyecto se discute en la sección 4.3.1.3
2-28
2-29

La FSRU estaría sujeta al Capítulo I USCG 46, CFRS subcapítulo O Ratificación de la Guardia 

Costera y las inspecciones del Estado del puerto para las embarcaciones de bandera extranjera que operen

en aguas estadounidenses. La USCG llevaría a cabo inspecciones de la FSRU. El mantenimiento 

programado de la FSRU implicaría cortes de servicio periódicos. Durante estos cortes, el mantenimiento y 

las reparaciones de las calderas principales y los sistemas auxiliares y de regasificación se llevarían a cabo 

con el fin de mantener los certificados de clasificación de la embarcación. La FSRU debe ser sometida a 

tareas de mantenimiento en dique seco aproximadamente cada 5 años. Durante los períodos en dique seco 

programados, la PREPA puede solicitarle a Aguirre LLC que use una FSRU similar para cumplir con las 

tasas de bombeo contractuales.

2.6.3 Proceso de regasificación de GNL

El GNL descargado desde las transportadoras se almacenaría en los tanques de carga en la FSRU 

a una presión ligeramente superior a la atmosférica. El GNL sería luego bombeado por bombas de 

alimentación de baja presión a un tambor de aspiración que serviría como acumulador y recipiente de 

compensación para las bombas de GNL de alta presión. Dos pequeñas bombas de alta presión, cada una 

con una capacidad de aproximadamente 10 MMPCD, se utilizan para aumentar la presión del líquido del 

GNL gradualmente durante el arranque para evitar la generación excesiva de gas de evaporación. Una vez 

que se ha logrado una tasa de flujo de regasificación de 10 MMPCD, las válvulas de control de salida del 

vaporizador de GNL se establecerían para controlar el proceso de vaporización a una presión de al menos 

1,088 psi (7,501 kPa). Una bomba de alta presión solo aumentaría el caudal de GNL con el caudal 

mínimo de trabajo de 50 MMPCD, que podría ser aumentado hasta 100 MMPCD con una bomba 

adicional.
2-30

La FSRU estaría equipada con seis bombas de alta presión con una capacidad de 100 MMPCD 

que se utilizarían para enviar el GNL frío (aproximadamente -260 grados Fahrenheit [°F] [-162 grados 

Celsius (°C)]) a los vaporizadores de GNL. Los vaporizadores de GNL consistirían en intercambiadores 

de calor de carcasa y tubo que utilizarían el sistema de calefacción interno de la embarcación (modo de 

lazo cerrado) para vaporizar el gas natural y calentarlo a aproximadamente 39 °F (4 °C). Estas unidades 

serían diseñadas para una velocidad de suministro nominal de 50 MMPCD y una tasa de bombeo máxima 

de 600 MMPCD cuando los seis vaporizadores y las bombas de alta presión están funcionando. Esta 

variabilidad en la tasa de bombeo permitiría a la Planta Aguirre recibir 225 MMPCD que puede utilizar.

El gas natural que deja los vaporizadores de GNL pasaría a través de una estación de regulación para 

asegurar que se mantenga la presión de operación del gas que fluye hacia el brazo de carga.

2.6.4 Instalaciones de tuberías submarinas

Durante la puesta en servicio, Aguirre LLC purgaría la tubería submarina de nitrógeno a baja 

presión, ventilada hacia la atmósfera de la Planta Aguirre, y la llenaría con gas natural proveniente de las 

instalaciones mar adentro. Una vez en funcionamiento, la tubería operaría a una presión de 

funcionamiento máxima permisible de 1,450 psi (9,997 kPa). La capacidad de entrega sostenida normal 

sería de aproximadamente 500 MMPCD, con la entrega máxima de gas natural hasta 600 MMPCD.

Instalaciones asociadas con la tubería incluirían instrumentos de medición y monitoreo de la presión.

El monitoreo de funcionamiento de la tubería incluye la medición de velocidad de descarga y la 

presión y se manejaría desde la FSRU con dotación permanente. Los sistemas de control y adquisición de 

datos de vigilancia serían empleados para monitorear las operaciones. La tubería submarina estaría 

equipada con sistemas de parada automática y manual que se activarían en caso de una fuga en la tubería 

o fallas en el equipo. El mantenimiento de las tuberías incluiría actividades programas regulares 

incluyendo limpieza por raspado a intervalos especificados en los planes de operaciones de Aguirre LLC, 

que se basarían en los requisitos reglamentarios de la PREPA y el DOT, según lo exigen las condiciones.

El 31 de diciembre de 2014, Aguirre LLC presentó un borrador de Manual de Operaciones y 

Mantenimiento (O&M Manual) demostrando un mayor compromiso para proporcionar el manual 

definitivo de Operaciones y Mantenimiento como parte de un diseño futuro. Aguirre LLC declaró que sus 

operaciones estarían en conformidad con todos los requisitos aplicables en 49 CFR 192 que se aplican a 

sus instalaciones y a los gasoductos para gas natural mar adentro. El siguiente es un breve resumen de los 

procedimientos emplazados para el proyecto: 

 la disponibilidad de registros de construcción y mapas para el personal operativo para la 

operación y mantenimiento del gasoducto de forma segura y apropiada;

 la generación de procedimientos de inicio y apagado para asegurar el funcionamiento 

dentro de los límites de presión de funcionamiento máxima permisible (MAOP, por sus 

siglas en inglés) de la tubería; 

 la revisión periódica de cualquier trabajo realizado por el personal de operación para 

determinar la eficacia de los procedimientos utilizados en la operación y el 

mantenimiento normal; 

 la inspección, incluyendo el reconocimiento del fondo, para observar las condiciones de 

la superficie sobre y adyacente a la zona de paso de la tubería para detectar indicios de 

fugas, actividad de construcción, y otros factores que afectan a la seguridad y la 

operación; a realizar por un buzo en un intervalo de 15 meses, pero al menos una vez 

cada año calendario; 
2-31

 la realización de un estudio de fondo para garantizar la integridad de la tubería tan pronto

las condiciones sean seguras, después de un huracán o tormenta tropical dentro del área 

que podría afectar la integridad de la tubería desde un punto de vista ambiental, y de 

seguridad pública / personal, y 

 la reevaluación (inspección) de la tubería a intervalos regulares con una herramienta o 

herramientas capaces de detectar anomalías como corrosión y deformación incluyendo 

abolladuras, estrías y surcos. 

En el caso de determinar que la tubería no cumple con los requisitos de la inspección, se tomarán 

las medidas necesarias para acondicionar la tubería para el cumplimiento de 49 CFR 192-199.

2.7 CONTROLES DE SEGURIDAD

El Proyecto podría representar peligros potenciales durante la operación que afecten a la 

seguridad pública y la función del puerto. Las principales preocupaciones implican acontecimientos o 

incidentes que puedan conducir a un derrame accidental o intencional de GNL proveniente del Terminal 

Marítimo de GNL, lo que representa un peligro. Las consecuencias de un derrame podrían incluir daño 

criogénico estructural, quemaduras, asfixia, daños mecánicos e incendio. El Terminal Marítimo de GNL 

estará aproximadamente a 3 millas (5 km) mar adentro de la Planta Aguirre en el agua por lo menos a 60 

pies (18 m) de profundidad. Se estimarían impactos mínimos sobre la infraestructura terrestre y las 

comunidades en el caso de un accidente relacionado con el GNL. Todas las instalaciones estarían sujetas 

a requisitos de diseño, construcción, operación y mantenimiento estrictos. Aguirre LLC seguiría extensos 

procedimientos de seguridad y emplearía sistemas para monitorear, detectar y controlar los peligros 

potenciales. Los controles de seguridad para el Proyecto se describen a continuación.

2.7.1 Terminal Marítimo de GNL

El Terminal Marítimo de GNL incluiría sistemas de detección de incendio y gas que alertan al 

personal en caso de una emergencia. Estos sistemas serían automatizados, advirtiendo al personal y 

permitiendo que se implementen procedimientos de contingencia de emergencia. Una parada de 

emergencia del sistema (ESD, por sus siglas en inglés) tendría redundancia para asegurar la fiabilidad de 

respuesta en caso de una condición de malestar relacionada con la seguridad. El sistema de ESD de la 

plataforma de atraque en alta mar estaría vinculado al sistema de ESD de la FSRU a través de enlaces de 

comunicación entre la embarcación y tierra.

La protección contra incendios para la instalación mar adentro respetaría las normas establecidas 

por la Norma 59A para la Producción, el Almacenamiento y el Manejo de GNL de la Asociación 

Nacional de Protección contra Incendios (NFPA). Los componentes de protección contra incendios 

incluyen:

 instrumentos de detección de gas e incendios;

 sistema principal de anillo húmedo;

 sistema de ESD;

 bombas de incendios principales y auxiliares;

 monitores oscilantes para lluvia de la FSRU y equipos de la plataforma de atraque en alta 

mar;

 rieles de pulverización de agua para los brazos de carga y galerías maestras;
2-32

 hidrantes y conexiones de la embarcación de la IMO;

 sistemas de cortina de agua para protección de escape del personal;

 limpieza de cubierta debajo de los tanques de drenaje de frío para la dispersión de gotas 

de GNL; y 

 limpieza de cubierta para protección del colector de carga de GNL y cubiertas y 

estructuras laterales.

La FSRU estaría sujeta a USCG 46 CFR Capítulo I Subcaptítulo O, Ratificación de la Guardia 

Costera y las inspecciones del Estado del puerto.

2.7.1.1 Sistema de recolección de derrames

Los tanques de GNL de la FSRU serían tanques de doble contención, con un tanque interior 

completo dentro de un tanque exterior completo. Los tanques serían diseñados de acuerdo con el Código 

Internacional de Transportadoras de Gas de la IMO.

Las embarcaciones, incluidas las FSRU, están obligadas por el Convenio Internacional para la 

Prevención de la Contaminación por Buques (MARPOL) a mantener un plan de emergencia a bordo en 

caso de contaminación por hidrocarburos (SOPEP). La Regulación 26 del Anexo I del MARPOL 73/78 

exige que los petroleros de más de 150 toneladas bruta y todas las embarcaciones de más de 400 toneladas 

brutas lleven un SOPEP aprobado (IMO, 1983). Los SOPEP contienen medidas y planes para responder y 

mitigar los efectos de un incidente de contaminación que se origina con una embarcación. Los planes 

incluyen información de contacto para que las organizaciones de respuesta a emergencias respondan a un 

incidente de contaminación.

Las embarcaciones que recalen en los Estados Unidos deberán contratar los servicios de una 

organización de respuesta para proporcionar capacidades de primera respuesta en caso de un derrame en 

aguas estadounidenses. Estos planes deben ser revisados y aprobados por la administración de bandera de 

la embarcación y serían revisados periódicamente por el personal de Inspección Marina de la USCG. La 

FSRU, así como las transportadoras de GNL que recalen en el Terminal Marítimo de GNL, mantendrían 

los SOPEP. La FSRU también mantendría un Certificado de Responsabilidad Financiera de conformidad 

con la Ley de Contaminación por Petróleo de 1990.

2.7.1.2 Sistemas de detección y control de incendios y riesgos.

La FSRU estaría equipada con una variedad de herramientas de prevención, detección y extinción 

de incendios. La embarcación cumpliría los requisitos para una transportadora de GNL en la lucha contra

incendios como se establece en el Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida Humana en el Mar 

(SOLAS) (IMO, 1974). Los equipos y sistemas instalados serían los aprobados por la sociedad de 

clasificación de la embarcación y estratégicamente ubicados para un rápido despliegue y uso e 

inspeccionados periódicamente para la disponibilidad operacional. Aguirre LLC mantendría los sistemas 

y equipos de acuerdo con un sistema de mantenimiento planificado que sería documentado y abierto a los 

registros de inspección en el Sistema de Gestión de Seguridad de la embarcación.

La FSRU y el personal de la plataforma de atraque en alta mar recibirían una instrucción de lucha 

contra incendios específica para GNL y marina de las escuelas de extinción de incendios acreditadas 

internacionalmente. El personal utilizaría una variedad de herramientas, agentes y técnicas para prevenir, 

detectar y extinguir incendios y mitigar los daños en caso necesario, al mismo tiempo que se protege el 

medio ambiente externo a la embarcación.
2-33

Los requisitos de lucha contra incendios y salvamento de la Marina según 33 CFR 155 regulan 

los buques que transportan petróleo. La plataforma de atraque en alta mar seguiría las regulaciones 

pertinentes a la lucha contra incendios y la respuesta a emergencia para las instalaciones de GNL, 33 CFR 

127. Aguirre LLC desarrollaría un plan de respuesta a emergencia específico del Proyecto (ERP, por sus 

siglas en inglés) para su aprobación por la FERC antes de la construcción de un sitio. Aguirre LLC 

consultaría con la USCG y otras agencias locales y del estado libre asociado, según sea necesario, durante 

la preparación del ERP. El ERP se ocuparía de la extinción de incendios marinos y la respuesta en la 

plataforma de atraque en alta mar. El Manual de Procedimientos de Emergencia abordaría la respuesta de 

extinción de incendios marinos, así como la respuesta a un derrame de petróleo cuando se relaciona con 

búnkeres, pequeños derrames resultantes de líneas hidráulicas u otros equipos auxiliares en la instalación.

El medio de extinción de incendios sería el agua de mar. Como esto representa una fuente de agua 

esencialmente infinita, no sería necesario ningún sistema de respaldo. La plataforma de atraque en alta 

mar, alojaría algunos equipos de respuesta a derrames de petróleo, incluyendo pero no limitado a, 

tambores vacíos, baldes, láminas absorbentes, bidones de plástico y guantes de protección.

2.7.1.3 Sistema de desconexión de emergencia

Un sistema de ESD extenso activado de forma manual y/o automática y sistema de desconexión 

automática activado de forma manual (ASD) desactivaría la regasificación de GNL y la transferencia de 

gas natural en caso de un funcionamiento defectuoso. La principal diferencia entre los dos sistemas es que 

el sistema ESD está destinado a trabajar para detener rápidamente la transferencia de carga durante una 

situación de emergencia y causar que las válvulas de aislamiento o ESD principales se cierren 

automáticamente, finalizando la transferencia de carga. El sistema ASD está diseñado para evitar daños 

mecánicos a los equipos y otros problemas mediante la eliminación de la posibilidad de que exista una 

condición peligrosa. En cualquier momento durante las operaciones de transferencia de gas en que ocurra 

un ASD o ESD, la persona a cargo del operador de la embarcación (PIC, por sus siglas en inglés)

confirmaría la desconexión al operador de la instalación de atraque en alta mar. Siguiendo una función de 

ASD o ESD, el operador de la embarcación debe demostrar a la persona a cargo que la causa de la 

desconexión ha sido ratificada y debe recibir el permiso de la persona a cargo para reanudar las 

operaciones de descarga de gas.

El sistema de ESD puede ser iniciado manualmente por el personal de operación desde varias 

estaciones de ESD alrededor de la FSRU. Los interruptores manuales de ESD estarían ubicados en cuatro 

lugares a bordo de la embarcación que controlan las válvulas de ESD en la FSRU y en la plataforma de 

atraque en alta mar. El operador de la embarcación controlaría las válvulas que conectan la FSRU y el 

sistema de tuberías de gas natural. Los equipos de detección a bordo de la FSRU incluirían sistemas de 

detección de gas, incendio y humo de última generación que monitorean continuamente la atmósfera de la 

FSRU.

Además de la operación manual descrita anteriormente, el ESD se activa cuando cualquiera de los 

sensores automáticos de control permisivo indican una situación no estándar, incluyendo (pero no 

limitado a) la detección de vapor de gas de hidrocarburo al 60 por ciento del límite inferior de 

explosividad inferior o la detección de incendio.

2.7.2 Instalaciones de tuberías

Las “Normas Mínimas de Seguridad Federal” de la Administración de Seguridad de Materiales 

Peligrosos y Tubería (PHMSA) para tuberías de gas natural, que figuran en 49 CFR 192 describen las 

normas mínimas para el funcionamiento y mantenimiento de las instalaciones de tuberías, incluyendo el 

requisito de establecer un plan escrito que rija estas actividades. Conforme a 49 CFR 192.615, cada 

operador de la tubería también debe establecer un plan de emergencia que proporcione los procedimientos 
2-34

escritos para minimizar los riesgos de casos de emergencia que se produzcan en el gasoducto. Los 

elementos clave del plan de emergencia incluirían procedimientos para:

 recibir, identificar y clasificar los avisos de eventos que requieran una respuesta 

inmediata por parte del operador;

 establecer y mantener comunicaciones con funcionarios públicos, policía y bomberos 

correspondientes;

 pronta y efectiva respuesta a un aviso de cada tipo de emergencia, incluyendo:

o gas detectado dentro o cerca de un edificio;

o incendio cerca de o que involucra directamente a instalaciones del gasoducto;

o una explosión que ocurre cerca o que involucre directamente a una instalación 

del gasoducto; o

o desastres naturales;

 hacer que el personal, equipos, herramientas y materiales estén disponibles en el lugar de 

la emergencia;

 proteger a las personas primero y luego a la propiedad y asegurar contra peligros 

potenciales o reales a la vida o la propiedad;

 la parada de emergencia y la reducción de la presión en cualquier sección del sistema 

necesarios para minimizar los peligros a la vida o la propiedad;

 notificar a bomberos, policías adecuados y otros funcionarios públicos de emergencias de 

gasoductos y coordinar con ellos las respuestas planificadas y las respuestas reales 

durante una emergencia; y

 investigar las fallas;

 establecer procedimientos para las acciones que debe efectuar un controlador durante una 

emergencia de acuerdo con § 192.631; y

 restablecer de forma segura cualquier interrupción del servicio.

Cada operador debe capacitar al personal de operación adecuado para asegurarse de que estén 

bien informados de los procedimientos de emergencia y verificar que la capacitación sea efectiva.

Después de cualquier emergencia, el operador debe revisar las actividades de los empleados para 

determinar si los procedimientos fueron seguidos de manera efectiva. Cada operador debe establecer y 

mantener relación con bomberos, funcionarios de policía y funcionarios públicos para identificar los 

recursos y las responsabilidades de cada organización que puedan responder a casos de emergencia que se 

produzcan en el gasoducto y coordinar la asistencia mutua para hacer frente a las emergencias. El 

operador también debe establecer un programa de educación continua para permitir a los clientes, el 

público, los funcionarios del gobierno y aquellos que participan en las actividades de excavación 

reconocer casos de emergencia que se produzcan en el gasoducto e informarlos a los funcionarios

públicos adecuados.
2-35

Un plan de emergencia de acuerdo con 49 CFR 192 para el componente de tubería submarina se 

incorporaría en el ERP de Aguirre LLC.

2.8 PLANES FUTUROS Y ABANDONO

Aguirre LLC no ha identificado ningún plan futuro para expansión o abandono de las 

instalaciones del Proyecto. Recibimos varios comentarios relacionados con los volúmenes de GNL que se 

entregarían al terminal de GNL en exceso de lo que la Planta Aguirre puede consumir. Aguirre LLC 

sostiene que el volumen extra de GNL es necesario para mantener la suficiente capacidad de 

almacenamiento de combustible para la Planta Aguirre. Aguirre LLC también declaró que las EBRV de 

Excelerate, una de las cuales se utilizaría para la FSRU, debe ser el tamaño adecuado para ser útil en 

varios proyectos diferentes y que la capacidad para disminuir el bombeo a 50 MMPCD permitiría a la 

Planta Aguirre recibir solo la cantidad de gas natural que es capaz de utilizar. Tanto Aguirre LLC como la 

PREPA afirman que el único propósito del Proyecto es abastecer de gas natural a la Planta Aguirre.

La EPA también afirmó su preocupación por la capacidad adicional en la FSRU y la posibilidad 

de transporte del gas a otras instalaciones en Puerto Rico. El 5 de noviembre de 2013, la EPA solicitó más 

información sobre la capacidad adicional en respuesta a la solicitud de Análisis de no aplicabilidad de 

PSD de la PREPA. Tras la respuesta de la PREPA a las preocupaciones de la EPA, la EPA publicó su 

conclusión el 6 de mayo de 2014, que la Central Eléctrica Aguirre y el Proyecto propuesto no estarían 

sujetos a requisitos de PSD siempre que ciertas condiciones del permiso se incluyan en los permisos de 

construcción de la JCA, tanto para la Planta Aguirre como para el Proyecto. Estas condiciones relativas a 

la capacidad disponible en la FSRU incluyen, pero no se limitan a, lo siguiente:

 La PREPA deberá tener y tendrá todos los derechos necesarios para utilizar las 4.0 millas 

(6.4 km) de la tubería y la instalación del Terminal Marítimo de GNL.

 los acuerdos contractuales entre la PREPA y Excelerate Energy otorgarán a la PREPA

derechos exclusivos sobre el 100 por ciento del GNL en el Terminal Marítimo de GNL; y

 cualquier cambio propuesto para transferir el gas natural del Terminal Marítimo de GNL 

a otra entidad que no sea la Planta Aguirre de la PREPA será presentado a la EPA para su 

revisión a fin de determinar si la determinación de una sola fuente sigue siendo válida.

Estas condiciones en la conclusión de la EPA de ese modo prohíben el uso de la capacidad de gas 

adicional en cualquier otra instalación que no sea la Planta Aguirre sin permisos y una revisión adicional.

Si se propone la expansión de las instalaciones del Proyecto para proporcionar el servicio de gas 

natural a otras instalaciones, Aguirre LLC tendrá que cumplir con las regulaciones federales, estatales y 

locales adecuadas. Del mismo modo, si las instalaciones del Proyecto se abandonan en el futuro, Aguirre 

LLC tendría que cumplir con regulaciones federales, estatales y locales vigentes en ese momento 

(incluyendo las regulaciones de abandono de la FERC).

3-1

3.0 ALTERNATIVAS 

En conformidad con la NEPA y la política de la Comisión, se evaluaron alternativas al Proyecto 

del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre para determinar si podrían ser razonables y tener ventajas 

ambientales significativas en comparación con el proyecto propuesto. La NEPA requiere que las agencias 

federales evalúen alternativas razonables para una importante medida federal propuesta. De acuerdo con 

el CEQ, las "alternativas razonables incluyen aquellas que son prácticas o factibles desde el punto de vista 

técnico y económico, y que utilizan el sentido común, en lugar de ser simplemente deseables desde el 

punto de vista del solicitante" (CEQ, 1981). Además, la FERC ha establecido varios criterios clave para 

evaluar las alternativas potenciales identificadas para un proyecto determinado. Por lo tanto, cada 

alternativa se evalúa teniendo en cuenta lo siguiente:

 si sería o no técnica y económicamente factible y práctica;

 si ofrecería o no ventajas ambientales significativas sobre el proyecto propuesto; y

 si cumpliría o no con los objetivos del proyecto propuesto.

Con respecto al primer criterio, no todas las alternativas concebibles son técnicamente factibles y 

prácticas. Por ejemplo, es posible que algunas de las alternativas no se puedan implementar debido a las 

dificultades tecnológicas o relativas a la logística. Al llevar a cabo un análisis de las alternativas, es 

importante reconocer las ventajas y desventajas ambientales de las medidas propuestas, con el fin de 

centrar el análisis en las alternativas razonables que puedan reducir los impactos y ofrecer una ventaja 

ambiental significativa. Por último, una alternativa debe como mínimo cumplir con los objetivos de los 

proyectos propuestos.

Particularmente para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre, el objetivo de 

nuestra evaluación de alternativas fue determinar si existen alternativas razonables que generarían un 

menor impacto ambiental que el Proyecto, tal como se lo propone, sin dejar de cumplir con los objetivos 

del Proyecto. Como se describe en la sección 1.1, Aguirre LLC indicó los siguientes objetivos del 

Proyecto: 

 diversificar las fuentes de energía de la Planta Aguirre, reduciendo así el uso de 

combustibles, tal como se indica en el Plan Estratégico Corporativo de la PREPA 2011-

2015;

 permitir que la Planta Aguirre cumpla con los requisitos de la norma MATS de la EPA;

 reducir el tráfico de barcazas de combustible en la Bahía de Jobos, reduciendo de este 

modo la probabilidad de que se produzcan derrames de combustible, así como los 

posibles encuentros con algunas especies en peligro de extinción y el tráfico de 

embarcaciones de recreo; y 

 contribuir a la estabilización de los precios.

La gama de alternativas a la medida propuesta que se abordan en esta sección incluyen la 

alternativa de ninguna acción, los sistemas alternativos, el sitio alternativo del terminal, la ruta alternativa 

de la tubería, las variaciones de la ruta de la tubería y las alternativas de vaporización.

Como parte del hecho de la alternativa de ninguna acción, hemos considerado los efectos y las 

medidas que se podrían generar si no se llevara a cabo el Proyecto propuesto. Se identificaron sistemas 
3-2

alternativos para evaluar la capacidad de las terminales de importación de GNL existentes y los sistemas 

de tuberías para cumplir con los objetivos de Aguirre LLC. También se evaluaron ubicaciones 

alternativas para el terminal marítimo y la tubería mar adentro.

Aguirre LLC participó en nuestro proceso de pre-presentación del Proyecto (consulte la sección 

1.3), y proporcionó información adicional sobre las posibles alternativas, luego de la presentación de su 

solicitud, en respuesta a las inquietudes de las agencias estatales y federales acerca de la ruta propuesta de 

la tubería. Este proceso hizo hincapié en la identificación de los posibles problemas de las partes 

interesadas, así como en la identificación y evaluación de alternativas que podrían evitar o minimizar los 

impactos. Analizamos cada alternativa en función de la opinión pública; la orientación por parte de las 

agencias reguladoras locales, estatales y federales; y de nuestras propias investigaciones independientes.

A partir de los criterios de evaluación descritos anteriormente y la posterior comparación ambiental, se 

consideró cada alternativa hasta el punto en el que quedó claro que la alternativa era razonable o no lo era, 

si daría lugar a impactos ambientales sustancialmente mayores que no podrían mitigarse fácilmente, no 

ofrecía posibles ventajas ambientales en el Proyecto propuesto o no podía cumplir con los objetivos del 

Proyecto. Las alternativas que generaron niveles de impacto ambiental similares o menores fueron 

revisadas con mayor detalle. Las siguientes secciones discuten y analizan las alternativas evaluadas.

3.1 ALTERNATIVA DE NINGUNA ACCIÓN

La medida que generó esta revisión ambiental fue la aplicación de Aguirre LLC a la FERC. Si la 

Comisión que rechaza la propuesta decidiera la alternativa de no llevar a cabo ninguna acción, las 

instalaciones propuestas no se construirían y los impactos ambientales a corto y largo plazo no se 

producirían. Además, si se decidiera la alternativa de ninguna acción, no se cumplirían los objetivos 

declarados de la propuesta de Aguirre LLC.

La alternativa de ninguna acción eliminaría esta nueva fuente de suministro de gas natural a largo 

plazo para Puerto Rico y haría que la Planta Aguirre continuara quemando combustible. Tampoco se 

cumpliría con los objetivos del Proyecto de diversificar las fuentes de combustible de la planta y cumplir 

con los requisitos de la norma MATS de la EPA. El uso continuo del combustible como recurso podría 

prolongar la exposición de la comunidad a las emisiones procedentes de la explotación de la planta y 

operar en incumplimiento de lo establecido por la EPA. Además, la falta de una nueva fuente de 

combustible para la planta requeriría la entrega semanal continua de combustible por barcazas, 

manteniendo así el riesgo potencial de un derrame de petróleo.

Aguirre LLC señala que es necesaria la construcción del terminal y la tubería para satisfacer los 

requerimientos de la norma MATS de la EPA para reducir las emisiones (por ejemplo, cambiar la fuente 

de combustible). Puerto Rico continúa con la necesidad de energía eléctrica que proporciona la Planta 

Aguirre. Con la limitación del aumento del uso de combustible, el gas natural es una alternativa razonable 

para Puerto Rico al momento de considerar las opciones para mejorar las emisiones de la Planta Aguirre.

Se han propuesto varias tuberías de gas natural para traer fuentes alternativas a la Planta Aguirre, pero 

debido a recursos ambientales sensibles de Puerto Rico y otros factores, las propuestas han fracasado.

Si la Comisión rechazará esta autorización, no se producirían los impactos ambientales 

mencionados en este borrador de la DIA para el Proyecto, pero el suministro adicional de gas natural para 

satisfacer la demanda no estaría disponible y la diversidad de suministro de combustible para la Planta 

Aguirre no se presentaría. El uso de combustibles alternativos en lugar de gas natural podría dar lugar a 

una exposición continua a las emisiones de contaminantes atmosféricos procedentes de los combustibles 

diésel. La alternativa de no llevar a cabo ninguna acción no sería preferible al Proyecto, no proporcionaría 
3-3

una ventaja ambiental significativa sobre él y no cumpliría con los requerimientos de la norma MATS de 

la EPA.

3.2 ALTERNATIVAS DE ENERGÍA

Creemos que es importante tener en cuenta las fuentes de energía alternativas como parte del 

proceso de selección de alternativas. Como se ha señalado anteriormente, implementar la alternativa de 

ninguna acción podría obligar a Puerto Rico a buscar otras formas de energía. Las alternativas de energía 

tradicionales al gas natural incluyen el carbón y la hidroeléctrica. Los recursos de energía renovable tales 

como la energía solar, la energía oceánica, la biomasa, el viento, los gases de vertedero y los residuos 

sólidos urbanos representan nuevas alternativas de energía avanzadas. En 2012, el 65 por ciento de la 

electricidad de Puerto Rico provino del petróleo (incluido el combustible diésel), el 18 por ciento del gas 

natural, el 16 por ciento a partir del carbón, y el 1 por ciento de energía renovable. Puerto Rico ha 

promulgado una Cartera de Energía Renovable que exige a la AEE generar el 12 por ciento de su 

electricidad de fuentes renovables a partir del 2015, la ampliación a 15 por ciento en 2020 y 20 por ciento 

para el 2035.

Debido a que el sector de energía renovable está demostrando su capacidad para conseguir 

reducciones de costos; el sector se está expandiendo rápidamente. Los costos han disminuido en lo 

relativo a las energías renovables y se considera a una cartera de tecnologías de energía renovable como 

un costo competitivo (Agencia Internacional de Energía, 2014). Según lo informado por la 

Administración de Información Energética de los EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés), el consumo de 

renovables crecerá alrededor de un 0.7 por ciento en 2014 (para el uso de electricidad y generación de 

calor). En cuanto a las perspectivas de energía a corto plazo, la EIA (2014) estableció que para el "2015, 

el consumo de renovables para energía eléctrica y generación de calor se prevé que aumente a un ritmo 

del 5.8 por ciento a partir de 2014, ya que un aumento del 5.0 por ciento en la energía hidráulica se 

combina con un 6.2 por ciento de aumento en las energías renovables no hidroeléctricas". Sin embargo, se 

deberían reducir las barreras económicas que impidan una mayor expansión y se deberían reducir los 

costos, para promover el crecimiento en la próxima década.

Medidas de Conservación de la Energía: las medidas de conservación de energía desempeñan y 

probablemente seguirán desempeñando un papel importante en la reducción de la demanda de energía en 

los Estados Unidos. A nivel federal, por ejemplo, la Ley de Política Energética de 2005 (EPAct) contenía 

disposiciones para diversificar el suministro energético de Estados Unidos, la reducción de la dependencia 

de fuentes extranjeras de energía, aumentar la eficiencia y la conservación energética residencial y de 

negocios, mejorar la eficiencia energética de vehículos y modernizar la infraestructura energética

nacional. Además, la EPAct disponía que el Secretario de Energía de los EE. UU. llevará a cabo la 

investigación y el desarrollo de programas para aplicaciones comerciales de eficiencia energética 

(Congreso de los EE. UU., 2005).

EPAct y otros programas federales promueven colectivamente una mayor eficiencia y ahorro de 

energía mediante el apoyo a las nuevas tecnologías y el aumento de fondos para la investigación y 

conservación. Sin embargo, aunque estas iniciativas pueden minimizar el uso de energía, no se espera que 

eliminen la demanda de gas natural en el área del Proyecto. La aplicación y el éxito de los programas de 

conservación y eficiencia energética en la reducción del consumo de energía es un objetivo a largo plazo 

que requiere esfuerzos a gran escala de educación pública, incentivos significativos y la intervención del 

gobierno mucho más allá del marco temporal del proyecto propuesto. Tomamos nota de que el Gobierno 

de Puerto Rico y muchos de sus ciudadanos reconocen la conservación de energía como un componente 

de una cartera más amplia de soluciones, incluido un mayor uso de gas natural, para proporcionar energía 

limpia, segura, fiable y menos costosa. Por lo tanto, mientras que la conservación y la eficiencia 
3-4

energética podrían reducir la demanda de nuevos suministros de energía hasta cierto punto, llegamos a la 

conclusión que no eliminaría la necesidad del suministro de gas natural a la Central Aguirre en el corto 

plazo.

Carbón: la Agencia Internacional de Energía (2014) informó que las exportaciones de carbón 

están aumentando y que en Estados Unidos se han propuesto recientemente varios nuevos proyectos de 

exportación de carbón, lo que sugiere que en muchos mercados internacionales el carbón seguirá siendo 

competitivo junto con el gas natural, a pesar de las mayores emisiones atmosféricas del carbón. La EPA 

(2013) señala que en comparación con las emisiones atmosféricas promedio de la generación de carbón, 

las plantas eléctricas de gas natural producen la mitad de dióxido de carbono (CO2), menos de un tercio 

de óxidos de nitrógeno y uno por ciento de óxidos de azufre. Como resultado, si se decide la alternativa

de ninguna acción, la PREPA podría optar por el uso de carbón; sin embargo, debido a los estándares de 

la norma MATS, la PREPA tendría que implementar equipos de control de emisiones atmosféricas 

significativas en la Planta Aguirre, lo cual haría que el carbón como fuente de combustible se vuelva 

menos atractivo. Por estas razones, el carbón no es una alternativa razonable para el Proyecto.

Solar: en el informe sobre las perspectivas de energía a corto plazo de la EIA, se espera que siga 

creciendo la generación de electricidad solar; sin embargo, se estima que sólo representarán el 0.4 por 

ciento de la generación total de EE. UU. en 2015. Mientras que la electricidad solar se genera a menudo 

para instalaciones distribuidas por la ubicación del cliente, la capacidad solar a nivel servicios creció un 

96 por ciento en 2013 (EIA, 2014). A diciembre de 2014, Puerto Rico tenía cuatro granjas solares que 

operaban proporcionando 113.1 MW de potencia. Además, 2 granjas solares más entrarán en 

funcionamiento en 2015 proporcionando 30 MW adicionales de potencia. El parque solar más cercano al 

sitio del proyecto es AES Ilumina con una granja solar de 20 MW en Guayama, aproximadamente 4.5 

millas (7.2 kilómetros) al este de la Central Aguirre. La electricidad generada en la planta se vende a la 

PREPA en virtud de un acuerdo de compra de energía a 20 años. Salinas Parque Solar es una planta de 

energía solar de 16 MW en Salinas, cerca de 2.5 millas (4.0 km) al norte de la Planta Aguirre. Estas dos 

plantas de energía solar pueden proporcionar una cierta cantidad de electricidad a la zona; sin embargo, 

estas plantas no son capaces de proporcionar la misma capacidad que la Planta Aguirre. En el corto plazo, 

no hay proyectos solares planificados que tengan la capacidad para reemplazar a la Planta Aguirre.

Al igual que otros combustibles de energía renovable, la energía solar puede ser capaz de sustituir 

parte de la demanda en la zona del proyecto. Sin embargo, la energía solar no cumpliría con los objetivos 

del proyecto (por ejemplo, satisfacer la norma MATS, reducir el tráfico de barcazas de combustible y 

diversificar los recursos energéticos.) Además, la construcción de instalaciones de energía solar a escala 

comercial requeriría el desarrollo de sitios de gran tamaño y la construcción de nuevas instalaciones de 

transmisión eléctrica, lo que podría resultar en impactos similares o superiores a los del Proyecto. Por 

estas razones, la energía solar no sería preferible ni proporcionar una ventaja ambiental significativa sobre 

el proyecto.

Mareas y olas: la energía del océano es un recurso renovable sin explorar en gran parte. Se están 

empezando a desarrollar tecnologías para capturar la energía del océano y se están estudiando las 

consideraciones ambientales y de ingeniería para comprender mejor las implicaciones de la colocación de 

las instalaciones de generación de energía en el océano. La tecnología de energía de las olas está en las 

primeras etapas de desarrollo y no está disponible comercialmente. Además, el alto costo de la 

construcción y el potencial de impactos ambientales sobre los recursos marinos pueden limitar el 

desarrollo de este recurso para Puerto Rico. Al igual que los otros combustibles renovables, la energía de 

las mareas y de las olas puede ser capaz de sustituir parte de la demanda en la zona del proyecto. Sin 

embargo, es poco probable que los impactos ambientales asociados a la construcción y operación de 

instalaciones hidrocinéticas a gran escala, incluyendo las líneas de transmisión eléctrica necesarias para 
3-5

traer la energía al mercado, serían significativamente menores que los del Proyecto. Esto se debe a la 

construcción potencial y los impactos operacionales sobre el medio marino asociado con una planta 

generadora hidrocinética a gran escala permanente. Por estas razones, la energía de las mareas y las olas 

no sería preferible ni proporcionaría una ventaja ambiental significativa sobre el proyecto.

Biomasa: en junio de 2013, la EPA concedió un permiso de aire para la construcción y operación 

de una planta de residuos sólidos de 77 MW en Puerto Rico ubicada en la antigua sede del Global Fibers 

Paper Mill. Además, la JCA emitió su permiso en octubre de 2014. El proyecto no ha comenzado la 

construcción. Además, la PREPA está trabajando para construir dos pequeñas plantas de biogás: una en 

Fajardo en la costa noreste y la otra en Toa Baja al oeste de San Juan en la costa norte. La AEE ha estado 

trabajando con los desarrolladores para desarrollar proyectos de biomasa; sin embargo, muchas de las 

instalaciones se han encontrado con la oposición de la comunidad. Los combustibles de biomasa 

utilizados para generar electricidad pueden ser capaces de sustituir parte de la demanda en el área del 

proyecto, pero estos no cumplirían los objetivos del Proyecto. Sin embargo, en la actualidad hay una falta 

de infraestructura adecuada para convertir la biomasa en energía y transportar la energía al mercado a 

gran escala. Como consecuencia, los combustibles de biomasa como sustituto del gas natural requerirían

la construcción de nuevas instalaciones, incluidas las tuberías, lo que podría resultar en impactos similares 

o superiores a los del Proyecto. Por estas razones, el uso de energía de la biomasa no sería práctico ni

proporcionaría una ventaja ambiental significativa al Proyecto.

Viento: la energía eólica es una tecnología probada que ha experimentado avances significativos 

en los últimos años, incluida la reducción de los costos de instalación y mantenimiento, y un mejor 

rendimiento de las turbinas. Actualmente, Puerto Rico cuenta con dos parques eólicos. El parque eólico 

Finca de Viento Santa Isabel, inaugurado a finales de 2012, se compone de 44 aerogeneradores, cada uno 

de 2.3 MW, con una capacidad total de 95 MW. Este parque eólico, el primero de escala comercial en 

Puerto Rico, se localiza en aproximadamente 5,500 acres (5,660 cuerdas) de tierras de propiedad de la 

Autoridad de Tierras de Puerto Rico, al suroeste del área del proyecto. La AEE está comprando 75 MW 

de potencia de los parques eólicos a través de acuerdos de compra de energía a largo plazo. El segundo 

parque eólico comenzó su actividad en abril de 2013. Este Parque Eólico Punta de Lima se compone de 

trece turbinas de 1.8 MW, con una capacidad total de 23.4 MW. Este parque eólico se encuentra en la 

costa sureste de la isla a unas 50 millas (80 kilómetros) del Proyecto propuesto. Es probable que se sigan 

desarrollando proyectos de energía eólica en Puerto Rico. A largo plazo, la energía eólica puede ser capaz 

de sustituir parte de la demanda de energía en Puerto Rico; sin embargo, en el corto plazo, no hay 

suficiente energía eólica disponible en el área del Proyecto que pudiera proporcionar la energía de la 

Planta Aguirre. Por estas razones, la energía eólica no sería preferible ni proporcionaría una ventaja 

ambiental significativa sobre el proyecto.

Con respecto a estas fuentes de energía renovables, el gas natural es a menudo considerado como 

un "combustible puente"; un combustible que conecta el tiempo entre el uso dominante de los 

combustibles fósiles actualmente y el mayor uso de las fuentes de energía renovables en el futuro. El gas 

natural posee una combustión más limpia que otros combustibles fósiles, y también puede servir de 

manera fiable como combustible de reserva para las instalaciones de energía renovable, que a menudo 

proporcionan energía en forma intermitente. En la actualidad existe un impulso considerable detrás del 

avance de las tecnologías de energía renovable y un avance hacia fuentes de energía más diversificadas.

Estas tecnologías avanzadas, ya sea en forma individual o combinada, probablemente serán importantes 

para abordar las futuras demandas energéticas. Es de suponer que, a medida que las tecnologías de 

energía renovable sigan avanzando, van a compensar una cantidad cada vez mayor de combustibles 

fósiles para satisfacer las crecientes demandas de energía. 
3-6

Si bien han sido y serán propuestos proyectos de energías renovables en el área del Proyecto que 

ayudarán a diversificar el mercado de la electricidad y disminuir la necesidad de fuentes de energía de 

combustibles fósiles tradicionales, todavía habría problemas asociados con la ubicación y desarrollo de 

instalaciones de energías renovables. Otros inconvenientes serían los altos costos y el tiempo requerido 

para desarrollar nueva infraestructura energética, incluida la generación de electricidad y las instalaciones 

de transmisión. La construcción de nuevas instalaciones podría resultar en impactos sobre el aire, el agua, 

la fauna y otros recursos, que podrían ser similares o superiores a los del Proyecto propuesto. Por lo tanto, 

las alternativas de energía renovable fueron eliminadas de la consideración adicional.

3.3 SISTEMAS ALTERNATIVOS

El objetivo de la identificación y evaluación de los sistemas alternativos fue determinar si se 

podrían evitar o reducir los impactos ambientales potenciales asociados con la construcción y operación 

del Proyecto. Por definición, la implementación de un sistema alternativo haría innecesaria la 

construcción de la totalidad o parte del Proyecto propuesto, a pesar de que puedan requerirse 

modificaciones o adiciones al sistema alternativo para aumentar la capacidad o proporcionar capacidad de 

recepción y entrega que sea consistente con la del Proyecto propuesto. Dichas modificaciones o adiciones 

pueden generar impactos ambientales menores, similares o mayores que aquellos relacionados con la 

construcción y operación del Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre.

Se revisaron los sistemas alternativos para evaluar la capacidad de las instalaciones propuestas, 

modificadas o existentes para cumplir con los objetivos establecidos en el Proyecto. Una alternativa

viable del sistema para el Proyecto tendría que proporcionar el gas natural en los volúmenes contratados 

para operar la Planta Aguirre. Una alternativa viable del sistema tendría que proporcionar estos servicios 

en un plazo razonablemente similar al proyecto y ofrecer a la vez una ventaja ambiental sobre las medidas 

propuestas. A continuación figura una breve evaluación de cada uno de los sistemas existentes y 

propuestos. 

3.3.1 Instalación existente de GNL de EcoEléctrica, Instalación para Camiones de GNL, y/o 

Nueva Tubería

Para que podamos recomendar un sistema alternativo, la alternativa debe ser técnica y 

económicamente factible. Además, debe ofrecer una ventaja ambiental significativa sobre el Proyecto.

Analizamos un sistema alternativo que incluía la ampliación de la única terminal de importación de GNL 

en Puerto Rico, la instalación de GNL EcoEléctrica (EcoEléctrica) en Peñuelas, con la opción de 

transporte de camiones y la construcción de una nueva tubería para la Planta Aguirre. La Figura 3.3.1-1

muestra la huella de la instalación EcoEléctrica). EcoEléctrica es una instalación regulada por la FERC, 

que comenzó sus operaciones comerciales en marzo de 2000. Solicitó su Certificado FERC en 1995 y 

recibió su autorización por la FERC en la Sección 3 de la NGA, el 15 de mayo de 1996 en expediente No 

CP95-35-000. Desde su construcción, ha operado el 94 por ciento de las veces, recibiendo naves de 

Trinidad y Tobago. EcoEléctrica puede almacenar aproximadamente 1,000,000 de barriles de GNL o una 

fuente de alimentación de 40 días para sus clientes actuales. EcoEléctrica es el único centro en la isla con 

la capacidad para importar, almacenar, regasificar y exportar gas natural.

En 2012, EcoEléctrica amplió la capacidad de regasificación en su terminal para suministrar 

combustible a dos unidades de vapor convencionales de 400 MW nominales en la planta de Costa Sur de 

alimentación de la AEE. Esta planta fue reforzada para la operación dual de combustible en 2011. 
3-7
3-8

Para que la instalación de EcoEléctrica sea un sistema alternativo viable para el Proyecto 

propuesto, la instalación tendría que construir nuevas instalaciones con capacidad de almacenamiento de 

GNL y de regasificación, y una nueva tubería (se explica más adelante) o capacidad de transporte en 

camiones para conectar la instalación de EcoEléctrica con la Planta Aguirre. EcoEléctrica en su 

aplicación original de FERC fue autorizada a construir dos tanques de almacenamiento de GNL de 1 

millón de barriles. El segundo tanque de almacenamiento de GNL no se construyó y la autorización de la 

Comisión para construir este tanque ha caducado. Quienes comentaron el borrador del proyecto de la DIA 

recomendaron que EcoEléctrica construya el segundo tanque según lo previsto y que construya un 

gasoducto para la Planta Aguirre. En este momento, EcoEléctrica no tiene planes para construir su 

segundo tanque. Si la construcción de un segundo tanque fuera una alternativa viable, habría requerido 

que EcoEléctrica solicitara la aprobación en el año 2012 para cumplir con el programa requerido de la 

norma EPA MATS. Hasta la fecha, EcoEléctrica no ha tratado de obtener la aprobación de un segundo 

tanque en sus instalaciones y, por tanto, la alternativa de un segundo tanque no es razonable.

El 19 de junio de 2014, la FERC emitió una autorización para que la instalación de EcoEléctrica 

modificara su autorización previa en virtud del artículo 3 de la NGA para construir y operar ductos de 

suministro de GNL (Proyecto de Suministro de Gas Natural Licuado) para la Instalación para Carga de 

Camiones de GNL de Gas Natural Fenosa (una empresa española y dueña de parte de la empresa 

EcoEléctrica ), que será utilizada para distribuir GNL en camiones a diferentes usuarios industriales 

finales en Puerto Rico. La Instalación para Carga de Camiones de GNL, que no está bajo la jurisdicción 

de la FERC, se situaría totalmente fuera de la propiedad de EcoEléctrica, adyacente a la entrada al sitio de 

EcoEléctrica en el lado norte de su propiedad. La Instalación para Carga de Camiones de GNL está 

diseñada para dar cabida a un caudal de GNL máximo de 250 galones (946 litros) por minuto a una 

presión de suministro de aproximadamente 100 psi. La Instalación para Carga de Camiones de GNL

incluiría estaciones de carga de camiones paralelas capaces de cargar simultáneamente remolques de 

GNL simples y estándares de 12,000 galones (45,425 litros). Cada estación de carga sería capaz de 

completar el proceso de carga en aproximadamente 1.5 a 2 horas.

La Instalación para Carga de Camiones no tiene capacidad suficiente para proporcionar el gas 

necesario para la Planta Aguirre. La Planta Aguirre utiliza aproximadamente 225 MMscf/d en un día 

promedio que, suponiendo que 1 galón de GNL sea aproximadamente 82.6 pies cúbicos estándar en 

estado gaseoso, requeriría 227 entregas de camiones a las instalaciones cada día. El transporte en 

camiones a esta escala requeriría mejoras viales para las carreteras locales (PR-7710 and PR-3). La 

finalización de las mejoras a las carreteras, así como el solicitar a la Instalación que aumente su capacidad

a un tamaño tal que proporcione suficiente GNL a la Planta Aguirre, no son alternativas razonables para 

las acciones propuestas.

Se han desarrollado dos proyectos de tuberías previamente planificadas en Puerto Rico para 

ayudar a la diversificación de fuentes de combustibles para Puerto Rico, como se ve en la figura 3.3.1-2.

El primer proyecto, Gasoducto del Sur, que la PREPA propuso en 2008. Este proyecto, una tubería de 42 

millas (68 km) de largo y 20 pulgadas (51 cm) de diámetro, fue diseñado para transportar gas natural 

desde la instalación de EcoEléctrica en Peñuelas a la Planta Aguirre. La construcción del Gasoducto del 

Sur se inició en 2008; sin embargo, solo 10 millas (16 km) se construyeron antes de ser cancelado en 

2009 debido a la significativa oposición pública. La ruta del proyecto atravesó las zonas costeras 

densamente pobladas del sur, así como cuencas hidrográficas únicas y zonas sensibles. Recibimos un 

comentario sobre el borrador del proyecto de la DIA de estudio de impacto ambiental del NMFS que 

reitera su preferencia por una alternativa en tierra (más instalaciones en EcoEléctrica y la construcción de 

un gasoducto en tierra similar al Gasoducto del Sur) para evitar los impactos sobre el medio ambiente 

marino. Sin embargo, no podemos recomendar el Gasoducto del Sur como alternativa al proyecto, ya que 

no parece tener el apoyo del Gobierno de Puerto Rico ni del público, y no tenemos ninguna indicación de 

que alguna vez vaya a ser construido.
3-9
3-10

El segundo proyecto, el Proyecto Vía Verde, propuesto por la PREPA en 2009 fue la 

construcción de una tubería de gas natural desde EcoEléctrica hacia el norte. La Tubería Vía Verde tenía 

aproximadamente 92 millas (148 km) de largo y se extendía hacia el norte de EcoEléctrica para 

suministrar gas natural a la central eléctrica de Cambalache de la PREPA en Arecibo, Puerto Rico, 

continuaba hacia el este a lo largo de la costa norte de la isla y terminaba en la Planta de energía San Juan 

de San Juan (Puerto Rico). Este proyecto suministraría gas natural al norte de Puerto Rico, lo que 

permitiría una reducción de las emisiones en las plantas de energía del norte, lo que podría ayudar a 

Puerto Rico a cumplir con sus objetivos globales de emisiones. En octubre de 2012, se retiró la solicitud 

al COE. La EPA y FWS habían escrito cartas al COE recomendando que se le niegue al proyecto su 

permiso. No tenemos ninguna indicación de que este proyecto sea, o vaya a ser alguna vez, viable o que 

pueda ser construido. Incluso si el Proyecto Vía Verde se reinicia, no encontramos que sea una alternativa 

razonable, ya que no cumple con el objetivo de tiempo de las medidas propuestas. 

A medida que el Proyecto propuesto no requiera la construcción de instalaciones de 

almacenamiento de GNL terrestres e instalaciones de gasificación adicionales, la ampliación en la 

instalación de EcoEléctrica podría generar mayores impactos ambientales terrestres que el Proyecto 

propuesto. Además, el intento de revivir el fallido Gasoducto del Sur (o comenzar el proceso de permisos 

sobre una tubería similar) no es un sistema alternativo razonable y no se lo consideró en lo sucesivo. El 

Proyecto Vía Verde tampoco cumpliría con los objetivos del Proyecto propuesto y no se siguió

analizando en lo sucesivo. Por las razones expuestas anteriormente, concluimos que no se consideró la 

expansión de la instalación existente de EcoEléctrica (y la tubería correspondiente) como una alternativa 

ambiental preferible o factible para el proyecto propuesto y no se la considerará en lo sucesivo.

3.4 ALTERNATIVAS DE UBICACIÓN DE INSTALACIONES

Se evaluó el área que se encuentra en los alrededores de la Planta Aguirre existente para 

considerar sitios alternativos para el Terminal Marítimo de GNL. Cada sitio alternativo se evaluó 

teniendo en cuenta si sería técnica y económicamente factible y práctico; si ofrecería una ventaja 

ambiental significativa sobre el Proyecto propuesto; y si cumpliría con los objetivos del Proyecto 

propuesto. Un sitio de instalación alternativo tendría que encontrarse en las proximidades de la planta 

existente para permitir que el Proyecto logre su objetivo de conversión de combustible en esta planta.

Nuestra evaluación de sitios alternativos consideró dos sitios terrestres y dos sitios del área del muelle.

Los sitios alternativos del terminal de GNL que se tienen en cuenta se ilustran en la figura 3.4-1 y se 

resumen por tipo en la tabla 3.4-1. Nota: una instalación de muelle requeriría que Aguirre LLC amarrase 

una embarcación de la FSRU que se conecta a un brazo de descarga de gas de alta presión montado en la 

costa. La embarcación de la FSRU funcionaría de manera similar a una terminal terrestre receptora de 

GNL; sin embargo, sus costos de construcción serían menores debido a la utilización de una FSRU 

existente para el almacenamiento de GNL y regasificación.

3.4.1 Bahía Las Mareas 

La Bahía Las Mareas se encuentra aproximadamente a 6.0 millas (9.7 km) al este de la Planta 

Aguirre con acceso a la zona de Puerto Rico Highway 3. Dos instalaciones industriales están situadas en 

la costa norte de la Bahía Las Mareas: la instalación química Chevron-Philips y la planta de generación de 

energía de carbón AES Puerto Rico, L.P. (AES) de 454 MW. La instalación de Chevron-Philips se vendió

en 2008 con la intención de desmantelar y salvar los activos. Un muelle existente asociado con la 

instalación de Chevron-Philips sigue en pie y se extiende hasta la Bahía Las Mareas. La instalación de 

AES fue la primera planta de energía de carbón de Puerto Rico. La instalación opera dos calderas de 

lecho fluidizado circulante con una tasa de entrada combinada de calor máximo de 4,922 millones de 

unidades térmicas británicas por hora (MMBtu/hora).
3-11
3-12

TABLA 3.4-1

Comparación de ubicación de terminales de GNL terrestres y para áreas del muelle para

el Proyecto del Terminal Marítimo de Aguirre

Ubicación

Distancia a 

la Planta 

Aguirre Ventajas Desventajas

Terrestre

Bahía Las 

Mareas

6.0 millas 

(9.7 km)

 Área industrial con 

infraestructura existente, 

incluido un muelle en la Bahía 

Las Mareas. Sin embargo, el 

muelle requeriría refuerzo y 

ampliación para dar permitir 

transportadoras de GNL.

 Algunas partes de la instalación pueden requerir la 

construcción en humedales.

 Se requeriría el dragado de un canal de acceso.

 Requiere la construcción de 6.0 millas (9.7 km) de 

tuberías terrestres.

Planta Aguirre Adyacente  Requiere tubería mínima para 

llegar a la planta.

 Se requeriría el dragado del canal de barcazas 

existente.

 Impacto potenciales de la sedimentación en las 

islas de manglares en los alrededores.

 Requiere adquisición o condenatoria de tierras para 

la construcción de instalaciones. 

 Muy cercano a la comunidad de Aguirre.

Área de muelle

Bahía Las 

Mareas

6.0 millas 

(9.7 km)

 Área industrial con 

infraestructura existente, 

incluido un muelle en la Bahía 

Las Mareas. Sin embargo, el 

muelle requeriría refuerzo y 

ampliación para permitir 

transportadoras de GNL.

 Se requeriría el dragado de un canal de acceso.

 Requiere la construcción de 6.0 millas (9.7 km) de 

tuberías terrestres.

Planta Aguirre Adyacente  Requiere tubería mínima para 

llegar a la planta.

 Se requeriría del dragado dentro de la Bahía de 

Jobos para la dársena de maniobra.

 Una instalación de muelle situado directamente en 

el sitio de la Planta Aguirre también tendría 

cuestiones similares de seguridad pública tales 

como una terminal terrestre en el lugar.

Esta área industrial tiene tierra suficiente para permitir el desarrollo de una instalación terrestre de 

GNL. En función de un análisis de fotografía aérea, establecimos que sería necesario desarrollar la 

instalación existente de Chevron-Philips para construir una terminal terrestre o de muelle. El área cerca de 

las instalaciones de AES tiene tierra suficiente para permitir el desarrollo. Cualquiera de los sitios crearía 

perturbaciones en zonas que consisten principalmente en tierras altas desarrolladas con anterioridad y 

humedales emergentes palustres situados a lo largo de la zona costera.

Para completar la instalación terrestre o en muelle, la entrada de la Bahía Las Mareas tendría que 

ser ampliada para permitir el amarre asistido por remolque conforme lo requerido para el GNL en el 

muelle existente. El muelle de 700 pies (213 m) de largo fue diseñado para la recepción de embarcaciones 

de carbón. El muelle necesitaría ser reforzado y ampliado para permitir el atraque de una transportadora 

de GNL, que sería de aproximadamente 500 o 720 pies (152 o 220 m) de longitud. Las modificaciones en 

el muelle probablemente requerirían un trabajo significativo dentro de la Bahía Las Mareas. Además del 

trabajo en el agua de la ampliación del muelle, sería necesario un dragado en el canal de barcazas 

existente para aumentar la profundidad, a fin de permitir el paso de una transportadora de GNL que haga 

entregas en el muelle. Una transportadora de GNL típica que transporta aproximadamente 170,000 m3

requiere una profundidad del agua mínima de 45 pies (14 m) cuando está completamente cargada. Por 

último, un lugar alternativo situado cerca de la Bahía Las Mareas requeriría 6.0 millas (9.7 km) de una 

tubería terrestre para llegar a la Planta Aguirre. Llegamos a la conclusión de que los impactos ambientales 

asociados con esta alternativa respecto de la construcción del gasoducto en tierra y nueva instalación y 

dragado en alta mar serían mayores que los del Proyecto propuesto. Por estas razones, se concluye que 
3-13

una nueva instalación terrestre o en muelle de GNL en la Bahía Las Mareas no presentaría ninguna 

ventaja ambiental significativa en comparación con el Proyecto propuesto.

3.4.2 Planta Aguirre

Revisamos la Planta Aguirre como lugar alternativo para un terminal terrestre y un terminal en 

muelle. Al igual que en la Bahía Las Mareas en el sitio de la costa, el terminal terrestre requeriría la 

construcción de tanques de almacenamiento, equipos de regasificación y otra infraestructura para apoyar 

la instalación. Basándose exclusivamente en las necesidades terrestres, para una planta de regasificación 

de GNL eficientemente diseñada con dos tanques y una capacidad de producción de 500 MMPCSD, 

pueden ser suficientes solo 30 acres (31 cuerdas) de tierra. Por ejemplo, las instalaciones de EcoEléctrica, 

con una capacidad de almacenamiento y caudal similar, además de una planta de energía y una planta de 

desalinización independientes, ocupan unos 36 acres (37 cuerdas). Al revisar el área alrededor de la 

Planta Aguirre, no hay disponibles 30 acres (31 cuerdas) contiguos que eviten todo centro de población.

Además, el terminal terrestre requeriría el acceso a aguas profundas y una dársena de maniobra. La falta 

de tierra disponible, la necesidad de crear un acceso a aguas profundas con la dársena de maniobra y la 

proximidad de un centro de población hace que un terminal terrestre sea menos ambientalmente preferible 

que las Medidas Propuestas. Por lo tanto, nosotros no lo recomendamos.

También revisamos la alternativa del terminal en muelle de la Planta Aguirre. Una instalación del 

terminal en muelle debería tener acceso a aguas profundas y una dársena de maniobras lo suficientemente 

grande para la FSRU y la transportadora de GNL, así como la modificación en la planta para construir un 

muelle para la FSRU. El muelle existente en la instalación no puede permitir una FSRU ni la 

transportadora de GNL. La perturbación de la tierra para una instalación en muelle es menor que en el 

caso de una alternativa terrestre dado que las instalaciones de regasificación y los tanques de 

almacenamiento de GNL están a bordo de la FSRU. Sin embargo, una instalación de GNL en muelle tiene 

cuestiones de seguridad similares para la comunidad de Aguirre que las de un terminal terrestre 

alternativo. Una instalación en muelle provocaría impactos a corto plazo sobre la calidad del agua, la 

vegetación (hierbas marinas) y las especies amenazadas y en peligro de extinción al desarrollarse 

actividades de construcción en el agua.

El terminal de GNL en el muelle sería preferible a un terminal terrestre, debido a los requisitos 

limitados de construcción en tierra; sin embargo, debido a su proximidad a la comunidad de Aguirre y la 

gran cantidad de trabajo en el agua (dragado y construcción del muelle) que se requeriría, consideramos 

que los impactos ambientales serían iguales o mayores que los del Proyecto propuesto. Por lo tanto, 

llegamos a la conclusión de que una instalación terrestre o en muelle en la Planta Aguirre no ofrece 

ninguna ventaja ambiental importante sobre las medidas propuestas. Por lo tanto, no recomendamos esta 

alternativa.

3.5 ALTERNATIVAS PARA EL SITIO DEL TERMINAL MARÍTIMO

Para servir como alternativa viable para el sitio del terminal marítimo con relación al sitio 

propuesto, se evaluaron las opciones de sitio del terminal marítimo según los siguientes criterios:

 razonablemente cerca de la Planta Aguirre (para minimizar la longitud de la tubería 

necesaria);

 situado en profundidades del agua suficientes (más de 45 pies [14 m]) para permitir el 

diseño del terminal marítimo;

 evita los recursos marinos sensibles;
3-14

 evita todo centro de población que potencialmente pudiese generar impactos crecientes 

sobre los usos recreativos, cuestiones de seguridad e impactos visuales; y

 tiene un fondo marino estable con viento favorable y datos de olas.

Al considerar el impacto de cada terminal a partir de una cuestión de seguridad, hemos revisado 

el análisis de la carta de recomendación del sitio propuesto (anexo A, sección 1) realizado por la USCG.

Este documento de mayo de 2014 recomienda que el sitio del terminal propuesto implemente una zona de 

seguridad de 500 yardas (457 m). La zona de seguridad prohibiría todo el tráfico de embarcaciones que 

entren o transiten esta zona sin permiso del capitán del puerto. La zona de seguridad se determina 

considerando el peor impacto posible de un derrame de GNL y los factores considerados incluyen el 

comercio marítimo, el impacto regional y el impacto cultural y económico. Se determinó que la zona de 

seguridad recomendada en el sitio del terminal propuesto afectaría mínimamente a embarcaciones 

recreativas y de pesca locales que pudieran haber transitado tradicionalmente esta área. La USCG señaló 

en su análisis LOR de la carta de recomendación que la ubicación del sitio del terminal cerca de las islas 

podría ser un tema crítico para la comunidad pesquera si la zona de seguridad se extendiera más allá de 

las 500 yardas (457 m). Además, señaló que el Proyecto en la "mitad de los Cayos amenaza con 

obstaculizar gravemente las actividades eco-turísticas y recreativas" (página 18, Análisis LOR).

Para efectos de este análisis, hemos utilizado la misma recomendación de la zona de seguridad

para comparar las alternativas de sitio del terminal marítimo, así como también hemos considerado el 

impacto en la pesca, en las actividades recreativas y en el eco-turismo. Si se determina que se prefiere 

otro sitio y es recomendado por el personal de la FERC, la USCG necesitaría llevar a cabo una revisión 

del sitio y hacer su determinación sobre las consideraciones de idoneidad y seguridad.

Durante el período para recibir comentarios sobre el borrador de la DIA, la FERC recibió 

comentarios de la EPA, COE, NMFS, DRNA y varios comentarios del sector privado sobre la ubicación 

del sitio del terminal marítimo. Debido al perímetro de seguridad de 500 yardas (457 m) alrededor del 

sitio del terminal marítimo, los comentarios expresaban preocupación por los impactos en la recreación y 

sobre la pesca artesanal en la zona. Los comentarios solicitaron que se identificaran los sitios alternativos 

situados más al sur de los cayos y las áreas de arrecifes conocidas para evitar impactos en los usuarios 

recreativos y los recursos sensibles.

Hay un número de ubicaciones de los sitios para el sitio terminal mar adentro a lo largo de la 

costa sur de Puerto Rico. Un sitio alternativo razonable sería necesario para estar cerca de la Central de 

Aguirre, tener profundidad suficiente para alojar el sitio terminal mar adentro, evitar los recursos 

sensibles, así como los centros de población, y tener un fondo marino estable con viento favorable y datos 

de olas. Evaluamos cuatro sitios del terminal marítimo con las tuberías al terminal basados en la revisión 

de campo de Aguirre LLC de cada sitio y la tubería correspondiente. Los sitios identificados como 

posibles ubicaciones de los sitios alternativos se encuentran mar adentro de los Cayos Caribes (Sitios 1 y 

2), Cayos de Barca (Sitio 3) y Cayos de Pájaros (Sitio 4). La Tabla 3.5-1 proporciona información sobre 

el sitio del terminal marítimo propuesto y cada sitio alternativo por criterio. El sitio del terminal marítimo 

propuesto y los sitios alternativos se muestran en la figura 3.5-1.

De acuerdo con las regulaciones del CEQ, se determinó que el sitio propuesto era factible y no 

resultaría en un impacto ambiental significativo. Para hacer esta determinación, hemos considerado los 

planes de mitigación de Aguirre LLC, los comentarios recibidos de la agencia, y nuestras 

recomendaciones en esta EIS. Sobre la base de nuestro análisis del sitio propuesto y los sitios alternativos, 

no encontramos ninguna razón convincente para revisar más sitios alternativos.
3-15
3-16

TABLA 3.5-1

Comparación de los sitios alternativos del terminal marítimo propuesto para

el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Mar 

Adentro

Longitud de la 

tubería hacia la 

Planta Aguirre 

(millas [km])

Profundidad del 

agua en el sitio 

del terminal 

(pies [m]) Recursos marinos presentes

Distancia a centros de 

población más cercanos

Condición 

del fondo 

marino

Sitio 

Propuest

o

4.0 (6.4) 60 (18) Designado como hábitat 

crítico para el coral cuerno de 

alce y el coral cuerno de 

ciervo; parche arrecifal, 

macroalgas y pastos marinos

presentes

3 millas (4.8 km) al 

suroeste de Punta 

Pozuelo; 

3.3 millas (5.3 km) al sur 

de la comunidad de 

Aguirre.

Favorable

Sitio 1 3.6.(5.8) 60 (18) Designado como hábitat 

crítico para el coral cuerno de 

alce y el coral cuerno de 

ciervo; cubierta bentónica 

desconocida 

2 millas (3.2 km) al 

suroeste de Punta 

Pozuelo;

3.2 millas (5.2 km) al 

sureste de la comunidad 

de Aguirre

Desfavorabl

e

Sitio 2 4.0 (6.4) 55 (17) Designado como hábitat 

crítico para el coral cuerno de 

alce y el coral cuerno de 

ciervo; cubierta bentónica 

desconocida 

1.1 millas (1.8 km) al 

suroeste de Punta 

Pozuelo;

2.7 millas (4.4 km) al 

sureste de la comunidad 

de Aguirre

Favorable

Sitio 3 4.7 (7.6) 60 (18) Designado como hábitat 

crítico para el coral cuerno de 

alce y el coral cuerno de 

ciervo; fondo blando y 

macroalgas 

3.5 millas (5.6 km) al 

suroeste de Punta 

Pozuelo;

3.2 millas (5.2 kilómetros) 

al sur de la comunidad de 

Aguirre

No se ha 

determinado

Sitio 4 4.6 (7.4) 55 (17) Designado como hábitat 

crítico para el coral cuerno de 

alce y el coral cuerno de 

ciervo; fondo blando y 

macroalgas 

1.7 millas (2.7 km) al sur 

de Las Mareas, Salinas; 

3.1 millas (5 km) al 

sureste de Salinas

Favorable

_______________

Fuente: NMFS, 2008; Tetra Tech, 2012; Tetra Tech, 2014a, 2014d

Sitio Terminal Propuesto (Terminal Marítimo de GNL)

El sitio propuesto se encuentra unos 3,900 pies (1.2 km) al suroeste y directamente en alta mar de 

la punta oriental de los Cayos de Barca. Desde el sitio propuesto, la tubería continuaría hacia el noreste 

aproximadamente 0.9 millas (1.5 km), luego giraría hacia el norte a través del canal Boca del Infierno una 

distancia de aproximadamente 0.6 millas (1.0 km). Una vez que atravesara el canal Boca del Infierno, la 

tubería se dirigiría hacia el norte a través de la Bahía de Jobos aproximadamente 1.3 millas (2.1 km), 

luego giraría hacia el noroeste una distancia de 1.0 millas (1.6 km) y luego hacia el oeste 0.1 millas 

(0.2 km), donde ingresaría en la Planta Aguirre desde el este.

Tal como se presenta y se discute con mayor detalle en la sección 4.0 de este borrador de la DIA, 

el sitio del terminal propuesto abarcaría aproximadamente 75.5 acres (77.7 cuerdas), de los cuales 22.3 

acres (22.9 cuerdas) se verían afectados de forma permanente. Las actividades de construcción 

perturbarían temporalmente 71.4 acres (73.5 cuerdas) de la vegetación acuática sumergida (SAV) (por 

ejemplo, pastos marinos, macroalgas) y 4.1 acres (4.2 cuerdas) del hábitat del arrecife de coral. De estos 

impactos sobre los arrecifes de corales y la vegetación acuática sumergida, las pérdidas de hábitat 

permanente afectarían 22.1 y 0.2 acres (22.7 y 0.2 cuerdas), respectivamente. No se han realizado 

estudios del hábitat del arrecife de coral para los sitios alternativos para el terminal.
3-17

Este sitio cumple con los criterios establecidos para la selección del sitio. Es razonablemente 

cerca de la Planta Aguirre, que se encuentra en suficiente profundidad para dar cabida a la recepción de 

transportadoras de GNL, evita los centros de población y tiene un fondo marino estable. Este sitio es 

ventajoso, ya que se encuentra a la mayor distancia de los centros de población, así como de los cayos.

Este sitio tendría menos impactos permanentes en los usuarios recreativos de la zona en comparación con 

los emplazamientos alternativos. Además, es el sitio ubicado más lejos de los centros de población, 

mitigando así las preocupaciones sobre la zona de seguridad impuestas a las instalaciones.

Sitio 1

El Sitio 1 se encuentra unos 4,600 pies (1.4 km) al sureste de la punta occidental de Cayos 

Caribes, en el mar desde el canal Boca del Infierno. Desde el Sitio 1, la tubería continuaría al noroeste 

aproximadamente 0.5 millas (0.8 km), luego giraría hacia el norte a través del canal Boca del Infierno una 

distancia de alrededor de 0.6 millas (1.0 km). Una vez atravesado el canal Boca del Infierno, la tubería 

seguiría la ruta propuesta las restantes 2.5 millas (4.0 km). La tubería necesaria para este sitio sería más 

corta que la ruta propuesta, pero cruzaría el mismo hábitat del arrecife de coral y otros recursos sensibles.

El Sitio 1 está razonablemente cerca de la Planta Aguirre y se encuentra en profundidades del 

agua que permitirían las operaciones del terminal. Está más cerca de un centro de población (Punta 

Pozuelo) que el sitio propuesto y podría causar un impacto visual en la comunidad. Además, este sitio se 

encuentra en una zona que fue señalada por tener una anomalía geológica durante el trabajo geotécnico 

completado por Aguirre LLC. Por estas razones, llegamos a la conclusión de que el Sitio 1 no es una 

alternativa razonable y no proporciona una ventaja ambiental significativa en comparación con el sitio 

propuesto. Por lo tanto, el Sitio 1 no se seguirá evaluando.

Sitio 2

El Sitio 2 se encuentra unos 3,300 pies (1.0 km) al sureste de la punta occidental de Cayos 

Caribes, en mar adentro desde el canal Boca del Infierno. Desde el Sitio 2, la tubería continuaría al oeste 

aproximadamente 0.9 millas (1.4 km), luego giraría hacia el norte a través del canal Boca del Infierno una 

distancia de alrededor de 0.6 millas (1.0 km). Una vez atravesado el canal Boca del Infierno, la tubería 

seguiría la ruta propuesta las restantes 2.5 millas (4.0 km). La longitud de la tubería sería 

aproximadamente la misma que la de la ruta propuesta y cruzaría el mismo hábitat del arrecife de coral y 

otros recursos sensibles que la tubería propuesta.

Este sitio está razonablemente cerca de la Planta Aguirre y se encuentra en aguas menos 

profundas que las del sitio propuesto, pero todavía dentro del rango aceptable para un terminal marítimo 

de GNL. El Sitio 2 está más cerca de Punta Pozuelo que el sitio propuesto y podría crear un impacto 

visual en la comunidad. Hay menos posibilidades de un impacto visual en la comunidad de Central 

Aguirre ya que los Cayos Caribes se encuentran entre el Sitio 2 y la comunidad, y la isla actuaría como 

una barrera visual. Suponiendo que la USCG recomendara una zona de seguridad de 500 yardas (457 m) 

para el Sitio 2 (véase la figura 3.5-2), existe un mayor potencial de impacto sobre los usos recreativos, ya 

que está más cerca de la costa de las islas, donde los usos recreativos están más presentes. Estos usos 

recreativos tendrían restricción de ingreso a la zona de seguridad sin la autorización previa del capitán del 

puerto.

El Sitio 2 tendría mayores impactos ambientales permanentes que el sitio propuesto, debido a su

proximidad a centros de población, el impacto visual y los impactos de recreación. Por estas razones, 

llegamos a la conclusión de que el Sitio 2 no es una alternativa razonable y no proporciona una ventaja 

ambiental significativa en comparación con el sitio propuesto. Por lo tanto, el Sitio 2 no se seguirá 

evaluando.
3-18
3-19

Sitio 3

El Sitio 3 se encuentra unos 5,700 pies (1.7 km) al suroeste y directamente en alta mar de la zona 

oriental de Cayos de Barca. Desde el Sitio 3, la tubería continuaría hacia el este aproximadamente 1.6 

millas (2.6 km) y luego giraría hacia el norte a través del canal Boca del Infierno una distancia de 

alrededor de 0.6 millas (1.0 km). Una vez atravesado el canal Boca del Infierno, la tubería seguiría la ruta 

propuesta las restantes 2.5 millas (4.0 km). Este sitio, al igual que el sitio propuesto, está bastante cerca de 

la Planta Aguirre y se encuentra en una profundidad del agua que permitiría el Terminal Marítimo de 

GNL. El sitio del terminal estaría aproximadamente 0.1 millas (0.2 km) directamente más próximo a la 

Planta Aguirre y aproximadamente 0.5 millas (0.8 km) más lejos de Punta Pozuelo. El impacto visual de 

este sitio sería similar al del sitio propuesto, ya que ambos sitios están al sur de los Cayos de Barca. 

La zona de seguridad de 500 yardas (457 m) recomendada de la USCG se aplicaría al Sitio 

Alternativo 3 (véase la figura 3.5-2), resultando en un mayor impacto permanente en los recursos de

navegación y pesca recreativas, ya que está unas 675 yardas (617 m) al sur de los Cayos de Barca y cerca 

de 300 yardas (274 m) más cerca de la tierra firme que el sitio propuesto. Esta ubicación cercana a la 

costa es menos favorable ya que un alto volumen de navegación recreativa y actividad pesquera se lleva a 

cabo aquí, y el sitio genera cuestiones de seguridad potenciales debido a su proximidad con estas

actividades populares.

Los impactos ambientales asociados al Sitio 3 serían comparables a los del sitio propuesto; sin 

embargo, debido a la proximidad del sitio 3 a Cayos de Barca y el continente, habría mayores impactos 

recreativos permanentes y problemas de seguridad para las personas o grupos que utilizan los recursos de 

Cayos de Barca. Si bien el Sitio 3 no presenta ventajas ambientales significativas en comparación con el 

sitio propuesto, se lo seguirá evaluando en la sección 3.6 ya que el sitio presenta opciones de 

enrutamiento de tuberías adicionales. 

Sitio 4

El Sitio 4 se encuentra a unos 2,000 pies (0.6 km) al suroeste de Cayos de Pájaros. Desde el Sitio 

4, la tubería continuaría hacia el noreste aproximadamente 0.6 millas (1.0 km) hasta el canal de barcazas 

existente donde continuaría aproximadamente unas 1.8 millas (2.9 km) hacia el este dentro de la cuenca 

de la Bahía de Jobos. La tubería luego continuaría hacia el noreste aproximadamente 1.3 millas (2.1 km) 

dentro de la cuenca de la Bahía de Jobos y giraría hacia el norte aproximadamente en MP 3.7 al noroeste 

una distancia de 0.9 millas (1.4 km) hasta la propiedad de la Planta Aguirre, donde se interconectaría con 

la tubería de la Planta Aguirre.

Este sitio, al igual que el sitio propuesto, está bastante cerca de la Planta Aguirre y se encuentra 

en una profundidad del agua que permitiría el Terminal Marítimo de GNL. Debido a su proximidad a las 

comunidades y la costa continental, la zona mar adentro del Sitio 4 experimenta mayor uso por la 

navegación y pescadores recreativos que los otros sitios terminales considerados. El personal del DRNA 

que monitorea los usos de la tierra en el área observó que Cayo Matias, una isla al oeste de Cayos de 

Pájaros, es usado intensivamente por los navegantes recreativos durante todo el año (Lilyestrom, 2014).

Cayos de Pájaros es usado para embarcaciones “extra” cuando Cayo Morrillo está superpoblado. Como se 

muestra en la figura 4.7.4-1, Cayos de Pájaros incluye áreas recreativas para natación, excursionismo , 

buceo y contiene una rampa pública para botes. El DRNA informa que la zona es utilizada por los buzos 

que recogen el caracol Cittarium pica antillano para uso recreativo y comercial (Lilyestrom, 2014). El 

caracol Cittarium pica antillano se recoge como una fuente de alimento, carnadas de pesca y una valva 

única a rayas blancas y negras. Suponiendo que la USCG recomendara una zona de seguridad de 500 

yardas (457 m) para el Sitio 4 (ver figura 3.5-2), habría mayores impactos permanentes en las actividades 

recreativas de navegación y pesca, debido a que el área cerca de las dos islas (Cayo Matías y Cayos de 
3-20

Pájaros) no permitiría que las embarcaciones recreativas y pesca atravesar la zona. El tráfico marítimo 

debería desplazarse por el norte de Cayo Morrillo y Cayos de Pájaros quedando dentro del área de la 

Bahía de Jobos, o más hacia el sur para llegar al final del sudeste de Cayos de Pajoros y así evitar la zona 

de seguridad. Finalmente, el Sitio 4 presentaría un mayor impacto visual en la comunidad de Las Mareas 

y los residentes del litoral al norte de la instalación. El Terminal Marítimo de GNL, incluida la FSRU, 

sería visible a los residentes y turistas que puediesen frecuentar la zona.

El Sitio 4 causaría mayores impactos sobre la navegación recreativa y las actividades de pesca en 

la zona y crearía un mayor impacto visual que el sitio propuesto. Sin embargo, debido a preocupaciones 

por la construcción de la tubería a través del canal Boca del Infierno (que esta alternativa evitaría), el Sitio 

4, similar al Sitio 3, se evalúa más adelante en la sección 3.6.

3.6 RUTAS ALTERNATIVAS DE LA TUBERÍA PRINCIPAL

Recibimos comentarios durante la definición del alcance, así como durante el período de borrador 

de la DIA para el proyecto de estudio de impacto ambiental de los miembros de la comunidad, 

organizaciones y agencias (COE, NMFS, EPA, FWS y DRNA) relativos a los impactos de la ruta de la 

tubería propuesta sobre especies de corales federalmente amenazadas y en peligro de extinción, el hábitat 

del arrecife de coral, los pastos marinos dentro de la Bahía de Jobos, el manatí antillano, y los usuarios 

recreativos y comerciales. Durante la planificación preliminar del proyecto, Aguirre LLC investigó varios 

métodos de construcción de la tubería en la Bahía de Jobos, incluyendo excavación de zanjas, HDD y 

colocación directa al fondo del mar. Al principio de la fase preliminar antes de la presentación, Aguirre 

LLC estableció que su método de construcción propuesto sea la colocación directa, en un intento por 

minimizar los impactos sobre los recursos sensibles del canal Boca del Infierno y la Bahía de Jobos.

Varias agencias sugirieron que el canal de barcazas, que se utiliza actualmente para barcazas de 

combustible hacia la Planta Aguirre1, debe ser evaluado como un lugar alternativo para la tubería en el 

supuesto de que los impactos de la construcción y operación sean menores debido a que la zona del canal 

de barcazas es previamente perturbada. Siguiendo estas recomendaciones, Aguirre LLC completó la

revisión de varias rutas alternativas de tuberías. Aguirre LLC proporcionó información sobre alternativas 

en su solicitud original (abril de 2013), en una respuesta posterior de los datos (junio de 2013) y en 

presentaciones de información complementarias presentadas entre enero de 2014 y enero de 2015. Estas 

presentaciones adicionales proporcionaron información específica sobre métodos de construcción 

potenciales para la ruta de la tubería y los impactos ambientales de la construcción de las rutas 

alternativas.

Como se discutió en la sección 2.3.4 del DIA final, con el fin de cumplir con los requisitos del 

DOT en 49 CFR 192, Aguirre LLC ha modificado su método de construcción para enterrar la tubería en 

todas las áreas excepto para los 1,700 pies (518 m) ubicados dentro del cruce de la Boca del Infierno.

Aguirre LLC propone la colocación directa de la tubería por encima del arrecife de coral en esta zona y 

proteger la tubería con esteras de hormigón. Además, en cada curva de la tubería, se colocarían esteras 

adicionales para proteger la tubería.

Debido a la complejidad del Proyecto, que incluye la selección de un sitio alternativo del terminal 

de GNL y una ruta de la tubería de conexión, optamos por revisar una combinación de sitios alternativos 

del terminal (discutidos anteriormente en la sección 3.5) y las rutas de las tuberías. Se utilizaron los 

 

1 Hay rutas de navegación no reguladas por el gobierno federal en las inmediaciones del sitio del terminal; el tráfico a lo largo de la costa es 

principalmente recreativo y embarcaciones pesqueras de menor tamaño. Hay un canal de navegación de mantenimiento privado utilizado 

por la PREPA para entregar combustible a la Planta Aguirre. 
3-21

criterios alternativos básicos (técnica y económicamente viables y posibles; ofrecen una ventaja ambiental 

significativa sobre el Proyecto propuesto y cumplen con los objetivos del Proyecto propuesto), así como 

la proximidad a la Planta Aguirre (para minimizar la longitud de la tubería necesaria) para evaluar cada 

sitio/tubería alternativo/a. Otros objetivos que hemos utilizado en el análisis de cada alternativa fueron 

evitar los recursos marinos sensibles, así como las áreas de valor comercial y recreativo; evitar los centros

de población y evitar impactos visuales significativos sobre el ámbito visual existente.

Los objetivos del Proyecto son diversificar el suministro de combustible a la Planta Aguirre, al 

mismo tiempo que se cumple con la norma MATS de la EPA. Cada una de las alternativas de ruta de la 

tubería y del terminal consideradas en esta sección cumpliría con los objetivos del Proyecto. Los Sitios 3, 

4 del terminal y el Sitio Propuesto junto con variaciones de una ruta de la tubería submarina fueron 

desarrollados para una revisión adicional, como se muestra en la figura 3.6-1.

Métodos de Instalación de la Tubería

Un factor importante en la revisión de las rutas alternativas de la tubería es el método de 

construcción que se utilizará para instalar la tubería. Tradicionalmente, se puede instalar una tubería 

submarina mediante el método de construcción HDD (perforación agua al agua o perforación agua a 

tierra), la apertura de zanjas y relleno, o la colocación directa. El método de construcción HDD se utiliza 

comúnmente para evitar recursos sensibles, sedimentos contaminados o áreas donde las embarcaciones 

para la construcción pueden ser peligrosas. La perforación direccional minimiza los impactos sobre los 

recursos, pero el proceso no es adecuado para todas las áreas. 

El método de construcción HDD ha estado en uso desde la década de los 70 como un medio para 

instalar las tuberías a través de los ríos y en el acercamiento a la costa para eliminar la exposición de la 

tubería a la erosión y la fricción y eliminar los impactos sobre la calidad del agua de las actividades de 

construcción dentro del cuerpo de agua. Este método permite la construcción de zanjas a través de un área 

mediante la perforación previa de un agujero muy por debajo de la profundidad a la cual una tubería 

convencional se asienta, y luego tirando de la tubería a través del pozo de perforación previamente 

perforado. Se han instalado con éxito tuberías de hasta 60 pulgadas (1.5 m) de diámetro utilizando este 

método. La longitud de la tubería que puede instalarse por el método de construcción de perforación 

direccional horizontal depende de las condiciones del suelo y del diámetro del tubo y está limitada por la 

tecnología y el tamaño de equipos disponibles. Se establecería una plataforma de perforación direccional 

y se perforaría un agujero guía de pequeño diámetro a lo largo de un perfil establecido. Una vez que el 

agujero guía esté completo, se ampliaría utilizando herramientas de escariado para proporcionar acceso 

para el tubo. Las herramientas de escariado se unirían a la cadena de perforación en el punto de salida del 

agujero guía y luego se rotarían y extraerían de nuevo a la plataforma de perforación, agrandando así

progresivamente el agujero guía con cada pasada. Durante este proceso, el fluido de perforación que 

consiste principalmente de arcilla de bentonita y agua se bombearía continuamente en el agujero para 

quitar cortes y mantener la integridad del agujero. Una vez que el agujero se haya ampliado lo suficiente, 

el segmento prefabricado de tubo se uniría detrás de la herramienta de escariado en el lado de salida del 

cruce y se echaría hacia atrás a través de la perforación a la plataforma de perforación, para completar el 

cruce. 
3-22
3-23

Conforme a lo solicitado en el borrador de la DIA del proyecto del estudio de impacto ambiental, 

Aguirre LLC llevó a cabo un trabajo adicional para determinar la viabilidad y el riesgo de la instalación 

de la tubería a través del paso de Boca del Infierno por el método de construcción HDD. Aguirre LLC 

revisó los datos del subsuelo geotécnico y la investigación preliminar geotécnica de las zonas costeras 

realizadas para el Proyecto y determinó que un HDD exitoso de esta área sería inviable en base a los datos 

geotécnicos del subsuelo disponible en la actualidad. El informe llegó a la conclusión de que un programa 

detallado de exploración del subsuelo se requeriría para determinar la viabilidad y diseño detallado de un 

HDD al cruzar el cruce de Boca del Infierno. Estamos recomendando que Aguirre LLC siga llevando a 

cabo las investigaciones del subsuelo necesarias para determinar la probabilidad de un HDD exitoso.

Como se desconoce el éxito del HDD para pasar la Boca del Infierno, nuestro análisis supone una 

colocación directa a través de las zonas de coral de la ruta propuesta y cada una de las rutas alternativas 

que incluye el uso de esteras de hormigón en los lugares requeridos. 

La excavación de zanjas marinas (para bajar la tubería) y el relleno (para cubrir la tubería) se 

pueden realizar mediante métodos de construcción con arado, chorro o convencional con draga de 

cuchara. El arado implica tender la tubería en el fondo y luego arrastrar un arado a lo largo del fondo 

marino, utilizando la tubería para guiar el arado. El arado arroja simultáneamente el sedimento del fondo 

a los lados de la zanja y desciende la tubería en la zanja. Después de que la tubería se coloca en la zanja, 

el arado se invierte y se arrastra a lo largo de la zanja, rellenándola con el material arrojado de la zanja 

durante el arado. En general, la ventaja del arado es que crea menos resuspensión de sedimentos (pluma) 

que el uso de chorro o de dragado. La desventaja incluye el gran tamaño del arado y de la embarcación 

necesaria, que crea una zona considerable de perturbación de los requisitos de anclaje y de la profundidad 

del agua necesarios para tirar con éxito de un arado. Además, el arado requiere una profundidad del agua 

mínima de 23 pies (7 m). En una profundidad del agua de menos de 23 pies (7 m), el arado estaría solo 

parcialmente sumergido y el aumento de peso crearía un gran aumento de la fuerza de tracción necesaria.

La mayoría de las grandes barcazas con equipos adecuados para tirar de un arado no pueden operar en 

aguas de menos de 23 pies (7 m) de profundidad.

El uso de chorros implica usar un chorro hidráulico de agua del océano para licuar los sedimentos 

de la zanja y luego bajar la tubería y colocarla en la zanja. Los métodos de chorro incluyen el uso de una 

zanjadora a chorro o el uso de herramientas manuales por los buzos. La ventaja del uso de chorros es la 

capacidad de operar en aguas menos profundas que con un arado. El uso de chorros también puede crear 

una zanja más profunda mediante el uso de múltiples pasadas, siempre que los sedimentos del fondo sean 

adecuados. Las desventajas del uso de chorros incluyen el aumento de las plumas de sedimentos y el 

potencial hundimiento de la zanja. El hundimiento de la zanja requeriría actividades adicionales de 

chorro, lo que resultaría en más sedimentación y el aumento del riesgo de un impacto secundario en la 

vegetación acuática sumergida, los corales y la vida marina. Una pluma de chorro puede estar suspendida 

por un largo período y se puede transportar a través de distancias más largas que la pluma de sedimentos 

de una operación de dragado o arado. Las pequeñas zanjadoras a chorro pueden operar en aguas poco 

profundas. Sin embargo, requieren de una mayor duración de la construcción en el agua a medida que la 

velocidad de la zanjadora a chorro se reduce (Bai y Bai, 2005; Sistemas de Ingeniería del Océano, sin 

fecha). El chorro a mano como propone Aguirre LLC para el proyecto se explica con más detalle en la 

sección 2.3.4.2. Aguirre LLC presentó sus procedimientos de instalación de tuberías el 16 de diciembre 

de 2014. En estos procedimientos, Aguirre LLC propone utilizar chorro a mano con una cabeza de chorro 

de sección y el difusor con el marco de la turbidez y de cortina para minimizar los impactos.

El dragado consiste en extraer material del fondo para construir una zanja para la tubería, colocar 

la tubería en la zanja y luego regresar el material dragado para cubrir la tubería o permitir que las 

corrientes naturales rellenen la zanja. La ventaja del dragado es su capacidad para extraer una gran 

cantidad de material y la capacidad de trabajar en aguas poco profundas. Las desventajas incluyen la 
3-24

sedimentación y el impacto sobre la calidad del agua y un período de construcción de más tiempo en el 

agua.

El método de construcción de colocación directa consiste en fabricar los segmentos de la tubería 

en barcazas para la colocación de las tuberías y bajar la tubería hacia el fondo marino utilizando 

flotadores u otros equipos para colocar la tubería. El método de colocación directa no consiste en enterrar 

la tubería. La ventaja de la colocación directa es que la zona de perturbación para la construcción de la 

tubería es mínima cuando se compara con otros métodos de construcción. La desventaja de la colocación 

directa es que la tubería tiene un mayor riesgo de resultar dañada por incidentes humanos o naturales que 

puedan producirse.

Para revisar las alternativas, se consideró el arado, la zanjadora a chorro, el dragado y la 

colocación directa como métodos de construcción potenciales para la instalación de la tubería. Debido al 

tamaño de los buques operativos, arar la ruta propuesta de la tubería o cualquier ruta alternativa 

impactaría en una gran zona del fondo marino. Además, hay zonas a lo largo de la ruta donde la 

profundidad es de menos de 23 pies (7 m), y eso podría requerir tener que dragar para alcanzar la 

profundidad necesaria para mover el equipo de arado a través de la zona. Por lo tanto, debido a la mayor 

área de lecho marino que se altera para enterrar la tubería, se determinó que el arado no sería una 

alternativa razonable.

El uso de una zanjadora a chorro para enterrar la tubería requeriría una embarcación marítima

para tirar la zanjadora a chorro e impactaría una amplia zona del fondo marino; de manera más crítica, la 

zanjadora a chorro crearía plumas de sedimentos con cada paso sucesivo, dispersando materiales 

bentónicos sobre el fondo marino. Si la tubería fuera enterrada usando una zanjadora a chorro, no se 

produciría ninguna ventaja medioambiental. Por lo tanto, hemos revisado la ruta propuesta y rutas 

alternativas, asumiendo que la tubería se instalará utilizando un chorro de mano para enterrar la tubería en 

todas las áreas requeridas y colocación directa en áreas donde no se requiere enterrar la tubería.

Impacto Potencial Asociado con los Sitios Terminales y las Rutas de las Tuberías

Desarrollamos nuestras ubicaciones alternativas de los terminales y rutas de tuberías basados en 

la información proporcionada por Aguirre LLC y las recomendaciones de COE, EPA, FWS y DRNA.

Consideramos los siguientes terminales alternativos y rutas de la tubería submarina:

1. sitio propuesto y ruta de la tubería submarina propuesta;

2. sitio propuesto y la ruta alternativa de la tubería submarina 1 corre hacia el noroeste 

pasando Cayos de Pájaros, girando al norte entre los Cayos de Pájaros y Cayo Morrillo y 

luego girando al noreste por la ruta alterada del canal de barcazas existente para acceder a 

la Planta Aguirre;

3. sitio propuesto y la ruta alternativa de la tubería 2 corre hacia el noroeste pasando Cayos 

de Barca, girando al norte entre los dos cayos (Cayos de Pájaros y Cayos de Barca) y 

luego girando al noreste por la ruta alterada del canal de barcazas existente para acceder a 

la Planta Aguirre;

4. sitio del terminal 4 y la ruta alternativa de la tubería 3 al noreste girando para entrar en la 

ruta alterada del canal de barcazas existente para acceder a la Planta Aguirre;
3-25

5. sitio del terminal 4 y la ruta alternativa de la tubería 4 corre hacia el sudeste pasando 

Cayos de Pájaros, girando al norte entre los dos cayos (Cayos de Pájaros y Cayos de 

Barca) y luego girando al noreste por la ruta alterada del canal de barcazas existente para 

acceder a la Planta Aguirre; 

6. sitio del terminal 3 y la ruta alternativa de la tubería 5 hacia el noroeste pasando Cayos de 

Barca, girando al norte entre los dos cayos (Cayos de Pájaros y Cayos de Barca) y luego 

girando al noreste por la ruta alterada del canal de barcazas existente para acceder a la 

Planta Aguirre; y

7. sitio propuesto y ruta alternativa de la tubería submarina 6 corre hacia el noroeste 

pasando Cayos de Pájaros, girando al norte entre los Cayos de Pájaros y Cayo Morrillo y 

luego girando al noreste por la ruta alterada del canal de barcazas existente para acceder a 

la Planta Aguirre.

Típicamente, la profundidad de enterramiento de una tubería se establece por los reglamentos del 

Departamento de Transporte o COE y depende del uso (por ejemplo, espacio abierto, canal federal) y de 

la profundidad del agua. En la investigación sobre el canal de barcazas, determinamos (junto con COE y 

EPA) que no es un canal de barcazas regulado por el gobierno federal. PREPA lo mantiene para permitir 

el tráfico de barcazas para llegar a sus instalaciones. En seguimiento de los comentarios recibidos de 

PHMSA, PHMSA comunicó que el 49 CFR 192.307 requiere enterrar 4 pies la tuberías instalada en un 

río navegable, arroyo, o puerto; que la tubería instalada en alta mar en aguas profundas menores de 12 

metros de profundidad se debe instalar con una cobertura mínima de 3 pies entre la parte superior de la 

tubería y la parte inferior natural; y la tubería bajo 12 pies o más de agua se debe instalar de manera que la 

parte superior de la tubería quede debajo de la base natural, a menos que el tubo esté apoyado por los 

candeleros, mantenido en su lugar por anclas o un recubrimiento de hormigón pesado, o protegido por 

medios equivalentes. PHMSA también señala que, si la tubería se coloca en el canal de barcazas, su 

profundidad requerida sería de 4 pies (1.2 m) por debajo de la profundidad de dragado (actual o futuro) 

del canal. Por lo tanto, para los propósitos de esta revisión de alternativas, asumimos que el gasoducto 

sería enterrado con 4 pies (1.2 m) de cobertura a lo largo de todo el canal de barcazas.

Como se discutió en la sección 2.3, la tubería se instalará utilizando mano de chorro para enterrar 

la tubería bajo nivel de la parte inferior del fondo del mar natural o enterrar la tubería por debajo de 3 pies 

(1 m) de cubierta, dependiendo de la profundidad del agua, excepto en las zonas de arrecife de coral 

donde no estaría enterrado el gasoducto, si no quesería cubierto con esteras de hormigón. El tendido de 

tuberías propuesto y las actividades de enterramiento requerirían un espacio de trabajo de 20 pies (6 m) de 

ancho en el fondo del mar en zonas de arrecifes de coral, espacio de trabajo de 40 pies (12 m) de ancho a 

lo largo del resto de la tubería, y ATWS en cada uno de los IP. Los impactos permanentes en el fondo del 

mar consistirían en las esteras de hormigón de 8 pies de ancho (2.4 m) colocadas sobre el gasoducto en 

áreas de arrecifes de coral (1,700 pies [518 m] cruzando en la Boca del Infierno); en PI 3, 4, y 5; y la 

sección de 1,300 pies (396 m) de longitud en el enfoque de mar adentro. Los impactos temporales y 

permanentes a lo largo de las rutas alternativas de tuberías se calcularon utilizando las mismas huellas; se 

supuso que la instalación de la tubería dentro del canal de barcazas requeriría unos 40 pies (12 m) de 

ancho de espacio de trabajo para permitir un chorro manual para establecer 4 pies (1.2 m) de cubierta 

sobre la tubería. Los impactos temporales y permanentes en los sitios terminales alternativos se supone 

que serían los mismos que los del sitio propuesto.

La tabla 3.6-1 resume el impacto en acres de la construcción para los sitios alternativos del 

terminal y las rutas de la tubería asociadas. El impacto crítico de cada alternativa sobre los recursos 

ambientales se resume en la tabla 3.6-2.
3-26

Sitio Terminal Propuesto (Terminal Marítima de GNL) y Propuesta de ruta (Medidas Propuestas)

El sitio terminal propuesto se ubicaría en por lo menos 60 pies (18 m) de agua aproximadamente 

unas 3 millas (4.8 km) directamente al sur de la costa sur de Puerto Rico. Para entregar gas natural a la 

Planta Aguirre, se colocarían 4.0 millas (6.4 km) de tuberías desde el terminal marítimo para interconectar 

con la tubería de la planta. En la sección 2.3 de este borrador de la DIA se proporcionan detalles de la 

construcción.

Las ventajas del sitio propuesto y la ruta de la tubería son la menor longitud de tubería necesaria 

para conectarse a la Central Aguirre, el impacto visual reducido y una mayor distancia de los principales 

centros de población. 

TABLA 3.6-1

Alternativas para el terminal y rutas para la tubería para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Criterios de 

selección

Alternativas

Propuesta del 

Sitio del 

Terminal y 

Tubería

Propuesta del 

Sitio del 

Terminal y 

Tubería 

Ruta 1

Propuesta 

del Sitio 

del 

Terminal y 

Tubería 

Ruta 2

Terminal

Sitio 4 y 

Tubería

Ruta 3

Terminal

Sitio 4 y 

Tubería 

Ruta 4

Terminal

Sitio 3 y 

Tubería 

Ruta 5

Propuesta 

del Sitio del 

Terminal y 

Tubería 

Ruta 6

Longitud de

la Tubería

(millas [km])

4.0

(6.2)

7.3

(11.7)

6.0

(9.7)

4.5

(7.2)

4.7

(7.6)

5.3

(8.5)

7.4

(11.9)

Método de Construcción de la Tubería (millas [km])

Colocación 

directa de 

tubos - zona 

de Coral a

0.4

(0.6)

0.7

(1.2)

0.5

(0.8)

0.3

(0.5)

0.3

(0.5)

0.5

(0.8)

0.4

(0.6)

Colocación 

directa de 

tubos- Chorro 

a Mano

3.6

(5.6)

6.6

(10.5)

5.5

(8.9)

4.2

(6.7)

4.4

(7.1)

4.8

(7.7)

7.0

(11.3)

Zona de perturbación (acres [cuerdas])

Terminal 75.5

(77.7)

75.5

(77.7)

75.5

(77.7)

75.5

(77.7)

75.5

(77.7)

75.5

(77.7)

75.5

(77.7)

Colocación 

directa de 

tubos - zona 

de Arrecifes b

0.9

(0.9)

1.8

(1.8)

1.1

(1.2)

0.8

(0.8)

0.8

(0.8)

1.1

(1.2)

0.9

(1.0)

Colocación 

directa de 

tubos- Chorro 

a Manoc

16.9

(17.4)

30.6

(31.5)

25.2

(25.9)

19.6

(20.2)

20.1

(20.7)

22.5

(23.2)

33.0

(34.0)

ATWS d36.6

(37.7)

51.5

(53.0)

51.3

(52.8)

38.2

(39.3)

50.9

(52.4)

51.3

(52.8)

51.3

(52.8)

TOTAL 129.9

(133.7)

159.4

(164.0)

153.1

(157.6)

134.1

(138.0)

147.3

(151.6)

150.4

(154.9)

160.7

(165.5)

____________________

a El área de Arrecifes incluye arrecifes consolidados y no consolidados.

b Supone un área de 20 pies de ancho (6 m) de perturbación.

c Supone un área de 40 pies de ancho (12 m) de perturbación.

d ATWS se refiere al espacio de trabajo temporal en torno a los IP y cerca del enfoque en tierra a la Planta Aguirre.
3-27

TABLA 3.6-2

Impacto de Acres Propuesto y Alternativas para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Criterios de selección

Alternativas

Terminal

Propuesta y 

Tubería Propuesta

Terminal

Propuesta y

Tubería Propuesta

Ruta 1

Terminal

Propuesta y 

Tubería Propuesta

Ruta 2

Sitio Terminal 4

y Tubería

Ruta 3

Sitio Terminal 4

y Tubería

Ruta 4

Sitio Terminal 3

y Tubería

Ruta 5

Terminal 

Propuesta y 

Tubería 

Propuesta 6 a

Impacto Temporario en Arrecifes de Coral (acres [cuerdas])

Terminal 4.1 (4.2) 4.1 (4.2) 4.1 (4.2) 0.0 0.0 0.0 4.1 (4.2)

Tubería 0.9 (0.9) 1.8 (1.9) 1.1 (1.2) 0.8 (0.8) 0.8 (0.8) 1.1 (1.2) 0.9 (0.9)

ATWS 1.2 (1.2) 7.2 (7.4) 11.5 (11.8) 7.2 (7.4) 11.5 (11.8) 11.5 (11.8) 1.0 (1.1)

Total 6.2 (6.4) 13.1 (13.5) 16.7 (17.2) 8.0 (8.2) 12.3 (12.7) 12.6 (13.0) 6.0 (6.2)

Impacto Permanente en Arrecifes de Coral (acres [cuerdas])

Terminal 0.2 (0.2) 0.2 (0.2) 0.2 (0.2) 0.0 0.0 0.0 0.2 (0.2)

Tubería 0.4 (0.4) 0.7 (0.7) 0.5 (0.5) 0.3 (0.3) 0.3 (0.3) 0.5 (0.5) 0.4 (0.4)

Total 0.6 (0.6) 0.9 (0.9) 0.7 (0.7) 0.3 (0.3) 0.3 (0.3) 0.5 (0.5) 0.6 (0.6)

Impacto Temporario en Vegetación Acuática Sumergida (acres [cuerdas])

Terminal 71.4 (73.5) 71.4 (73.5) 71.4 (73.5) 3.3 (3.4) 3.3 (3.4) 10.6 (10.9) 71.4 (73.5)

Tubería 10.2 (10.5) 3.2 (3.3) 2.5 (2.5) 1.3 (1.4) 0.6 (0.6) 0.6 (0.6) 3.9 (4.1)

ATWS 21.8 (22.4) 3.7 (3.8) 3.7 (3.8) 3.7 (3.8) 3.7 (3.8) 3.7 (3.8) 5.4 (5.6)

Total 103.4 (106.4) 78.3 (80.6) 77.6 (79.8) 8.3 (8.6) 7.6 (7.8) 14.9 (15.3) 80.7 (83.2)

Impacto Permanente en Vegetación Acuática Sumergida (acres [cuerdas])

Terminal 22.1 (22.8) 22.1 (22.8) 22.1 (22.8) 0.0 0.0 2.6 (2.7) 22.1 (22.8)

Tubería <0.1 (<0.1) 0.0 (0.0) 0.0 (0.0) 0.0 (0.0) 0.0 (0.0) 0.0 (0.0) 0.0 (0.0)

Total 22.1 (22.8) 22.1 (22.8) 22.1 (22.8) 0.0 0.0 2.6 (2.7) 22.1 (22.8)

____________________

a

La Ruta 6 se muestra en la figura 3.6-3 y se discute con más detalle más adelante en esta sección.
3-28

Un impacto en los recursos que observamos directamente desde la tabla 3.6-2 es el impacto en 

SAV para cada una de las rutas alternativas en comparación con la ruta propuesta. Todas las rutas 

alternativas resultan en mucho menos superficie de impacto temporal en SAV que la ruta propuesta. Por 

ejemplo, la Ruta Alternativa 1 afectaría alrededor de 6.9 acres (7.1 Cuerdas) de SAV, mientras que 32.0

acres (32.9 Cuerdas) de SAV serían afectados temporalmente por la ruta propuesta. Incluso teniendo en 

cuenta los impactos menores de las rutas alternativas, creemos que los impactos de la ruta propuesta en 

SAV no serían significativos debido a que estos impactos representan sólo una fracción de la SAV 

existente presente en la Bahía de Jobos. Adicionalmente, la regeneración natural mitigaría la mayor parte 

de los impactos relacionados con la construcción, y Aguirre LLC ha presentado un proyecto de Plan 

Bentónico de Recursos de Mitigación para abordar los impactos permanentes en los pastos marinos (ver 

sección 4.4.3).

Sitio Terminal Propuesto y Ruta Alternativa de la Tubería 1 

Esta ruta alternativa de la tubería tiene unas 7.3 millas (11.7 km) de longitud y comienza en el 

terminal propuesto (MP 0.0) y se extiende unas 3.4 millas (5.5 km) mar adentro en dirección noroeste 

antes de girar al noreste entre Cayo Morrillo y Cayos de Pájaros. La ruta sigue el canal de barcazas 

existente a través de la cuenca de la Bahía de Jobos a la propiedad de la Planta Aguirre, donde la tubería 

haría interconexión con la central eléctrica. Los procedimientos de construcción para la instalación de la 

tubería en aguas abiertas fuera de la Bahía de Jobos (entre MP 0.0 y 3.4) serían los mismos que para la 

ruta propuesta. Las restantes 3.9 millas (6.3 km) estarían dentro del canal de barcazas, donde se produciría 

el chorro a mano para enterrar la tubería para obtener 4 pies (1.2 m) de cubierta sobre la tubería.

La ruta alternativa atraviesa zonas de vegetación acuática sumergida, arrecifes consolidados y 

arrecifes no consolidados.

2 Como se muestra en la figura 3.6-2, la zona más amplia de vegetación 

acuática sumergida que se cruza está directamente adyacente y es una continuación de los recursos que se 

encuentran en el sitio del terminal. Los arrecifes consolidados se encuentran al noroeste de los Cayos de 

Barca y representa formaciones que apoyan un conjunto diverso de habitantes del arrecife. El hábitat de

los arrecifes no consolidados cerca del canal de barcazas donde la ruta alternativa gira hacia el noreste 

requeriría perturbación. Además, ATWS debería instalar el codo de tubería para entrar en el canal de 

barcaza.

En base a las encuestas específicas terminadas del proyecto, la construcción de la tubería a lo 

largo de esta ruta alternativa afectaría alrededor de 9.0 acres (9.3 cuerdas) del hábitat del arrecife de coral, 

incluyendo 4.5 acres (4.6 cuerdas) de arrecifes consolidados y 4.5 acres (4.6 cuerdas) de arrecifes no 

consolidados. Se trata de unos 6.9 acres (7.1 cuerdas) más que el hábitat del arrecife de coral más 

consolidado que se verían afectados por la ruta propuesta. Se documentaron siete especies de coral 

enumeradas en la lista federal o propuestas en el hábitat del arrecife atravesado por la ruta alternativa, 

mientras que se observaron nueve especies a lo largo de la ruta propuesta.

La ruta alternativa de la tubería 1 resultaría en 83.9 acres (86.3 cuerdas) de perturbación, que es 

aproximadamente un 54 por ciento más que la ruta propuesta (54.4 acres [56.0 cuerdas]). Además, la ruta 

alternativa es 3.3 millas (5.3 km) más larga que la ruta propuesta.

 

2 El hábitat del arrecife consolidado se caracteriza por formaciones de bajo relieve consolidadas y bien desarrolladas que respaldan un 

conjunto rico y variado de habitantes del arrecife. Los arrecifes no consolidados se caracterizan por relieve bajo, discontinuo y bien 

integrado (escombros y recortes), respaldando a una variedad de organismos sésiles y móviles. La cobertura y riqueza de especies 

observadas durante los estudios bentónicos son generalmente más altos en los arrecifes consolidados cuando se los compara con los 

arrecifes no consolidados. La cobertura de coral pétreo se estimó entre un 5 por ciento y un 50 por ciento en los arrecifes consolidados y 

menos de un 5 por ciento en los no consolidados.
3-29
3-30

El impacto sobre los recursos visuales para esta alternativa sería el mismo que el de la ruta de la 

tubería y terminal propuesta. Esta ruta alternativa de la tubería pasa cerca y entre Cayo Morrillo y Cayos 

de Pájaros y podría afectar los usos recreativos y comerciales durante el período de construcción.

Debido al impacto sobre el hábitat del arrecife de coral, el impacto sobre la calidad del agua, el 

impacto recreativo y comercial y a la mayor longitud de la tubería, no hay ventajas ambientales para esta 

ruta alternativa. 

Sitio Terminal y Ruta Alternativa de la Tubería Propuesta 2

Esta alternativa usaría el sitio del terminal y la ruta alternativa 2 de la tubería propuestos y que 

tiene unas 6.0 millas (9.7 km) de longitud y comienza en el terminal propuesto (MP 0) y se extiende unas 

2.8 millas (4.5 km) mar adentro en dirección noroeste antes de girar al noreste entre Cayos de Barca y 

Cayos de Pájaros. La ruta sigue el canal de barcazas existente a través de la cuenca de la Bahía de Jobos a 

la propiedad de la Planta Aguirre, donde la tubería haría interconexión con la central eléctrica. Los 

procedimientos de construcción para la instalación de la tubería en aguas abiertas fuera de la Bahía de 

Jobos (entre aproximadamente MP 0.0 y 2.8) serían los mismos que para la ruta propuesta. Las restantes 

3.2 millas (5.1 km) estarían dentro del canal de barcazas, donde se requeriría chorro de mano para 

alcanzar la cubierta de 4 pies.

Similar a la ruta alternativa anterior, esta ruta alternativa atraviesa zonas de vegetación acuática 

sumergida, arrecifes consolidados y arrecifes no consolidados. Como se muestra en la figura 3.6-2, la 

zona de SAV más larga que se atraviesa es directamente adyacente y una continuación de los recursos que 

se encuentran en el sitio del terminal. Esta ruta alternativa cruza el hábitat de los arrecifes de coral, tanto 

para el gasoducto y las áreas ATWS necesarias para instalar la tubería. La construcción de la tubería en el 

canal de barcazas afectaría la calidad del agua en el corto plazo debido a que el sedimento estaría 

suspendido durante el período de construcción. Al igual que en la ruta del gasoducto propuesto, Aguirre 

LLC usaría un difusor y cortina de sedimento que debe minimizar el sedimento en suspensión al enterrar 

la tubería.

A partir de la realización de estudios específicos acerca del proyecto, la construcción de la tubería 

a lo largo de esta ruta alternativa afectaría aproximadamente 12.6 acres (13.0 cuerdas) del hábitat del 

arrecife de coral, incluidos 6.5 acres (6.7 cuerdas) de arrecife consolidado y 6.1 acres (6.3 cuerdas) de 

arrecife no consolidado. Esto es aproximadamente 10.5 acres (10.8 cuerdas) más que el hábitat del 

arrecife de coral en su mayoría consolidado que se verían afectados por la ruta propuesta. Cinco especies 

de coral amenazadas según el gobierno federal enumeradas o propuestas fueron documentadas en el 

hábitat del arrecife atravesado por esta ruta alternativa, mientras que se observaron siete especies a lo 

largo de la ruta propuesta. En seguimiento de las conversaciones con NMFS y como se indica en la carta a 

NMFS del 25 de septiembre 2014, se observó que estas zonas de arrecifes de coral cerca de la costa eran 

de menor calidad que las zonas de arrecifes de coral ubicadas más lejos de la costa. Sin embargo, la carta 

al NMFS también reconoce específicamente que los estudios bentónicos indican que las zonas de 

arrecifes de coral en el cruce entre Cayo Morrillo y Cayos de Pájaros contienen menos coral en este cruce 

y en el cruce de la Boca del Infierno, y hay un canal de arena en el cruce donde la tubería podría colocarse 

entre las áreas de arrecifes.

Los impactos visuales permanentes para esta alternativa (terminal y la ruta 2) serían similares a 

los del Proyecto propuesto. Esta ruta alternativa de la tubería pasa cerca y entre Cayos de Pájaros y Cayos 

de Barca. Los comentarios sobre el proyecto de estudio de impacto ambiental señalaron que un gran

volumen de navegación y pesca recreativa se produce cerca de los Cayos de Barca. Por lo tanto, podrían

producirse mayores impactos recreativos a partir de esta ruta alternativa de la tubería en comparación con 

la ruta propuesta. Después de la instalación de la tubería, no habría impactos permanentes a lo largo de la 

ruta del gasoducto.
3-31

La Ruta 2 alternativa de la tubería resultaría en 77.6 acres (79.9 cuerdas) de perturbación, que es 

aproximadamente un 43 por ciento más que la ruta propuesta (54.4 acres [56.0 cuerdas]), con impactos en 

los hábitats sensibles, incluidas las especies de corales protegidas a nivel federal. Además, esta ruta 

alternativa es 2 millas (3.5 km) más larga que la ruta propuesta. Por lo tanto, por las razones citadas 

anteriormente, se concluye que esta alternativa, propuesta Sitio Terminal y Alternativa Tubería Ruta 2, no 

ofrece ninguna ventaja ambiental significativa sobre el Sitio Terminal y la tubería propuestos.

Sitio del Terminal 4 y Ruta Alternativa de la Tubería 3

El Sitio del Terminal 4 con la Ruta Alternativa de la Tubería 3 supone que Aguirre LLC 

construye su terminal marítimo en el Sitio 4 utilizando técnicas de construcción similares a las que se 

utilizarían para el sitio propuesto. Como se señaló anteriormente, el Sitio 4 no presenta ninguna ventaja 

ambiental sobre el sitio propuesto. Sin embargo, debido a las cuestiones con respecto a la ruta de la 

tubería propuesta, el Sitio 4 con la Ruta Alternativa de la Tubería 3 podría ser una alternativa razonable.

Desde el Sitio del Terminal 4, la ruta alternativa es de aproximadamente 4.5 millas (7.2

kilómetros) de largo, y comienza fuera de la Bahía de Jobos (MP 0) y se extiende aproximadamente 0.6 

millas (1 km) mar adentro al noreste entre Cayo Morrillo y Cayos de Pájaros. La ruta gira hacia el este 

para seguir el canal de barcazas existente a través de la cuenca de la Bahía de Jobos a la propiedad de la 

Planta Aguirre donde se interconectaría con tuberías de la central eléctrica (consulte la figura 3.6-1). Tal 

como se concibe en la actualidad, 3.9 millas (6.3 kilómetros) de esta ruta alternativa está directamente 

dentro del canal de barcazas.

Del Sitio Terminal 4 al canal de barcazas, los procedimientos de construcción para la instalación 

de la tubería serían los mismos que para la ruta propuesta. Una vez que la tubería entre en el canal de 

barcazas, la tubería se instalará mediante chorro de mano para establecer 4 pies (1.2 m) de cubierta sobre

la tubería. A partir de la realización de estudios específicos acerca del Proyecto, la construcción de la 

tubería a lo largo de esta ruta alternativa afectaría aproximadamente 8.0 acres (8.2 cuerdas) del hábitat del 

arrecife de coral, incluidos 3.5 acres (3.6 cuerdas) de arrecifes consolidados y 4.5 acres (4.6 cuerdas) de 

arrecifes no consolidados. Esto es aproximadamente 5.9 acres (6.0 cuerdas) más que el hábitat del arrecife 

de coral en su mayoría consolidado que se verían afectados por la ruta propuesta. Una especie de coral 

amenazada según el gobierno federal fue documentada en el hábitat del arrecife atravesado por la ruta 

alternativa, mientras que se observaron siete especies protegidas a lo largo de la ruta propuesta.

La Ruta 3 Alternativa de la Tubería resultaría en 58.6 acres (60.3 cuerdas) de perturbación, que es 

aproximadamente un 8 por ciento más que la ruta propuesta (54.4 acres [56.0 cuerdas]).

Sin embargo, la zona atravesada por la ruta alternativa perturbaría más el área total de hábitat del 

arrecife de coral que la ruta propuesta. Sin embargo, en el seguimiento de las conversaciones con el 

NMFS y como se indica en la carta al NMFS del 25 de septiembre de 2014, se observó que las zonas de 

arrecifes de coral cerca de la costa eran de menor calidad que las zonas de arrecifes de coral ubicados más 

lejos de la costa. Además, la carta al NMFS del 25 de septiembre de 2014 señaló que los estudios 

bentónicos indicaron que el paso entre Cayo Morrillo y Cayos de Pájaros contienen menos coral y un 

canal de arena donde la tubería podría colocarse entre las áreas de arrecifes. Por lo tanto, aunque la 

superficie temporal general del impacto en el hábitat de los arrecifes de coral es mayor en la ruta 

propuesta a lo largo de la Ruta 3 Alternativa de la Tubería, el impacto en las especies de coral sería mayor 

a lo largo de la ruta propuesta, debido a la mayor calidad de los arrecifes de coral en el cruce de la Boca

del Infierno.

Como se mencionó anteriormente, la Ruta 3 Alternativa de la Tubería pasa entre Cayo Morrillo y 

Cayos de Pájaros, con un impacto potencial a los usos recreativos y los usos comerciales en esta zona 

temporalmente durante la construcción. Como se mencionó anteriormente en la descripción del Sitio del 

Terminal 4, el área alrededor de estos cayos tiene un uso recreativo y comercial intenso. Emplazar el 
3-32

terminal marítimo en este lugar crearía impactos permanentes en los usuarios recreativos y el tráfico 

marítimo. Los navegantes tendrían que desplazarse al norte del cayo o más al sur para evitar la zona de 

seguridad de USCG. Este sitio alternativo del terminal también aumentaría los impactos visuales en la 

región, ya que este sitio está aproximadamente 1.5 millas (2.4 km) más cerca de la parte continental que 

el sitio propuesto. 

Por los motivos relacionados con el Sitio del Terminal 4 antes expuestos, concluimos que el Sitio

del Terminal 4 con la Ruta Alternativa para la Tubería 3 no presenta ventajas ambientales significativas 

en comparación con el Proyecto propuesto.

Sitio del Terminal 4 y Ruta Alternativa de la Tubería 4

El Sitio del terminal 4 con la Ruta alternativa de la tubería 4 supone que Aguirre LLC construye 

su terminal marítimo en el Sitio 4 utilizando técnicas de construcción similares como las que se utilizaron 

para el sitio propuesto. Desde el Sitio 4, la ruta alternativa se dirige hacia el sureste mar adentro de la 

costa de Cayos de Pájaros y gira hacia el noreste entre Cayos de Pájaros y Cayos de Barca un total de 1.6 

millas (2.6 km). La ruta gira hacia el este para seguir el canal de barcazas existente a través de la cuenca 

de la Bahía de Jobos a la propiedad de la Planta Aguirre de aproximadamente 3.2 millas (5.1 km), donde 

la tubería se interconectaría con tuberías de la central eléctrica (consulte la figura 3.6-1). Esta alternativa 

requeriría aproximadamente 4.7 millas (7.6 km) de tubería.

Desde el terminal para el canal de barcazas, los procedimientos de construcción para la 

instalación de la tubería serían los mismos que para la ruta propuesta. Una vez que la tubería esté en el 

canal de barcazas, la tubería se instala mediante chorro de mano para obtener 4 pies (1.2 m) de cubierta 

sobre la parte superior de la tubería. Sin embargo, la sección de la tubería que cruza el hábitat de los 

arrecifes de coral entre Cayos de Pájaros y Cayos de Barca no sería enterrada, sino que sería cubierta con 

esteras de hormigón para lograr una protección equivalente.

A partir de la realización de estudios específicos acerca del proyecto, la construcción de la tubería 

a lo largo de esta ruta alternativa afectaría aproximadamente 12.3 acres (12.6 cuerdas) del hábitat del 

arrecife de coral, incluidos 6.2 acres (6.3 cuerdas) de arrecife consolidado y 6.1 acres (6.3 cuerdas) de 

arrecife no consolidado. Esto es aproximadamente 10.2 acres (10.4 cuerdas) más que el hábitat del 

arrecife de coral en su mayoría consolidado que se verían afectados por la ruta propuesta. Seis especies de 

coral federal amenazadas según el gobierno federal fueron documentadas en el hábitat del arrecife 

atravesado por la ruta alternativa, mientras que se observaron siete especies protegidas a lo largo de la 

ruta propuesta.

La Ruta Alternativa de la Tubería 4 es 0.7 millas (1.4 km) más larga que la ruta propuesta, y la 

Ruta Alternativa de la Tubería 4 resultaría en 71.8 acres (73.9 cuerdas) de alteración en comparación con 

los 54.4 acres (56.0 cuerdas) de la ruta propuesta.

Además del impacto sobre el arrecife de coral, la ruta alternativa de la tubería 4 pasa cerca de los 

Cayos de Pájaros, creando un efecto temporal sobre los usos recreativos y los usos comerciales de la zona 

mar adentro durante la construcción, similar al de la ruta propuesta. Como se discutió previamente, el 

Sitio Alternativo 4 causaría impactos permanentes en actividades recreativas y comerciales, porque la 

Zona de seguridad USCG que rodea la instalación limitaría el uso de la zona que no sea para el proyecto.

Adicionalmente, el Sitio Alternativo 4 se traduciría en mayores impactos visuales permanentes en la 

región de Las Mareas y la costa en comparación con el sitio propuesto, como se detalla anteriormente en 

la descripción del Sitio Alternativo 4.

Por los motivos antes expuestos, concluimos que el Sitio Alternativo del Terminal 4 con la Ruta 

Alternativa de la Tubería 4 no presenta ventajas ambientales significativas en comparación con el 

Proyecto propuesto.
3-33

Sitio del Terminal 3 y Ruta Alternativa de la Tubería 5

El Sitio del Terminal 3 con la Ruta Alternativa de la Tubería 5 supone que Aguirre LLC 

construye su terminal mar adentro en el Sitio 3 utilizando técnicas de construcción similares a las que se 

utilizarían para el sitio propuesto. Desde el Sitio del Terminal 3, la ruta alternativa se dirige hacia el 

noroeste en alta mar de los Cayos de Barca y gira hacia el noreste entre Cayos de Pájaros y Cayos de 

Barca un total de 2.1 millas (3.4 km). La ruta gira hacia el este para seguir el canal de barcazas existente a 

través de la cuenca de la Bahía de Jobos a la propiedad de la Planta Aguirre de aproximadamente 3.2

millas (5.1 km), donde la tubería se interconectaría con tuberías de la central eléctrica (consulte la figura 

3.6-1). Esta alternativa requeriría aproximadamente 5.3 millas (8.5 km) de tubería.

Desde el terminal hasta el canal de barcazas, los procedimientos de construcción para la 

instalación de la tubería serían los mismos que para la ruta propuesta. Una vez que la tubería esté en el 

canal de barcazas, la tubería se instala mediante chorro de mano para obtener 4 pies (1.2 m) de cubierta 

sobre la parte superior de la tubería. 

A partir de la realización de estudios específicos acerca del proyecto, la construcción de la tubería 

a lo largo de esta ruta alternativa afectaría aproximadamente 12.6 acres (13.0 cuerdas) del hábitat del 

arrecife de coral, incluidos 6.5 acres (6.7 cuerdas) de arrecife consolidado y 6.1 acres (6.3 cuerdas) de 

arrecife no consolidado. Esto es aproximadamente 10.5 acres (10.8 cuerdas) más que el hábitat del 

arrecife de coral en su mayoría consolidado que se verían afectados por la ruta propuesta. Cinco especies 

de coral amenazadas según el gobierno federal fueron documentadas en el hábitat del arrecife atravesado 

por la ruta alternativa, mientras que se observaron siete especies protegidas a lo largo de la ruta propuesta.

Del mismo modo, la Ruta Alternativa de la Tubería 5 es más de 1.3 millas (2.3 km) más larga que 

la ruta propuesta. Un criterio clave en la selección de la ruta es que sea en lo posible la ruta 

razonablemente más corta. Esta Ruta Alternativa resultaría en 74.9 acres (77.2 cuerdas) de perturbación, 

que es aproximadamente un 38 por ciento más que la ruta propuesta (54.4 acres [56.0 cuerdas]).

Además del impacto sobre el arrecife de coral, la Ruta Alternativa de la Tubería 5 pasa cerca y 

entre los Cayos de Pájaros y Cayos de Barca, lo que posiblemente afectaría los usos recreativos y 

comerciales mencionados anteriormente. Además de estos impactos, la instalación del terminal en el Sitio

3 restringiría aún más los usos recreativos y comerciales en la zona para evitar la zona de seguridad de la 

USCG. Por último, este sitio alternativo del terminal introduciría mayores impactos visuales a la región 

en comparación con el sitio propuesto, como se detalló anteriormente en la descripción del Sitio 

Alternativo 3. 

Por los motivos antes expuestos, concluimos que el Sitio del Terminal 3 con la Ruta Alternativa

de la Tubería 5 no presenta ventajas ambientales significativas en comparación con el Proyecto propuesto.

Sitio del Terminal Propuesto y Ruta Alternativa 6

En nuestra revisión del sitio propuesto y la Ruta Alternativa 1 y teniendo en cuenta los 

comentarios recibidos en la carta del NMFS del 25 de septiembre de 2014 sobre la Ruta Alternativa 3, se 

analizó una variación de la porción mar adentro de la Ruta Alternativa 1 y la presentamos aquí como la 

Ruta Alternativa 6 ( ver figura 3.6-3 y tabla 3.6-1) Esta alternativa usaría el Sitio del Terminal propuesto 

y usaría una ruta de la tubería que es 7.4 millas (11.9 km) de longitud, comenzando en el terminal 

propuesto (MP 0.0) y que se extiende aproximadamente 3.4 millas (5.5 km) mar adentro en una dirección 

noroeste antes de girar al noreste de Cayos de Pájaros. La ruta sigue el canal de barcazas existente a través 

de la Bahía de Jobos a la Planta Aguirre. Los procedimientos de construcción para la instalación de la 

tubería en aguas abiertas fuera de la Bahía de Jobos (entre aproximadamente MP 0.0 y 3.4) serían los 

mismos que para la ruta propuesta (tendido directo con esteras de hormigón en zonas de arrecifes de coral 

y enterrado por debajo del nivel o 3 pies (0.9 m) de cubierta dependiendo de la profundidad del agua). Las 
3-34

restantes 4.0 millas (6.4 km) estarían dentro del canal de barcazas, donde se utilizaría chorro a mano para 

enterrar la tubería para obtener 4 pies (1.2 m) de cubierta sobre la tubería.

Como se señaló anteriormente, hay un gran parche de arrecife de coral consolidado al noroeste 

del sitio del terminal propuesto. Las Rutas Alternativas 1, 2 y 5 cruzan el parche de arrecife. NMFS 

señalo que estos arrecifes situados más cerca del continente tenían menos valor que los arrecifes ubicados 

mar adentro. El enrutamiento actual de la Ruta Alternativa 1 atraviesa la mayoría de los arrecifes de coral 

mar adentro, como se muestra en la figura 3.6-2. En nuestra revisión se determinó que en el espacio de 

trabajo pedido de 40 pies (12.2 m) de ancho hay espacio suficiente para cambiar la ruta alternativa hacia 

el norte y evitar una mayor parte de la zona de arrecifes. Además, antes de entrar en el canal de barcazas, 

la ruta podría desplazarse aproximadamente 10 pies (3 m) al oeste con el fin de, en la medida posible,

evitar la zona de arrecifes de coral. Este cambio de ruta podría aplicarse también a las Rutas Alternativas 

2 y 5. Sin embargo, no consideramos esta variación para la Ruta Alternativa 5 a causa de los impactos en 

la recreación asociados con el Sitio Alternativo del Terminal 3, donde se origina esta ruta. Del mismo 

modo, no se consideró esta variación para la Ruta Alternativa 2 porque la ruta pasa entre Cayos de 

Pájaros y Cayos de Barca, que contienen una mayor densidad de arrecifes de coral que el paso entre los 

Cayos de Pájaros y Cayo Morrillo, lo que resulta en mayores impactos sobre las especies de coral que la 

Ruta Alternativa 6.

Basado en las encuestas específicas terminadas del Proyecto, la construcción de la tubería a lo 

largo de esta ruta alternativa afectaría alrededor de 1.9 acres (2.0 cuerdas) del hábitat del arrecife de coral, 

incluyendo 0.4 acres (0.4 cuerdas) de arrecifes consolidados y 1.5 acres (1.6 cuerdas) de arrecifes no 

consolidados (consultar la figura 3.6-4 y la tabla 3.6-3). Se trata de alrededor de 0.2 acres (0.2 cuerdas) 

menos que el hábitat de los arrecifes de coral que se verían afectados por la ruta propuesta. La ruta 

alternativa impacta aproximadamente 9.3 acres (9.7 cuerdas) de SAV, que es inferior a los 32.0 acres 

(32.9 cuerdas) de SAV que se verían afectados por la ruta propuesta. Sin embargo, los impactos totales de 

esta alternativa serían 85.2 acres (87.8 cuerdas), en comparación con 54.4 acres (56.0 cuerdas) de la ruta 

propuesta (ver figura 3.6-4).

TABLA 3.6-3

Comparación de la Acción Propuesta y la Ruta Alternativa 6 para

el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Criterios de selección Ruta Propuesta Ruta Alternativa 6

Cruce de Tubería Longitudinal (millas [km])

Arrecifes Consolidados 0.3 (0.5) 0.1 (0.2)

Arrecifes No Consolidados <0.1 (<0.1) 0.3 (0.4)

Pastos marinos 0.9 (1.5) <0.1 (0.1)

Macroalgea 1.4 (2.1) 1.0 (1.6)

Arena/Lodo 1.4 (2.1) 6.0 (9.6)

Impacto Temporario (acres [cuerdas])

Arrecifes Consolidados 0.9 (0.9) 0.4 (0.4)

Arrecifes No Consolidados 1.2 (1.3) 1.5 (1.6)

Pastos marinos 10.6 (10.9) 0.0 (0.0)

Macroalgea 21.4 (22.0) 9.3 (9.7)

Arena/Lodo 20.3 (20.8) 74.0 (76.1)

Impacto Permanente (acres [cuerdas])

Arrecifes Consolidados 0.3 (0.3) 0.1 (0.1)

Arrecifes No Consolidados <0.1 (<0.1) 0.3 (0.3)

Pastos marinos <0.1 (<0.1) 0.0 (0.0)

Macroalgea <0.1 (<0.1) 0.0 (0.0)

Arena/Lodo 0.2 (0.2) 0.3 (0.3)

Número de Especies de Coral Impactadas Incluidas 

en las Lista Federal 

7 2
3-35
3-36
3-37

Como se mencionó anteriormente, Ruta Alternativa 6 impacta alrededor de 0.2 acres (0.2 cuerda) 

del hábitat de los arrecifes de coral que la ruta propuesta. Aunque esta diferencia de repercusiones en la 

superficie no parece ser sustancial, lo que es importante tener en cuenta es la diferencia en los arrecifes 

consolidados. Como se muestra en la tabla 3.6-3, los impactos temporales en los arrecifes consolidados a 

lo largo de la ruta propuesta serían 0.9 acres (0.9 cuerda); mientras que, el 0.4 acres (0.4 cuerda) se vería 

afectado temporalmente a lo largo de esta ruta alternativa, lo que resulta en una reducción de más del 50 

por ciento en los impactos temporales sobre los arrecifes consolidados. Además, la mayoría de los 

impactos permanentes a lo largo de la ruta propuesta son en el arrecife consolidado (0.3 hectáreas [0.3 

cuerdas]). Por el contrario, la misma cantidad de impactos en la superficie permanentes son 

principalmente en los arrecifes no consolidados a lo largo de la ruta alternativa. En cuanto a la longitud de 

la tubería, la Ruta Alternativa 6 es de aproximadamente 3.4 millas (5.7 kilómetros) más larga que la ruta 

propuesta, pero la tabla 3.6-3 muestra que alrededor del 80 por ciento (6.0 millas [9.6 km]) de esta ruta 

atraviesa la arena/barro (en el canal de barcazas). Por último, la tabla 3.6-3 muestra que dos especies de 

coral federal enumeradas fueron documentadas en el hábitat del arrecife atravesado por la ruta alternativa, 

mientras que se observaron siete especies a lo largo de la ruta propuesta (ver tabla 3.6-3). 

Aunque la Ruta Alternativa 6 es de 3.4 millas (5.5 km) más larga que la ruta propuesta, sería 

disminuir el impacto sobre los arrecifes de coral y los pastos marinos y dotar al proyecto de una ruta 

preferible ambientalmente razonable. Sin embargo, como se señaló anteriormente, la ruta propuesta sería 

una vía ambientalmente aceptable si incluye el método de construcción HDD a través del cruce de la 

Boca del Infierno, evitando impactos en los arrecifes de coral y especies de coral en la lista federal.

Estamos recomendando en la sección 4.5.2.4 que Aguirre utilice HDD al cruzar la Boca del Infierno si se 

determina que es un método de construcción viable. Sin embargo, si el análisis geotécnico HDD indicara 

que un taladrado exitoso del arrecife situado en el cruce de Boca del Infierno conlleva un riesgo 

excesivamente alto, el sitio propuesto del terminal y la Ruta Alternativa 6 serían la acción preferible 

desde el punto de vista ambiental. Por lo tanto, recomendamos que:

 Si el HDD no se considera un método de construcción viable, Aguirre LLC debe 

utilizar Alternativa ruta 6 para conectar el Terminal Marítimo de GNL a la Planta 

Aguirre.

Si Ruta Alternativa 6 es autorizada, Aguirre LLC tendría que abordar las condiciones ambientales 

aplicables recomendadas a lo largo de este estudio de impacto ambiental y que se resumen en la sección 

5.2 de tal manera que si se dirigieran a la ruta revisada.

3.7 VARIACIONES DE LA RUTA DE LAS TUBERÍAS DESDE EL SITIO DEL TERMINAL 

PROPUESTO

Las variaciones de ruta difieren de las alternativas de rutas en que son típicamente más cortas en 

longitud y no se desvían tan lejos de la ruta propuesta como las rutas alternativas, y se identifican para 

resolver o reducir los impactos de la construcción sobre recursos localizados y específicos tales como los 

sitios de recursos culturales, pantanos, terrenos recreativos, residencias, solicitudes de propietarios y 

condiciones del terreno. Debido a que las variaciones de ruta están identificadas en respuesta a las 

cuestiones locales, a menudo son el resultado de los comentarios de los propietarios y no siempre pueden 

mostrar una clara ventaja ambiental que no sea para reducir o evitar los impactos sobre características 

específicas. Hemos considerado una serie de factores en la evaluación de las variaciones de ruta para el 

Proyecto propuesto, incluida la duración, los requisitos de la tierra, los recursos cruzados, y el potencial 

para reducir o minimizar los impactos en los recursos.

Se analizaron tres variaciones de ruta de tuberías desde el sitio del terminal propuesto hasta la 

Planta Aguirre. Cada una de las tres variaciones de ruta fue analizada para determinar si una ruta que era 

más corta o atravesaba menos recursos sensibles podía ser identificada. Por cada variación de ruta, hemos 
3-38

considerado la longitud de la tubería, el número de curvas en la tubería, la perturbación del SAV (por 

ejemplo, pastos marinos, macroalgas) y hábitat del arrecife de coral, y el aterraje directo a la Planta 

Aguirre. La Tabla 3.7-1 compara la ruta propuesta para las tres variaciones de ruta de las tuberías 

(consulte también la figura 3.7-1).

TABLA 3.7-1

Variaciones de Rutas de Tuberías desde el Sitio del Terminal Propuesto para

el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Ruta desde 

el terminal 

propuesto

Longitud de la 

tubería 

marítima (millas 

[km]) Hábitat sensible atravesado a Comentario

Ruta 

Propuesta

4.0 (6.4) 0.73 millas (1.2 km) de SAV

0.37 millas (0.6 km) del hábitat del arrecife 

de coral

Variación 

de Ruta 1

4.1 (6.6) 0.96 millas (1.5 km) de SAV

0.43 millas (0.7 km) del hábitat del arrecife 

de coral

Impactos similares en la ruta propuesta; ninguna 

ventaja en la construcción de la variación de ruta 

1.

Variación 

de Ruta 2

4.1 (6.6) 0.93 millas (1.5 km) de SAV

0.39 millas (0.6 km) del hábitat del arrecife 

de coral

Atraviesa áreas adicionales del hábitat del 

arrecife de coral; ninguna ventaja en la 

construcción de la variación de ruta 2.

Variación 

de Ruta 3

3.9 (6.3) 0.76 millas (1.2 km) de SAV

0.36 millas (0.6 km) del hábitat del arrecife 

de coral

La ruta más corta de las propuestas; una curva 

menos en la tubería; pero con respecto al 

hábitat atravesado, ninguna ventaja ambiental 

para la construcción de la variación de ruta 3.

___________________

a Basado en Whitall et al., 2011.

Tras el examen de las variaciones de ruta de las tuberías desde el terminal propuesto, ninguna 

variación proporciona una mayor protección para el medio ambiente en comparación con la ruta 

propuesta. La ruta propuesta sí afecta el hábitat del arrecife de coral, como también la SAV; sin embargo, 

Aguirre LLC ha propuesto la mitigación para reducir al mínimo estos impactos (consulte la sección 4.5). 

Sin embargo, estamos recomendando que Aguirre LLC construya la tubería utilizando el método de 

construcción HDD o evitar la zona del arrecife mediante la construcción de la Ruta Alternativa 6. Por lo 

tanto, concluimos que ninguna de las variaciones de ruta identificadas aportaría ventajas ambientales 

significativas sobre la ruta del Proyecto propuesta y no se siguieron analizando.

3.8 ALTERNATIVAS DE VAPORIZACIÓN DE GNL

Hay tres métodos de calentamiento disponibles utilizados para vaporizar el GNL: la quema de la 

parte de GNL vaporizado, utilizando el agua de mar circundante para calentar el GNL, o utilizando el aire 

circundante para calentar el GNL. Cualquiera de estos medios de calentamiento se puede utilizar 

directamente para GNL caliente o se puede calentar un fluido intermedio que a continuación calienta el 

GNL. La quema de parte del GNL y el no uso de agua de mar ambiente se conoce generalmente como 

sistema de lazo cerrado. El uso del agua de mar circundante en un sistema que se atraviesa una vez para 

calentar el GNL se conoce generalmente como un sistema de lazo abierto. El uso de aire ambiente para 

calentar el GNL se conoce generalmente como la vaporización de aire ambiente. Hay varios sistemas de 

vaporización probados comercialmente que actualmente se utilizan como intercambiadores de calor para 

vaporizar GNL: vaporizadores de combustión sumergida, vaporizadores de carcasa y tubos, vaporizadores 

de bastidor abierto y equipo de vaporización del aire ambiente con o sin sistemas de calefacción de 

respaldo (vaporizadores de combustión generalmente sumergidos). Los sistemas de vaporización se 

pueden configurar de numerosas maneras para utilizar una o más de las fuentes de calor disponibles para 

vaporizar el GNL.
3-39
3-40

Los objetivos del Proyecto eran diversificar las fuentes de energía en la Planta Aguirre, y reducir 

así el uso de combustible en la isla. Aguirre solicitó propuestas para proveer gas natural a su planta, llevó 

a cabo una revisión de las propuestas y seleccionó a Aguirre LLC como su proveedor. El sistema de 

vaporización para este proyecto está ligado al tipo de buque que Excelerate proporcionaría al proyecto.

Excelerate se comprometió a ofrecer un sistema de bucle cerrado como se explicó anteriormente. El 

NMFS y Comité Diálogo Ambiental comentó sobre el borrador de la DIA en la selección de 

vaporización. Sus comentarios señalaron que las tecnologías de vaporización del sistema de bucle cerrado 

alternativas podrían reducir los impactos y costos ambientales. En el modo de bucle cerrado, el vapor de 

las calderas de vapor de propulsión FSRU se utiliza para calentar el agua dulce que circule a través de los 

vaporizadores de carcasa y tubo para regasificar el GNL. No hay consumo de agua de mar o de descarga 

utilizado específicamente para el proceso de regasificación en el modo de lazo cerrado. El modo de bucle

cerrado es el preferido por las agencias reguladoras estatales y federales debido a la reducción de los 

impactos de arrastre. No se realizó una nueva revisión de los sistemas de gasificación alternativos, sin 

embargo, la siguiente información se proporciona para demostrar que la tecnología de vaporización que 

se presenta es comparable y razonable.

Hay cinco tecnologías de vaporización potenciales que se evaluaron para la propuesta del 

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre, como se muestra en la tabla 3.8-1. Para propósitos 

de comparación, cada tecnología se comparó en cuanto a los requisitos de las instalaciones, los requisitos 

de agua de mar, y las emisiones atmosféricas. 

Las instalaciones vaporizadoras propuestas exigirían un espacio adecuado en la cubierta de la 

nave y la energía para alimentar el sistema. Cada uno de los cinco sistemas de vaporización potenciales 

utiliza una cantidad significativa de electricidad; los que más usan son los de Vaporización Asistida por 

Ventilador, con 46,920 kilovatios (kW); los que menos usan son los Vaporizadores de Combustión 

Sumergida de gas natural, con 33,970 kW; los Vaporizadores de Carcasa y Tubo de gas natural se ubican 

en un cercano segundo lugar en bajo consumo, con 35,400 kW. Las dos opciones que utilizan 

calentadores de gas natural son las de menor consumo de electricidad y más alto consumo de gas natural; 

sin embargo, el uso de gas natural en lugar del agua de mar permitiría que el vaporizador funcione sin el 

uso de agua de mar. En términos de uso de agua de mar, las tecnologías de aire ambiente y de gas natural 

con calefacción no requieren el uso de agua de mar, mientras que las tecnologías de agua de mar 

calentada utilizan entre 81,760 galones (309,495 litros) y 104,390 galones (395,159 litros) por año.

Los sistemas de gas natural y de agua de mar naturales tenían requisitos de espacio de cubierta 

similares entre 1,130 y 1,210 metros cúbicos (m3) pero el aire ambiente calentado Ventilador de 

Vaporización Asistida fue mucho mayor en 22,900 m3. Dado que el tamaño del aire ambiente del 

Ventilador de Vaporización Asistida es de magnitudes más grandes que las otras tecnologías, no es un 

candidato para el proyecto debido al espacio limitado de la cubierta del barco. Las cinco tecnologías 

también se compararon sobre la base de las emisiones atmosféricas. Las instalaciones con calefacción de 

gas natural producen más óxidos de monóxido de carbono y de nitrógeno que el agua de mar y 

tecnologías del aire ambiente calentado.

La conclusión de este análisis encontró que el gas natural y las tecnologías de agua de mar 

calentada eran superiores al tamaño del Ventilador de la Vaporización Asistida del aire ambiente que hace 

no es candidato para la instalación. Tecnologías de calefacción de gas natural y el agua de mar estaban 

cerca en términos de consumo de energía y el tamaño; sin embargo, cada uno era superior en una de las 

otras dos categorías, el uso de agua de mar y las emisiones atmosféricas.
3-41

TABLA 3.8-1

Comparación de los Vaporizadores Alternativos de GNL para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Factores de Comparación

Sola Fuente de Calor

Calentadores Gas Natural Agua de Mar Aire Ambiente

SCV STV aIFV b STV cFAV d

Requisitos de las Instalaciones y Especificaciones

Los Requisitos Totales de 

Instalación de Energía (kW)

33970 35400 37080 39200 46920

Gas Natural Consumido 

Durante el Funcionamiento de 

Instalación (MMscfd)

34750 37030 1360 1863 1360

Mínimo Espacio de la Cubierta 

Requerida (pies cuadrados) 

(m2)

13024 

(1210)

13024 

(1210)

12163 

(1130)

13024 

(1210)

224,965 

(20,900)

Requisitos de Agua de Mar

Máximo Requisitos de Agua de 

Mar Diarias (millones de 

galones por día) (millones de m3

por día)

0 

(0)

0 

(0)

284

(1.1)

362 

(1.4)

0 

(0)

Promedio de Requisitos de 

Agua de Mar Diarias (millones 

de galones por día) (millones de 

m

3

por día)

0 

(0)

0

(0)

224 

(0.8)

286 

(1.1)

0

(0)

Requisitos de Agua de Mar 

Anuales (millones de galones 

por año) (millones de m3por 

año)

0

(0)

0

(0)

81760

(309.3)

104390

(395.2)

0 

(0)

Emisiones Atmosféricas e

NOx (toneladas por año) 533 562 195 192 217

CO (toneladas por año) 568 597 237 234 259

__________________

a Asume que las STV incluyen calentadores de procesos de gas natural con un medio de calentamiento de agua-glicol y en un 

sistema de bucle cerrado.

b Asume que los IFV incluyen un fluido intermedio de propano que se calienta por el agua de mar. Los IFV que utilizan un ciclo 

Rankine criogénico no fueron consideradas. 

c Asume que la STV opera con agua de mar como medio de calentamiento y que el cambio en la temperatura del agua no 

sería superior a -13.5 °C (7.5 °F) (basado en la información proporcionada en la Evaluación Ambiental para el Puerto de 

Aguas Profundas Gulf Gateway Energy Bridge; ver Expediente No. USCG-2003-14294). Un cambio mayor en la temperatura 

del agua podría potencialmente entrañar un riesgo de congelación y daños en el equipo de vaporización.

d Este análisis supone que los calentadores de gas natural serían necesarios para la vaporización de GNL durante los 

períodos de clima frío (alrededor de un 7 por ciento del año).

e

Las emisiones atmosféricas son del funcionamiento del equipo de vaporización y los generadores eléctricos en el Terminal 

de GNL.

SCV Vaporizadores de Combustión Sumergidas

STV Carcasas y Tubos Vaporizadores

IFV Vaporizadores de Fluido Intermedio

FAV Vaporización de Aire Forzada

kW kilovatio

MMscfd millones de pies cúbicos estándar por día

m

3 metros cúbicos

NOx óxidos de nitrógeno

CO monóxido de carbón
3-42

El Uso de Agua de Mar

Un comentario fue hecho por el NMFS que declararon que dos proyectos de importación de GNL 

diferentes, Calypso GNL Puerto de Aguas Profundas y Port Dolphin, usarían menos agua de mar que el 

proyecto y por lo tanto se deben considerar alternativas que utilizan menos agua que el método propuesto.

Los proyectos de GNL Calypso Puerto de Aguas Profundas y Port Dolphin usarían un método de 

vaporización de carcasa y tubos de bucle cerrado que tiene un medio de agua/glicol para calentar el GNL

durante el proceso de vaporización. La siguiente tabla identifica el uso del agua que se presentó en el 

estudio de impacto ambiental.

TABLA 3.8-2

Comparativa del Uso de Agua de Mar para Diferentes Proyectos de GNL

Nombre Proyecto GNL

Calypso GNL

Puerto de Aguas Profundas Puerto Dolphin

Aguirre Mar Adentro

GasPort Proyecto

Método vaporización GNL de 

Bucle Cerrado

Carcas y Tubo con

medio intermedio de agua/glicol

Carcasa y tubo con medio 

intermedio de agua/glicol

Carcas y Tubo con

vapor sólo

La Toma de Agua de Mar 

Diaria

43.2 mgd 23.7 mgd 56.0 mgd

El Proyecto usaría un método de vaporización carcasa y tubo de bucle cerrado y que sólo tiene 

vapor para calentar el GNL. El uso del sistema de agua/glicol permite que el calor residual del generador 

diésel del sistema de enfriamiento para ser absorbido por el circuito de agua/glicol después de su salida 

del intercambiador de calor de GNL (USCG, 2007). Aguirre LLC utiliza sólo vapor de sus calderas y no 

hay medio de glicol/agua para absorber el calor residual de los generadores diésel. Por lo tanto, el sistema 

de no glicol/agua utilizada por el Proyecto requiere más agua de mar para enfriar los generadores diésel, 

ya que la mezcla de glicol/agua no está absorbiendo cualquier forma de calor de los generadores. Como 

resultado de este sistema diferente, Calypso GNL Puerto de Aguas Profundas y Port Dolphin utiliza 

menos agua de mar para enfriar sus generadores diésel que el del Proyecto. El equipo adicional necesario 

para el sistema de glicol/agua sería difícil incluir en la huella de la cubierta del barco. Aguirre LLC 

propone el uso de un buque construido existente, cambiando el método de vaporización de la FSRU no es 

razonable teniendo en cuenta la ubicación de la instalación. Además, debido a que el FSRU es una 

instalación jurisdiccional no-FERC, el uso de un método de vaporización de carcasa y tubo alternativa y 

que utiliza el agua/glicol está fuera del alcance de este EIS.
4-1

4.0 ANÁLISIS AMBIENTAL

4.1 RECURSOS GEOLÓGICOS

4.1.1 Marco fisiográfico y geológico

Puerto Rico está en el extremo oriental de la cadena de islas de las Antillas Mayores que se extiende 

desde Cuba hasta las Islas Vírgenes en el margen norte del Mar Caribe (ver figura 4.1.1-1). Esta isla de 

3,514 millas cuadradas (9,101 kilómetros cuadrados [km2]) se compone de un terreno predominantemente 

montañoso con zonas de tierras bajas a lo largo de las costas. Una cadena montañosa orientada de este a 

oeste, llamada la Cordillera Central, divide la isla y tiene picos de hasta aproximadamente 4,200 pies 

(1,280 m) de altura. Las principales unidades geológicas de la isla constan de rocas volcánicas, 

volcanoclásticas y plutónicas del Jurásico al Eoceno, con superposiciones de carbonos más jóvenes del 

Oligoceno a edades recientes y otras rocas sedimentarias.

Las llanuras costeras formadas por la erosión de la Cordillera Central constituyen una gran parte de 

la zona costera de la isla. La costa sur central de Puerto Rico se compone de una serie de abanicos deltaicos 

de la era del Pleistoceno formados por la erosión, el transporte y la deposición de sedimentos terrígenos de 

los ríos que fluyen desde las montañas hacia una serie de depósitos en forma de abanico en dirección almar. 

Los abanicos deltaicos de la región de la Bahía de Jobos se formaron por el flujo del Río Seco y el Río 

Nigua sobre lecho de roca del período Cretácico hasta principios del período Paleógeno (Renken et al., 

2002). La mayor parte de la superficie terrestre de estos depósitos de abanicos de la costa sur está a menos 

de 164 pies (60 m) sobre el nivel del mar y se inclina suavemente hacia el mar (Renken et al., 2002). Las 

franjas costeras de estos deltas en forma de abanico están normalmente formadas por depósitos de playa, 

manglares, marismas o planicies de matorrales donde están protegidas por arrecifes franjeantes en alta mar. 

La batimetría cercana a la costa a lo largo de la costa sur de Puerto Rico está dominada por una 

extensa plataforma insular que se extiende hacia el exterior más de 9 millas (14.5 km) en algunas áreas. La 

plataforma ofrece aguas costeras poco profundas que aumentan abruptamente a más de 1,500 pies (457 m) 

de profundidad, hacia el mar respecto del borde de la plataforma (NOAA, 2013a). Las instalaciones del 

Proyecto estarían bien ubicadas dentro de la plataforma insular, con profundidades de agua que oscilan

desde aproximadamente 60 pies (18 m) cerca del sitio del Terminal Marítimo de GNL hasta 8 pies (2.5 m)

cerca del aterraje en la Planta Aguirre. La profundidad del agua a lo largo de la mayor parte de la tubería 

submarina varía de 10 a 25 pies (3 a 8 m).

4.1.2 Recursos minerales

Los recursos minerales predominantes en Puerto Rico incluyen piedra, cal, sal y arcilla común. En 

2009, la producción de minerales no combustibles crudos de Puerto Rico se valuó en $ 72 millones, lo que 

representa $ 26 millones menos que el valor de 2008 (Servicio Geológico de Los Estados Unidos [USGS], 

2009a). Con base en una revisión de los mapas topográficos del USGS, recientes fotografías aéreas y bases 

de datos del USGS disponibles, no hay operaciones mineras activas dentro de las 0.5 millas (0.8 km) de la 

porción terrestre del Proyecto (USGS, 2005a; USGS, 2005b).

Como resultado de las actividades de construcción pasadas y actuales, las fuentes terrestres de arena 

y grava en Puerto Rico son limitadas. En base a un mapeo geológico de reconocimiento realizado por el 

USGS, se identificaron tres depósitos de arena y grava en alta mar sobre la plataforma insular de Puerto 

Rico. El depósito más cercano se encuentra fuera de la esquina noroeste de la Isla de Vieques, 

aproximadamente 40 millas (64 km) al este del área del Proyecto (Rodríguez, 2003).
4-24-2 4-2
4-3

4.1.3 Peligros geológicos y otros peligros naturales

Los peligros geológicos son las condiciones o acontecimientos naturales, físicos que pueden causar 

un daño a la tierra y las estructuras, u ocasionar lesiones a las personas. Los peligros geológicos estudiados 

por el Proyecto incluyen sismicidad, desplazamiento de fallas, licuefacción, tsunamis, erupciones volcánicas 

y terreno kárstico. Otros peligros naturales examinados incluyen los vientos huracanados y las olas. Aguirre 

LLC ha investigado los peligros potenciales en el área del Proyecto y ha propuesto las características de 

diseño asociadas y las medidas de mitigación (se explican más adelante) que se pueden implementar para 

minimizar o evitar los impactos.

4.1.3.1 Sismicidad

Puerto Rico se encuentra en el extremo norte de la placa tectónica del Caribe, que abarca gran parte 

de América Central y las Antillas Mayores y Menores. La placa del Caribe se encuentra entre las placas de 

América del Norte y América del Sur al norte, al sur y al este, y las placas de Cocos y Nazca al oeste. La 

placa del Caribe se mueve hacia el este en relación con las placas de América del Norte y del Sur (Jansma et 

al., 2000) lo que se traduce en fallas, terremotos y volcanes a lo largo de los márgenes de las placas. Las 

interacciones entre placas que afectan a Puerto Rico se producen en una región de aproximadamente 155 

millas (250 km) de ancho de deformación entre la Fosa de Puerto Rico al norte de la isla y la Trinchera de 

Los Muertos al sur (ver Figura 4.1.3-1). Puerto Rico y las Islas Vírgenes están situadas en un banco 

submarino poco profundo dentro de esta amplia zona de deformación (Mueller et al., 2010). El área del 

Proyecto se encuentra dentro de lo que se conoce como la Gran Zona de Falla del Sur de Puerto Rico, una 

región de múltiples fallas, casi paralelas, orientadas de noroeste a sureste por toda la isla. Hasta fechas muy 

recientes, estas zonas de fallas se consideraban ampliamente en reposo, a pesar de que parecían estar 

asociadas a terremotos muy pequeños y podían representar zonas de debilidad heredada (McCann, 1985).

Hemos recibido un comentario del capitán Jimmy Vázquez-Aran que citó un estudio realizado por 

el USGS en conjunto con la Universidad de Mayaguez. Según con este estudio, que no pudo ser localizado,

identificó actividad sísmica 12 millas (19km) al noreste del Proyecto entre 1986 y 2008. Este comentario 

también describió cómo los terremotos de magnitud en el rango de 2.3 a 3.0 causarían los temblores de 

tierra firme. Sin embargo, no es común que los terremotos de magnitud 3 causen temblores de tierra firme.

Una de las normas para los temblores de tierra es la Escala de Mercalli modificada que muestra que las 

magnitudes de Richter en el rango de 2 a 3 son sentidas por pocas personas (Michigan Tech, 2007).

Recibimos un comentario sobre el borrador de la DIA de parte del USGS que afirmaba que, sobre 

la base de estudios de investigación de fallas recientes realizados por el Bureau of Reclamation (Oficina 

de Recuperación), puede haber evidencia de fallas que se han producido durante el Holoceno (últimos 

10,000 a 12,000 años) en el área del Proyecto, y esto debe ser considerado dentro de los peligros 

geológicos para el Proyecto. Las investigaciones de fallas fueron llevadas a cabo por la PREPA como 

parte de una evaluación de la seguridad e integridad física de las represas. Posteriormente nos 

comunicamos con Recuperación en octubre de 2014 y determinamos que se habían llevado a cabo 

investigaciones de fallas de Salinas y la Gran Zona de Falla del Sur de Puerto Rico como parte de análisis 

probabilísticos de Riesgo Sísmico (PSHA) para la PREPA. Recuperación publicó internamente estas 

investigaciones y estudios en mayo de 2014. Las investigaciones de fallas indicaron que tanto Salinas 

como la Gran Zona de Falla del Sur de Puerto Rico fueron activas y deben ser consideradas en cualquier 

investigación de análisis probabilístico de riesgo sísmico.
4-4
4-5

Puerto Rico tiene una larga historia de terremotos destructivos. Se han producido por lo menos 12 

grandes terremotos de magnitud 7.0 o mayor en el Caribe, cerca de Puerto Rico, en las Islas Vírgenes de Los 

Estados Unidos, y La Española o Isla de Santo Domingo en los últimos 500 años (Woods Hole

Oceanographic Institution, 2005). El terremoto significativo más cercano al área del Proyecto se produjo en 

el año 1999, aproximadamente 6 millas (10 km) al este del Terminal Marítimo de GNL. Este evento tuvo 

una magnitud de 4.0 y una Intensidad de Mercalli Modificada de VI (USGS, 2009b). Un evento como este 

en el área del Proyecto se sentiría, pero causaría poco o ningún daño.

Golder Associates, Inc. (Golder) realizó un análisis probabilístico de riesgo sísmico específico para 

el sitio del Terminal Marítimo de GNL (Golder, 2013b). Golder identificó 11 fuentes sísmicas posibles en 

un radio de 190 millas (306 km), aproximadamente, desde el sitio propuesto. Las fuentes se basan en la 

revisión de Golder de los datos publicados disponibles y los informes y mapas que describen la tectónica, la 

sismicidad y los peligros sísmicos para el sitio y la región circundante. El análisis de Golder incorporó el 

estudio de prospección geofísica en alta mar de C & C Technologies, Inc. (C & C) e incluyó documentación 

de investigación suplementaria. De las 11 fuentes sísmicas, dos son fuentes de la zona de subducción, ocho 

son fallas de la corteza terrestre en alta mar y en tierra, y una es una fuente del área del fondo. 

De acuerdo con el análisis de Golder, los posibles movimientos del suelo en el sitio están 

dominados por las fuentes que presentan magnitudes más grandes y/o están a menor distancia, 

particularmente aquellas con altas tasas de deslizamiento cosísmico (es decir, los períodos de retorno más 

cortos para los eventos de magnitudes máximas). Como se muestra en la figura 4.1.3-1, las fuentes sísmicas 

dominantes en el área del Proyecto son:

 Fuentes Interfaz América del Norte-El Caribe y Zona Sísmica Entre Placas (parte de la 

Zona de Fallas de la Fosa de Puerto Rico)

 Fallas corticales marinas:

o Fallas del Investigador

o Zona de Falla Trinchera de Los Muertos

o Zona de Falla Pasaje de Anegada

o Zona de Falla Pasaje de la Mona

o Falla de Bowin

o Falla Septentrional

o Falla Bonce

 Fallas corticales terrestres:

o La Gran Zona de Falla del Norte de Puerto Rico

o La Gran Zona de Falla del Sur de Puerto Rico

o Falla del Cerro Goden

o Falla del Sur de Lajas

o Falla de San Marcos

o Falla Salinas

 La Fuente del Área Cortical asociada con fallas no identificadas o enterradas en la corteza 

superior por debajo de Puerto Rico.

Cabe destacar queGolder no incluyó explícitamente la Gran Zona de Falla del Sur de Puerto Rico en 

el modelo de fuente sísmica porque los estudios de excavación de zanjas indicaron que había escasa 

evidencia de ruptura superficial de la falla cuaternaria. Asimismo, el estudio de Golder no incluyó las fallas 
4-6

de Bonce, San Marcos o Salinas que fueron identificadas en la investigación de Recuperación de mayo de 

2014 mencionada anteriormente.

El análisisde Golder indicó que la principal contribución de las distintas fuentes sísmicas al 

movimiento de tierra determinado desde una perspectiva probabilística depende del nivel de temblor y el 

período de interés de aceleración espectral (SA). La mayor contribución para la aceleración máxima del 

terreno y 0.2 segundos de nivel de temblor de riesgo de aceleración espectral (SA . Menos del 10% de la 

gravedad) fueron eventos intraplaca. Estas aceleraciones tenían períodos de retorno menores a 100 años.

Para los niveles intermedios de temblor (SA 10-25%de lagravedad) la mayor contribución para la 

aceleración máxima del terreno y 0.2 segundos de aceleración espectral fue el de la Fuente del Área 

Cortical. Estas aceleraciones tienen períodos de retorno de aproximadamente 100 a 2,500 años. Para el nivel 

más alto de temblores (SAsuperior . Al 25% de la gravedad) la mayor contribución para la aceleración 

máxima del terreno y 0.2 segundos depeligro de aceleración espectral fue de las Fallas del Investigador. Las 

Fallas de Trinchera de Los Muertos e Investigador aportaron las mayores proporciones a los peligros 

sísmicos para aceleraciones espectrales de largo período mayores que 10 % de la gravedad 

aproximadamente. 

Una investigación geotécnica de Golder sobre el sitio del Terminal Marítimo de GNL completada 

durante el diseño de viabilidad previo identificó áreas de suelos sueltos que podrían ser sometidas a 

licuefacción durante un evento sísmico intenso. Según estas investigaciones del subsuelo, el perfil de los 

sedimentos del sitio marítimo se clasificó como Sitio Clase F. La norma de la Sociedad Estadounidense de 

Ingenieros Civiles (ASCE) 7-05 indica que los valores espectrales para el Sitio Clase F no se deben tomar 

como menos del 80 por ciento de los determinados para el mismo lugar asumiendo coeficientes del sitio 

para el Sitio Clase E del suelo.

Hemos recibido un comentario del capitán Jimmy Vázquez-Aran expresando su preocupación por 

un estudio tridimensional (3-D) de la zanja marítima del sur realizado por la Administración Nacional 

Oceánica y Atmosférica (NOAA), que según consta encontró frecuentes deslizamientos de tierra de la pared 

de la zanja sur. Así, los terremotos podrían desencadenar la inestabilidad de una capa de subsuelo y causar 

deslizamientos de tierra fuera de la pared de la zanja. Aguirre LLC ha considerado movimientos sísmicosdel 

sueloy la licuefacción potencial de las capas de suelo subsuperficial en el diseño del Proyecto. Aguirre LLC 

está diseñando las estructuras de la plataforma de atraque en alta mar, asumiendo que las capas de suelo 

licuables no proporcionan un soporte al sistema de bases marítimas cuando se someten a fuerzas sísmicas 

del diseño.

Los resultados del Análisis Probabilístico de Riesgo Sísmico de Golder de 2013 en el fondo del mar 

basado en el Sitio Clase E se sintetizan en la tabla 4.1.3-1. Los movimientos de tierra previstos son 

congruentes con un sitio con peligro sísmico moderadamente alto.

TABLA 4.1.3-1

Resultados del Análisis del Peligro Sísmico Probabilístico en el fondo marino del Sitio del Terminal Marítimo

para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Período de Probabilidad/Retorno Aceleración

Período de 

Probabilidad/Retorno Aceleración

2 % en 50 años/2,475 años 35.5 88.7 31.5

____________________

Fuente: Golder Associates, Inc., 2013a

El Análisis Probabilístico de Riesgo Sísmico de Golder (2013a) también investigó el potencial de 

desplazamiento de fallas para el proyecto de las instalaciones de Aguirre LLC. Como parte de esa 

investigación, C&C realizó un estudio geofísico en la ubicación delTerminal Marítimo de GNL y a lo largo 
4-7

de la ruta de la tubería (C&C, 2012). Los datos geofísicos recopilados por C&C no mostraron evidencia 

alguna de actividad de desplazamiento de fallas reciente. Sin embargo, se observó que un desplazamiento en 

el fondo del mar por debajo de la falla potencial de las capas superficiales del fondo marino cruzaba la ruta 

de la tubería. Golder también analizó informes externos (Rodríguez-Martínez, 2007) y encontró que no se 

ha documentado evidencia alguna de falla terrestre del Cuaternario tardío (Holoceno) a lo largo de la costa 

sur terrestre de Puerto Rico. Se ha registrado evidencia de fallas del Cuaternario tardío en tres áreas en alta 

mar. La más cercana se encuentra al este de la Bahía de Jobos, que al parecer corresponde a cadenas de la 

Gran Zona de Falla del Sur de Puerto Rico (Fallas de Esmeralda y Río Jueyes) que continúan del noroeste al 

sudeste hacia el mar (Mann, 2005). Sin embargo, este fallamiento del fondo marino en particular 

aparentemente se separa hacia la tierra en forma de tijera y no desplaza los depósitos del abanico deltaico 

terrestre. Golder llegó a la conclusión de que la probabilidad general de que existan fallas activas presentes a 

lo largo de la ruta de la tubería y en las áreas del sitio del Terminal Marítimo de GNL es baja, basándose en 

documentación geofísica y datos geofísicos disponibles específicos del sitio.

Recibimos un comentario del capitán Jimmy Vázquez-Aran en el que expresaba su preocupación 

por los estudios que identifican reciente deformación del fondo marino a lo largo de la ruta de la tubería 

submarina propuesta. La investigación geofísica realizada por C&C con fecha 17 de julio de 2013 identificó 

dos desplazamientos por debajo del fondo marino, de los cuales uno cruzaba la ruta de la tubería; sin 

embargo, no se observó expresión visual alguna en las capas superficiales del fondo marino ni signos de 

deformación de fallas activas. Aguirre LLC indicó que, llegado el caso, la tubería submarina estaría 

diseñada para tener la capacidad de tolerar una actividad de desplazamiento de falla si dicho desplazamiento 

ocurriera. Además, la tubería de gas natural se cerraría en caso de ocurrir un terremoto significativo. Sin 

embargo, como se señala más adelante, recomendamos llevar a cabo un análisis adicional para evaluar el 

potencial de licuefacción de la tubería.

El Análisis de Riesgo Sísmico de Golder de 2013 no incluye explícitamente las Fallas de la Gran 

Zona de Falla del Sur de Puerto Rico y Salinas. De acuerdo a los análisis de Recuperación y PSHA 

realizados en beneficio de la PREPA en 2014, tanto las fallas de la Gran Zona de Falla del Sur de Puerto 

Rico y Salinas deben ser incluidas en la evaluación. Por lo tanto, recomendamos que:

 Antes de comenzar el diseño final, Aguirre LLC presente un informe de análisis de 

riesgo sísmico revisado ante el Secretario de la Comisión (Secretario), que incluya 

tanto la Gran Zona de Falla del Sur de Puerto Rico como la Falla de Salinas 

congruente con los detalles sísmicos de la ubicación y la caracterización sísmica de 

estas fallas proporcionada en los informes de Recuperación de mayo de 2014.

Adicionalmente, todos los documentos de diseño y calificación sísmica que se basan 

en los valores de movimiento de tierra del Análisis de Riesgo Sísmico de Golder de 

2013 actuales deben revisarse para que sean coherentes con el Informe de Análisis 

de Riesgo Sísmico revisado. 

4.1.3.2 Licuefacción

La licuefacción es un fenómeno a menudo asociado con la actividad sísmica en el que los 

sedimentos no cohesivos saturados pierden temporalmente su fuerza y se licuan (es decir, se comportan 

como un líquido viscoso) cuando están sometidos a fuerzas tales como los temblores de tierra intensos y 

prolongados. Sobre la base de una revisión bibliográfica, no se identificaron estudios de licuefacción 

histórica ni riesgos de licuefacción próximos al área del Proyecto. Golder también realizó una evaluación 

del potencial y la magnitud de la licuefacción inducida por terremotos (Golder, 2013b). Golder indicó que 

existe el potencial de licuefacción a profundidades que alcanzan los 40 pies (12 m) por debajo del fondo del 

mar y, por lo tanto, recomendó considerar la licuefacción en el diseño de las estructuras de la plataforma de 

atraque en alta mar. Golder también señaló que era necesario un análisis más exhaustivo para evaluar el 
4-8

potencial de licuefacción de la tubería. El diseño actual de la tubería parece razonable; sin embargo, estamos 

de acuerdo con esta recomendación porque los ángulos de pendiente pueden tener un impacto en el 

potencial de licuefacción de la tubería y no han sido completamente evaluados. Por lo tanto, 

recomendamos que: 

 Antes de la construcción, Aguirre LLC presenteestudios adicionales sobre los ángulos 

del fondo marino de la ruta de la tubería y el potencial de licuefacción a lo largo de la 

alineación ante el Secretario, y proporcionelasmedidas de mitigación necesarias sobre 

la base de estos estudios. Estos estudios deben considerar los movimientos de tierra de 

diseño sísmico revisados que incluyan explícitamente las fallas de la Gran Zona de 

Falla del Sur de Puerto Rico y Salinas, y considerar tanto la ubicación del Terminal 

Marítimo de GNL como la terminal terrestre de la tubería.

4.1.3.3 Tsunamis

Un tsunami es una serie de olas del mar causada por una gran perturbación abrupta del fondo 

marino. Los tsunamis próximos a Puerto Rico están principalmente asociados a los terremotos. Se han 

producido terremotos históricos alrededor de Puerto Rico al norte, este y oeste de la isla, afectando a las 

costas frente a las ubicaciones de los terremotos. La actividad volcánica a lo largo de las Antillas Menores 

(ver sección 4.1.3.4) también puede ocasionar tsunamis en la región, pero no habría probabilidad de un 

impacto en el área del Proyecto.

Los mapas de inundación por tsunami creados por la Universidad de Puerto Rico (2011) muestran 

que las porciones de la Planta Aguirre probablemente se inunden si ocurre un tsunami. Sin embargo, se 

estima que las inundaciones solo se extenderán unos 200 pies (61 m) en tierra en esa zona y no tendrían un 

impacto sobre la mayor parte de las instalaciones de la planta (ver Figura 4.1.3-2).

Figura 4.1.3-2 Límite de inundación por tsunami
4-9

Aguirre LLC investigó el riesgo de tsunami asociado al Terminal Marítimo de GNL y las 

instalaciones en tierra. La posibilidad de altura máxima de un tsunami, que es la altura vertical sobre el nivel 

del mar, que supere los 6.6 pies (2 m) dentro de la región, es muy poco probable. Aguirre LLC también 

llegó a la conclusión de que para las estructuras de la plataforma de atraque en alta mar el oleaje de diseño 

generado por huracanes sería mucho mayor que el oleaje máximo de tsunami esperado (C&C, 2012). 

Estamos de acuerdo.

4.1.3.4 Erupciones volcánicas

Según información disponible, no ha ocurrido actividad volcánica en Puerto Rico en los últimos 

10,000 años (USGS, 2013). Sin embargo, las Antillas Menores ubicadas al este de Puerto Rico han 

experimentado numerosos eventos volcánicos en los últimos 12,000 años (Boudon et al., 2007). En 

particular, los volcanes Soufriere Hills y Kick'em Jenny, ubicados aproximadamente 200 millas (322 km) al 

este y 500 millas (805 km) al sureste del área del Proyecto, respectivamente, han experimentado actividad 

volcánica en la historia reciente y pueden ser propensos a futuros eventos. Sobre la base de la distancia entre 

el área del Proyecto y estos volcanes, y otros a lo largo de las Antillas Menores, la probabilidad de que la 

actividad volcánica tenga un impacto sobre el Proyecto es muy baja.

4.1.3.5 Terreno kárstico

El terreno kárstico se caracteriza por formas de relieve distintivas, como cenotes, cuevas y cavernas 

creadas a partir de la disolución de rocas solubles, principalmente de piedra caliza y dolomita.

Aproximadamente el 20 por ciento de Puerto Rico, sobre todo a lo largo de la costa norte, está cubierto por 

un terreno kárstico formado en formaciones de piedra caliza (Giusti, 1978). Sin embargo, el desarrollo del 

kárstico en el cinturón de piedra caliza de la costa sur ha sido muy limitado. El escaso desarrollo se puede 

deber a la aridez de la costa sur, en comparación con la costa norte y/o la presencia de caliza en la costa sur 

(Rodríguez-Martínez, 2007). La caliza es un residuo creado por la evaporación de agua saturada con 

bicarbonato de calcio que forma una costra superficial que puede tener varios metros de espesor, lo que 

limita la penetración de agua en el suelo. Con base en el desarrollo limitado de características kársticas a lo 

largo de la costa sur, la probabilidad de que las instalaciones del Proyecto crucen cualquier terreno kárstico 

es baja.

4.1.4 Características del diseño de mitigación

Aguirre LLC indicó que el diseño de las estructuras de la plataforma de atraque en alta mar toleraría 

los movimientos sísmicos del suelo y los efectos de licuefacción. Las estructuras de la plataforma de atraque 

en alta mar serían diseñadas según el Diseño por Terremoto para los movimientos de suelo específicos para 

el sitio de la ASCE 7-05 que tienen una aceleración máxima del terreno (PGA) de 24 % de la gravedad.

Adicionalmente, Aguirre LLC ha desarrollado planes de contingencia para cerrar la terminal y mover las 

embarcaciones inmediatamente luego de un terremoto o desplazamiento de fallas significativo que pudiese 

romper la tubería submarina. Aguirre también ha considerado los efectos de tsunamis y huracanes en la 

plataforma de atraque en alta mar. Las alturas de elevación de las olas del tsunami pronosticadas en la

terminal son significativamente menores a aquellas pronosticadas para una marejada ciclónica provocada 

por un huracán con período de retorno de 100 y 500 años; por lo tanto, la altura de las olas de la marejada 

ciclónica regiría el diseño. También en caso de una amenaza de huracán o tsunami, las embarcaciones 

amarradas partirían y se dirigirían a aguas más profundas antes de que las olas alcanzaran el terminal.

Las estructuras de la plataforma de atraque en alta mar se diseñarían como estructuras de tres/cuatro 

pilotes o revestidas de acero ancladas con pilotes de acero a tierra firme debajo de los sedimentos licuables 

del fondo marino. Los pilotes no dependerían de los potenciales sedimentos licuables para proporcionar 

soporte vertical. Paralelamente, se considerarían los efectos de licuefacción en el revestimiento y el diseño 

de pilotes en combinación con fuerzas sísmicas laterales. Se han considerado los efectos de la licuefacción 
4-10

en la tubería marítima; sin embargo, recomendamos en la sección 4.1.3.2 que Aguirre LLC realice estudios 

adicionales para permitir posibles asentamientos inducidos por la licuefacción y el desplazamiento lateral.

Aguirre LLC diseñaría las estructuras de la plataforma de atraque en alta mar para que soporten las

cargas de vientos y de olas. Las estructuras marítimas serían diseñadas para una velocidad de viento de 68.2 

millas por hora (mph) (ráfagas de 3segundos) (109 kilómetros por hora [km/h]) antes de que las 

embarcaciones se desenganchen y dejen el terminal; y diseñadas para 150 mph (241 Km/h) (en forma 

sostenida) y 179 mph (288 km/h) (ráfagas de 3segundos) luego de la partida de las embarcaciones. Según 

estudios preliminares realizados para Aguirre LLC por Forristall Océano Engineering Inc. (Forristall), el 

cálculo actual de la altura de la cresta de ola durante 500 años en el sitio del Terminal Marítimo de GNL es 

de 46.7 pies (14.2 m) por encima de la marea astronómica más baja (Lowest Astronomical Tide) (Forristall, 

2013). La parte inferior de la altura de la cubierta superior del Terminal Marítimo de GNL es de 41.7 pies 

(12.7 m) por encima de la marea astronómica más baja (LAT). Debido a que la cubierta superior sufriría los 

efectos del impacto completo de la cresta de la ola, las estructuras de la plataforma de atraque en alta mar

serían diseñadas para resistir las fuerzas de impacto de las cargas de olas basadas en un huracán con un 

período de retorno de 500 años.Aguirre LLC se ha comprometido a actualizar los estudios de las olas antes 

de comenzar con el diseño detallado de las estructuras de la plataforma de atraque en alta mar. Por lo tanto,

recomendamos que:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC presente ante el Secretario los análisis de 

olas marinas actualizados como se indica en la respuesta del 5 de diciembre de 2013 

de Aguirre LLC a la Solicitud de Información Ambiental del 15 de noviembre de 

2013 de la FERC (preguntas 6 y 7). Este análisis debe ser sellado y firmado por el 

ingeniero profesional de registro.

Aguirre LLC establecería un sistema de alerta de tsunamis para garantizar que las embarcaciones 

amarradas y los operadores del Terminal Marítimo de GNL puedan iniciar una parada segura de la 

instalación para minimizar el daño que pudiera ocurrir en el caso de un tsunami en la región. En el caso de 

un tsunami, las embarcaciones serían liberadas de sus amarras para evitar que las olas empujen las 

embarcaciones hacia las estructuras de la plataforma de atraque en alta mar causando daños. 

El diseño de la plataforma marítima se encuentra actualmente en el nivel de finalización del Diseño 

de Ingeniería Inicial (FEED). Aguirre LLC ha propuesto un diseño viable y se ha comprometido a llevar a 

cabo una cantidad significativa de trabajo de diseño detallado para el Proyecto si está autorizado por la 

Comisión. La información sobre el desarrollo del diseño final, como se detalla a continuación, tendría que 

ser revisada por el personal de la FERC para asegurar que el diseño final responda a los requisitos 

identificados del FEED. Por lo tanto, recomendamos que:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC presente la siguiente información, sellada y 

firmada por el ingeniero profesional de registro, ante el Secretario:

a. Planos y cálculos de diseño de la base de pilotes y de las estructuras de la 

plataforma de atraque en alta mar (incluidas las estructuras prefabricadas y 

construidas en campo). Los diseños de las estructuras de la plataforma de 

atraque en alta mar y la base de los pilotes incorporarían revisiones de los 

criterios acordados por Aguirre LLC en sus respuestas a la Solicitud de 

Información Ambiental del personal de la FERC del 17 de junio y 15 de 

noviembre de 2013; 

b. especificaciones sísmicas utilizadas junto con la adquisición de equipos; y
4-11

c. procedimientos de control de calidad que se utilizarán para el diseño y la 

construcción.

Aguirre LLC debe presentar el programa para la elaboración de este informe en su

Plan de Implementación.

Debido a que reconocemos que el área del Proyecto se encuentra en una zona de alta sismicidad, 

nuestro reglamento en el Título 18 CFR 380.12(h)(5)1requiere que el solicitante contrate a un inspector 

especial para observar el trabajo realizado a fin de asegurar la calidad y el rendimiento de los sistemas 

resistentes a sismos. Para garantizar que se cumplan estos requisitos, recomendamos que:

 Aguirre LLC contrate a un inspector especial durante la construcción. El inspector 

especial debe ser responsable de: 

a. observar la construcción de la plataforma de atraque en alta mar para 

asegurarse de que se ajuste a los planos y las especificaciones de diseño;

b. presentar informes de inspección al ingeniero o arquitecto de registro y a 

otras personas designadas. Los informes de inspección se deben resumir en 

informes de estado mensuales presentados ante el Secretario. Todas las 

discrepancias se deben poner en conocimiento del contratista para su 

corrección; si no se corrigen, en conocimiento del ingeniero o del arquitecto de 

registro; y

c. presentar un informe final firmado que indique si el trabajo que requiere 

inspección especial, a su entender, se ajustaba a los planos y las 

especificaciones aprobados y las disposiciones de mano de obra pertinentes. Se 

debe presentar una copia del informe ante el Secretario.

4.1.5 Recursos paleontológicos

Los recursos paleontológicos son los restos fósiles de plantas y animales prehistóricos, así como las 

impresiones dejadas en las rocas u otros materiales como evidencia indirecta de las formas y actividades de 

dichos organismos. Las unidades geológicas subyacentes del área del Proyecto se componen principalmente 

de depósitos no consolidados del período Cuaternario que son continuamente reelaborados por la acción de 

las olas y las mareas. Sobre la base de la presencia de estos depósitos recientes y la limitada perturbación del 

sedimento más profundo que se produciría como resultado del Proyecto, la posibilidad de encontrar recursos 

paleontológicos significativos es baja.

4.2 SUELOS Y SEDIMENTOS

4.2.1 Suelos

El impacto en los suelos dentro del área del proyecto se limitaría a los 1.5 acres (1.5 cuerdas) 

necesarios para la zona temporal de descanso y la superficie de apoyo. Esta zona se encuentra dentro de la 

propiedad de la Planta Aguirre existente y se ha visto alterada por actividades industriales en el pasado. La 

mayor parte de la propiedad de la Planta Aguirre, que incluye el área del proyecto, está clasificada en el 

mapa como marga arcillosa Pozo Blanco de laderas erosionadas, con una inclinación del 5 % al 12 % 

(Personal del estudio topográfico de suelos, 2013). La serie de Pozo Blanco consiste en suelos muy 

profundos y bien drenados que se formaron en los sedimentos desprendidos de piedra caliza y rocas 

 

1 NBSIR84-2833 "Requisitos de datos para la revisión sísmica de las instalaciones de GNL".
4-12

volcánicas calcáreas. Estos suelos no están designados como hídricos ni se los considera tierras agrícolas de 

primera. El principal factor limitante para estos suelos es su susceptibilidad a la erosión a causa del agua 

(Personal del estudio topográfico de suelos, 2013).

4.2.2 Sedimentos

El sedimento erosionado de la superficie del terreno dentro de la cuenca de Bahía de Jobos es 

acarreado a la bahía por medio de la escorrentía superficial que se produce durante las lluvias. Gran parte de 

este sedimento terrígeno se deposita dentro de la bahía y constituye una fracción del fango y la arena 

depositados en el lecho marino de la bahía. El tipo de sedimento más generalizado es un fango arenoso que 

está compuesto por residuos gruesos de conchas mezclados con fango fino terrígeno y carbonatado de grano 

fino.

Aguirre LLC llevó a cabo investigaciones geotécnicas a lo largo de la ruta de la tubería propuesta y 

en la zona del Terminal Marítimo de GNL para tipificar las condiciones del subsuelo en el área del proyecto. 

Estas investigaciones incluyeron 4 muestras poco profundas con vibracore (de 2 a 4 pies [0.6 a 1.2 m]) a lo 

largo de la ruta de la tubería y 6 perforaciones profundas (de 80 a 177 pies [24 a 54 m]) fuera de la Bahía de 

Jobos. Además, se utilizaron un sonar de barrido lateral, un perfilador de subsuelo marino y un sistema 

antisísmico de cadenas de amarre de poca profundidad para interpretar las condiciones geofísicas en el área 

del proyecto. La Figura 4.2.2-1 muestra las ubicaciones de las perforaciones/trabajo con vibracore así como 

las condiciones del fondo marino que se interpretaron en el área del proyecto.

Los sedimentos de las dos perforaciones poco profundas a lo largo de la ruta de la tubería que 

estaban más cerca del aterraje estaban compuestos, sobre todo, de una arcilla limosa muy blanda de un gris 

verdoso muy oscuro con fragmentos de arena y concha muy finos. El vibracore que se tomó más lejos en la 

Bahía de Jobos consistió en arena fina limosa de un gris verdoso muy oscuro con fragmentos de concha. El 

vibracore que se tomó en la boca de la Bahía contenía únicamente fragmentos gruesos de concha; por lo 

tanto, no fue posible realizar un análisis detallado del sedimento (C&C, 2012).

Las perforaciones profundas recolectadas fuera de la Bahía de Jobos identificaron tres unidades 

principales subterráneas. La unidad superior se interpreta como depósitos marinos recientes y era de hasta 

40 pies (12 m) de espesor compuesto por arena de muy suelta a densa, y limo, arcilla y turba muy bland. 

Esta unidad estaba sustentada por depósitos de arrecifes relictos que tenían de 29 pies (9 m) a más de 46 pies 

(14 m) de espesor, compuestos por arena de mediana a densa, grava de densa a muy densa y fragmentos de 

arrecifes de coral relictos. Se interpretó que la unidad más profunda iba alternando depósitos terrígenos y 

marinos más antiguos y estaba compuesta por arena y grava de sueltas a muy densas, así como arcilla 

limosa de firme a rígida. Esta unidad se extendía hasta el fondo de todas las perforaciones, salvo una unidad 

(la BH-13), que terminó en la unidad suprayacente (Golder, 2013a). 

4.2.2.1 Contaminación de sedimentos

En 2008, la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA) recolectó muestras de 44 

lugares a lo largo de la Bahía de Jobos para cuantificar el nivel de contaminantes químicos en los 

sedimentos dentro de la bahía (Whitall, et al., 2011). Trece de estos lugares estaban aproximadamente 

dentro del perímetro de una milla (1.6 km) del área del proyecto. Se analizaron las muestras en cuanto a 

hidrocarburos aromáticos policíclicos (PAH), congéneres de bifenilos policlorados (PCB), pesticidas 

organoclorados (por ejemplo, diclorodifeniltricloroetano [DDT]), butilestaños y metales. La Tabla 4.2.2-1 

resume los resultados de estos análisis y enumera los valores de umbral del rango bajo de efectos (ERL) y 

los valores de umbral de la mediana del rango de efectos (ERM) para cada contaminante, según lo 

establecen las directrices sobre la calidad de sedimentos contenidas en la Situación y Tendencia Nacionales 

de la NOAA. Las concentraciones por debajo del ERL no se consideran que representen un riesgo para las 

comunidades bentónicas y se espera que las concentraciones por encima del ERM tengan algún grado de 

efecto negativo (Long y Morgan, 1990;Long et al, 1996).
4-13
4-14

TABLA 4.2.2-1

Resumen de datos analíticos de muestras de sedimentos de Bahía de Jobos (mayo de 2008)

para el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Contaminante

ERL

(mg/kg)

ERM

(mg/kg)

Las 44 ubicaciones de muestras

13 ubicaciones dentro del perímetro de una 

milla del área del proyecto

Mínimo

(mg/kg)

Máximo

(mg/kg)

Media

(mg/kg)

Mínimo

(mg/kg)

Máximo

(mg/kg)

Media

(mg/kg)

Total de HAP 4.0 44.8 0.004 14.3 1.1 0.06 3.41 0.66

Total de PCB 0.02 0.18 0.002 0.02 0.004 0.002 0.02 0.005

Total de DDT 0.002 0.046 ND 0.003 0.001 ND 0.003 0.001

Tributilestaño NA NA ND 0.01 0.001 ND 0.002 0.0

Plata 1.0 3.7 0.05 0.22 0.12 0.05 0.14 0.09

Aluminio NA NA 629.0 73,700.0 39,138.0 28,300.0 68,200.0 45,453.3

Arsénico 8.2 70.0 1.8 28.1 12.6 6.9 28.1 14.1

Cadmio 1.2 9.6 ND 0.17 0.008 ND 0.17 0.02

Cromo 81.0 370.0 ND 29.8 18.2 9.4 29.4 20.1

Cobre 34.0 270.0 1.4 73.7 33.8 13.1 69.0 34.8

Hierro NA NA 1,060.0 50,500.0 26,570.0 16,600.0 48,100.0 29,826.7

Mercurio 0.15 0.71 0.001 0.14 0.04 0.008 0.10 0.04

Manganeso NA NA 33.1 1,130.0 510.6 329.0 765.0 590.5

Níquel 20.9 51.6 ND 31.0 11.0 4.4 26.6 11.9

Plomo 46.7 NA 0.23 16.7 7.2 2.8 14.0 7.5

Antimonio NA NA ND 0.59 0.22 ND 0.56 0.28

Selenio NA NA ND 1.6 0.33 0.11 1.6 0.36

Estaño NA NA ND 2.7 1.1 0.57 2.1 1.3

Zinc 150.0 410.0 1.6 117.0 54.2 25.7 117.0 58.8

____________________

Fuente: Whitall et al., 2011

Notas: NA = directriz para calidad de los sedimentos no disponible; ND = componente por debajo de los límites de detección; mg/kg = 

miligramos por kilogramo

Como se muestra en la tabla 4.2.2-1, ninguna de las muestras contenía concentraciones de 

contaminantes que excedieran el ERM correspondiente. Sin embargo, el ERL se vio superado en por lo 

menos una ubicación de muestra en cuanto a cinco contaminantes (total de PAH, total de DDT, arsénico, 

cobre y níquel). El ERL correspondiente al total de PAH se excedió en una sola ubicación de muestra, que 

fue aproximadamente a 2 millas (3.2 km) al este del área del proyecto. El ERL correspondiente al total de 

DDT se vio superado en cuatro ubicaciones de muestra, dos de las cuales se localizaban a 1 milla (1.6 km) 

del área del proyecto. El ERL correspondiente a arsénico se superó en 31 del total de 44 ubicaciones de 

muestra, 12 de las cuales estaban a 1 milla (1.6 km) del área del proyecto. El ERL correspondiente a cobre 

se superó en 9 ubicaciones de muestra, 5 de las cuales estaban a 1 milla (1.6 km) del área del proyecto. El 

ERL correspondiente a níquel se superó en 3 ubicaciones de muestra, 3 de las cuales estaban a 1 milla 

(1.6 km) del área del proyecto.

En Whitall et al. (2011) se hizo la observación de que las concentraciones de contaminantes 

observados en la Bahía de Jobos son comparables a otras áreas de Puerto Rico y que estuvieron en general 

por debajo de las directrices establecidas para umbral de calidad de sedimentos, lo que sugiere que es poco 

probable que haya impactos en la biota residente. El estudio reconoce que, mientras que los PAH, los PCB y 

el DDT se originan de fuentes antropogénicas, la comparabilidad de las concentraciones de componentes 

metálicos con las de otras zonas costeras de Puerto Rico indica que las fuentes probables de la Bahía de 

Jobos pueden incluir erosión del lecho de roca natural, aportes detríticos de afluentes y la deposición 

atmosférica, más que el aporte directo de las fuentes industriales instaladas en la localidad.
4-15

4.2.3 Impacto y mitigación generales

4.2.3.1 Suelos

Las actividades de construcción y operación en tierra se limitarían a las áreas industriales 

anteriormente alteradas y no representarían nuevos impactos en los recursos de suelos. Para reducir al 

mínimo o evitar los impactos ligados a la porción terrestre del Proyecto, Aguirre LLC implementaría 

medidas detalladas en el Plan y los Procedimientos de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC), 

que incluye medidas para controlar la erosión y sedimentación (por ejemplo, la instalación de malla de 

retención de sedimentos) durante la construcción, así como para garantizar la correcta restauración de las 

áreas alteradas después de la construcción.

4.2.3.2 Resuspensión y transporte de sedimentos

Las actividades de construcción, que incluyen el enterramiento de las tuberías y la instalación de 

pilotes y estructuras permanentes en el Terminal Marítimo de GNL, darían lugar a la resuspensión de los 

sedimentos del fondo marino hacia la columna de agua. Como se planteó anteriormente, los sedimentos en 

las proximidades del Terminal Marítimo de GNL consisten mayormente en arena, que descendería 

rápidamente y se depositaría en el fondo del mar cerca de la base de los pilotes o en el sitio del origen de la 

alteración. Las corrientes en esta área pueden superar los 3.3 pies por segundo (pies/s) (1.0 m/s) durante las 

tormentas, pero por lo regular fluyen hacia el oeste en el rango de 0.2 a 0.3 pies/s (0.06 a 0.09 m/s).

La cantidad de resuspensión de sedimentos y la instalación de la tubería de transporte van a variar 

con la longitud y la gravedad de la alteración, la composición del tamaño del grano y las velocidades de 

reasentamiento. De acuerdo con los datos históricos (NOAA, 2013B), las corrientes normales a lo largo de 

la costa sur de Puerto Rico, cerca de la ciudad de Ponce, son principalmente inducidas por mareas con una 

velocidad ambiente máxima de aproximadamente 1.6 pies/s (4.9 m/s) cerca del fondo marino; sin embargo, 

las corrientes inducidas por tormentas ocasionalmente superan los 3.0 pies/s (0.9 m/s) a la misma 

profundidad. Estos valores pueden considerarse representativos de los que se podrían encontrar en las aguas 

oceánicas del área del proyecto, más allá de la Bahía de Jobos. La velocidad de la corriente de 1.6 pies/s 

(0.5 m/s) corresponde a una tensión del lecho de 0.00009 psi (0.62 pascales [Pa]) y una velocidad de 

cizalladura de 0.1 pies/s (0.03 m/s), al emplear un coeficiente de resistencia cuadrática de 0.0025.

En la Bahía de Jobos, las corrientes de superficie promedian 0.3 pies/s (0.1 m/s) y fluctúan entre 0 y 

0.9 pies/s (de 0 a 0.3 m/s) (Field et al, 2003; Zitello et al, 2008). Las corrientes más cercanas al fondo del 

mar se han medido a una velocidad de 0.3 pies/s (0.1 m/s) en agua de menos de 33 pies (10 m) de 

profundidad. La velocidad de corriente máxima de 0.9 pies/s (0.3 m/s) corresponde a una tensión de lecho 

de 0.00002 psi (0.14 Pa) y una velocidad de cizalladura de 0.04 pies/s (0.01 m/s).

Las tensiones críticas correspondientes a la movilización de mezclas cohesivas de arcilla, limo, 

arena fina y materia orgánica similares a las de la Bahía de Jobos son aproximadamente de 0.00004 a 

0.00007 psi (de 0.28 a 0.48 Pa); la tensión crítica para movilizar granos de arena de fina a mediana de 250 

micrones es aproximadamente 0.00004 psi (0.28 Pa), mientras que la arena más gruesa (de 1,000 micrones) 

tiene una tensión crítica de aproximadamente 0.00006 psi (0.41 Pa). Sobre esta base, las velocidades 

actuales en la Bahía de Jobos, que corresponden a una tensión del lecho de hasta 0.00002 psi (0.14 Pa) no 

serían suficientes para provocar la movilización generalizada de sedimentos; sin embargo, esto no tiene en 

cuenta la capacidad latente de transportar sedimentos movilizados por las actividades de construcción. Las 

velocidades de sedimentación vertical para sustratos suspendidos varía según el tamaño de las partículas, 

desde aproximadamente 16 pies por día (5 m por día) para arcilla y limo muy fino hasta aproximadamente 

16,400 pies por día (5,000 m por día) para arena gruesa.

Hemos encargado un estudio para predecir las concentraciones de sedimentos en suspensión y 

posterior transporte y deposición resultantes de las actividades de inyección / succión de mano durante el 

entierro de la tubería. Una copia del estudio se incluye como apéndice C. El análisis se llevó a cabo 
4-16

utilizando el modelo Suspended Sediment FATE (SSFATE), que fue desarrollado conjuntamente por 

Applied Science Associates, Inc. y el COE para abordar los movimientos a corto plazo de los sedimentos 

resuspendidos y predecir la ruta y el destino de las partículas usando corrientes tridimensionales en los 

estuarios y océanos. Los resultados del análisis se resumen en las tablas 4.2.3-1 y 4.2.3-2, y se ilustran en las 

figuras 4.2.3-1 y 4.2.3-2. Las concentraciones máximas de sedimentos suspendidos alcanzaron 1,620 

miligramos por litro (mg/L) en las proximidades de las actividades de inyección. Sin embargo, la turbiedad 

se redujo a 50 mg/L o menos cerca de los 100 pies (30 m) del área de construcción. Los índices de 

deposición fueron más altos a lo largo de la tubería, con una deposición máxima de aproximadamente 0.7 

pulgadas (1.7 cm), pero se redujeron a menos de 0.04 pulgadas (1 mm) dentro de aproximadamente 200 pies 

(61 m) de la zona de construcción. La instalación de esteras de hormigón y revestimientos y pilotes 

estructurales también causarían cierta resuspensión de los sedimentos. De acuerdo a la presencia limitada de 

estas instalaciones y de las técnicas de instalación que se utilizarán, se prevé poco transporte neto de 

cualquiera de las materias en suspensión o carga de fondo fuera del área de la construcción. Por lo tanto, el 

transporte de sedimentos asociado con la instalación de las esteras y pilotes de hormigón no se incluyó en el 

análisis.

TABLA 4.2.3-1

Concentraciones Máximas de Turbiedad 

Concentración Pluma 

(mg/L)

Área Total

(Acres [cuerdas])

Área fuera del derecho de paso de 

la construcción (acres [cuerdas])

Distancia máxima desde la 

tubería (pies [m])

5 a 10 204.1 (210.0) 197.9 (203.7) 3,775.5 (1,150.5)

10 a 20 77.9 (80.1) 72.6 (74.7) 1,623.9 (495.0)

20 a 50 71.2 (73.2) 64.5 (66.4) 1,389.5 (423.5)

50 - 100 22.0 (22.6) 18.2 (18.7) 866.9 (264.2)

100 a 200 14.9 (15.3) 12.7 (13.1) 188.7 (57.5)

200 a 500 23.8 (24.5) 19.0 (19.6) 71.4 (21.8)

500 a 1000 28.8 (29.7) 15.8 (16.3) 40.7 (12.4)

1000 a 2000 5.3 (5.4) 0.8 (0.8) 24.5 (7.5)

> 2000 0 0 0

____________________

Fuente: Applied Science Associates, Inc., 2014

TABLA 4.2.3-2

La máxima deposición de sedimentos 

Acumulación (en [mm])

Área Total

(Acres [cuerdas])

Fuera del área de Construcción

Derecho de Paso (acres 

[cuerdas])

Distancia máxima desde la 

tubería (pies [m])

0.004 a 0.04 (0.1 a 1) 131.6 (135.4) 107.1 (110.2) 1,115.3 (339.9)

0.04 a 0.08 (1 a 2) 32.8 (33.8) 27.7 (28.5) 257.8 (78.6)

0.08 a 0.16 (2 a 4) 24.3 (25.0) 17.3 (17.8) 170.9 (52.1)

0.16 a 0.24 (4 a 6) 11.9 (12.3) 4.9 (5.1) 113.0 (34.4)

0.24 a 0.32 (6 a 8) 2.6 (2.7) 2.3 (2.4) 83.0 (25.3)

0.32 a 0.39 (8 a 10) 2.1 (2.2) 1.9 (2.0) 60.8 (18.5)

0.39 a 1.97 (10 a 50) 4.8 (5.0) 2.6 (2.7) 50.4 (15.4)

> 1.97 (>50) 0 0 0

____________________

Fuente: Applied Science Associates, Inc., 2014
4-17
4-18
4-19

Con la excepción del pase del puerto de Boca del Infierno, la tubería submarina estaría cubierta con 

sedimentos naturales como parte de los procedimientos de descenso (véase la sección 2.3.4). Anticipamos 

que las corrientes normales a lo largo del fondo marino volverían las áreas perturbadas a la periferia previa a 

la construcción poco después de terminada la construcción. Durante las operaciones, Aguirre LLC 

inspeccionaría la tubería submarina, incluyendo un estudio de fondo, para observar las condiciones de 

superficie sobre y adyacente al derecho de paso de la tubería en busca de indicios de fugas, actividad de la 

construcción, y otros factores que afectan la seguridad y la operación (véase la sección 2.6.4). Aguirre LLC 

estaría obligado a obtener los permisos o autorizaciones correspondientes antes de iniciar cualquier 

procedimiento de mantenimiento o reparación en la tubería submarina.

Durante la operación del Terminal Marítimo de GNL, la pérdida de sustrato inducida por abrasión 

alrededor de los pilotes podría comprometer la estabilidad de los cimientos y la integridad estructural. Las 

directrices del Instituto Americano del Petróleo (API) (2011) recomiendan incluir márgenes de abrasión2

tanto para abrasión global (regional) como localizada alrededor de mangas/pilotes y desarrollar estos 

márgenes con base en los datos específicos del sitio (estudios de meteorología oceánica y de transporte de 

sedimentos). Sin embargo, las directrices también incluyen una recomendación general de por lo menos 1.5 

veces la manga (cubierta) o el diámetro del pilote para abrasión localizada. Aguirre LLC propone utilizar un 

margen de abrasión de dos veces el diámetro del pilote (5 pies [1.5 m]) para proteger contra la abrasión 

localizada. Esto equivale a un margen de abrasión de 10 pies (3 m). Además, los pilotes de acero se 

recubrirían con un material resistente a la abrasión.

De acuerdo con el impacto de la tubería propuesta y de los pilotes del Terminal Marítimo de GNL, 

llegamos a la conclusión de que el Proyecto no tendría un impacto significativo en los sedimentos del área. 

Si una parte de la tubería se construye con la técnica de perforación direccional horizontal (HDD), la 

resuspensión de sedimentos se produciría en los puntos de entrada y de salida de la HDD; sin embargo, estos 

efectos serían de corto plazo durante la construcción.

4.2.3.3 Contaminación de sedimentos

Como se discutió en la sección 4.2.2.1, se informó de bajas concentraciones de contaminantes en 

muestras de sedimentos tomadas en las proximidades del área del proyecto. Se observó que el ERL se 

excedió en lo que corresponde a total de PAH, total de DDT, arsénico, cobre y níquel. Sin embargo, haber 

sobrepasado el ERL no se considera una base definitiva para los efectos negativos, sino solo una 

consideración de inferencia de los efectos potenciales cuando se consideran en el contexto de las 

concentraciones de fondo. 

Con base en los resultados del estudio de NOAA 2008, no se espera que las actividades de 

construcción en la Bahía de Jobos causen impactos generalizados o significativos ligados a la introducción 

de contaminantes en la columna de agua mediante la resuspensión de sedimentos superficiales. La 

comunidad infaunal bentónica existente está inevitablemente expuesta a los contaminantes existentes en los 

sedimentos superficiales y no se espera que la resuspensión temporal de este material exacerbe esta 

exposición. La mayor parte de los contaminantes detectados estaban por debajo del valor de detección de 

ERL, lo que indica la ausencia de un riesgo significativo ligado a la vida marina. Por lo tanto, llegamos a la 

conclusión de que la resuspensión de estos contaminantes durante la construcción no representaría un 

impacto significativo en los recursos sensibles en el área.

 

2 El "margen de socavación" es una profundidad por debajo del fondo del mar que no se tiene en cuenta durante el diseño de los 

pilotes.Teóricamente, es la profundidad de sustrato bentónico potencialmente sujeta a socavación y, en la situación de diseño más 

desfavorable, se lo supone ausente.En otras palabras, la longitud del pilote (para soporte vertical) y el soporte de la estructura tipo jacket 

(para soporte lateral) estarían diseñados para reflejar las condiciones en que esta profundidad de material haya desaparecido a causa de la 

socavación y no pueda proporcionar soporte de base.Este procedimiento de diseño no minimiza la socavación, sino que mitiga sus efectos.
4-20

4.3 RECURSOS HÍDRICOS

4.3.1 Recursos de agua superficial mar adentro

4.3.1.1 Oceanografía física

Como se discutió en la sección 2.1, Aguirre LLC construiría el Proyecto mar adentro de Salinas, a 

lo largo de la orilla sur de la parte continental de Puerto Rico. Las instalaciones propuestas estarían en las 

aguas oceánicas abiertas del Mar Caribe y las aguas costeras de la Bahía de Jobos, al considerarse ambos 

casos como aguas marinas de acuerdo con la salinidad. Aguirre LLC construiría el Terminal Marítimo de 

GNL a aproximadamente 3 millas (4.8 km) de la Planta Aguirre y a aproximadamente 0.6 millas (1 km) más 

allá de Cayos de Barca, un cayo que separa la Bahía de Jobos del mar abierto. La ubicación de la tubería 

submarina propuesta se extiende aproximadamente 4 millas (6.4 km) desde el sitio del Terminal Marítimo 

de GNL, a través del paso de Boca del Infierno entre Cayos de Barca y Cayos Caribes, y por toda la cuenca 

de la Bahía de Jobos hasta la Planta Aguirre (véase la figura 2.1-1).

A lo largo de la costa sur de Puerto Rico, la batimetría se caracteriza por una extensa plataforma 

insular que provee aguas costeras poco profundas y se extiende hacia el exterior más de 9 millas 

(14.5 kilómetros) en algunas áreas. Más allá del borde de la plataforma, la profundidad del agua aumenta 

abruptamente a más de 1,500 pies (460 m) (NOAA, 2013a). De acuerdo con la cartografía de la batimetría 

de NOAA (NOAA, 2003), la profundidad del agua en el Terminal Marítimo de GNL propuesto oscila entre 

60 y 65 pies (18 a 20 m) en agua de baja profundidad promedio3. Las aguas oceánicas abiertas más allá de la 

Bahía de Jobos se clasifican como marinas, submareales, fondo no consolidado según cartografía de NWI 

(FWS, 1983). 

La Bahía de Jobos está en la costa centro-sur del territorio continental de Puerto Rico, entre los 

municipios de Salinas y Guayama. Según Whitall et al. (2011), la Bahía de Jobos es el segundo estuario más 

grande de Puerto Rico, al cubrir un estimado de 6,177 acres (6,361 cuerdas), y está clasificado como un 

estuario de planicie costera. Las islas se caracterizan por extensos manglares en el lado de la bahía y 

estructuras de arrecifes de coral en el lado del océano. La Bahía de Jobos ofrece un puerto natural protegido 

del viento y de las olas de alta mar por la barrera de islas situadas al oeste y una península (Punta Pozuelo) 

al este. Algunas partes de la bahía se han clasificado como una de las 28 Reservas Nacionales de 

Investigación Estuarina designadas por la NOAA. La Reserva Nacional de Investigación Estuarina de la 

Bahía de Jobos (JBNERR) abarca aproximadamente 3,300 acres (3,398 cuerdas) de ecosistemas costeros, 

una parte de los cuales serían atravesados por la tubería submarina propuesta (véase la sección 4.7.2).

Con base en la cartografía de la batimetría de la NOAA, las profundidades del agua varían según la 

ubicación, pero generalmente son de poca profundidad y oscilan entre 10 y 20 pies (de 3 a 6 m) por debajo 

del agua de baja profundidad promedio (NOAA, 2003). Los canales entre las islas de barrera son por lo 

general de menos de 4 pies (1.2 m) de profundidad, excepto en el paso de Boca del Infierno (alrededor de 13 

pies [4 m] de profundidad), entre los Cayos de Barca y Cayo Morrillo (unos 26 pies [8 m] de profundidad), 

y entre Cayo Morillo y Cayos de Pájaros (más de 26 pies [8 m] de profundidad).

El principal canal de navegación para barcos en la Bahía de Jobos es de 150 pies (46 m) de ancho 

por 27 pies (8 m) de profundidad, y se mantiene solamente en caso necesario; el último mantenimiento 

 

3 La bajamar media se define como el promedio de todos los niveles de bajamar observados en el National Tidal Datum Epoch.Para las 

estaciones con series más cortas, las comparaciones simultáneas se realizan mediante una estación de control de mareas para obtener el dato 

equivalente del National Tidal Datum Epoch (NOAA, 2013c).
4-21

realizado fue a finales de 1990 o principios de 2000 (DRNA, 2010). Desde el muelle existente en las 

inmediaciones de la Planta Aguirre, el canal se extiende al sur, suroeste y oeste-suroeste aproximadamente 

4.5 millas (7.2 km), siguiendo la línea de costa del Mar Negro, en el sector de la JBNERR. Este sector es un 

complejo de bosques de manglares-humedales en el suroeste de tierra firme de la Planta Aguirre. La tubería 

submarina propuesta sería al este del canal de navegación. 

La Bahía de Jobos cuenta con diversos hábitats marinos como manglares, marismas, marismas de 

agua salobre, praderas marinas y arrecifes de coral. Los sustratos del fondo están representados por 

afloramientos de coral y sustratos sedimentarios que pueden variar desde materiales de fondo duro hasta 

lodos blandos (Whitall, y otros, 2011). Las aguas abiertas de la Bahía de Jobos se clasifican como de 

estuario, submareal o fondo no consolidado, mediante mapeo NWI (FWS, 1983).

Vientos

El noreste del Caribe, incluido Puerto Rico, se encuentra en la periferia norte del cinturón de los 

alisios, que se asocia con los vientos del este (Field, y otros, 2003). Los vientos más fuertes se producen en 

invierno, con una ligera disminución de la fuerza durante el verano. Las velocidades del viento próximas al 

área del proyecto son moderadas, entre 13 y 27 mph (21 a 44 km/h) (véase figura 4.3.1-1).

Pueden ocurrir aumentos a corto plazo en la velocidad del viento cuando los sistemas tropicales se 

incorporan en el flujo de este a oeste y pasan a través de Puerto Rico. De acuerdo con el modelo de 

predicción metoceánica realizado para el Proyecto (Forristall, 2013), las velocidades del viento extremas de 

más de 67 mph (108 km/h) son comunes durante los pasajes de estos sistemas, con la dirección asociada que 

depende de la trayectoria de la tormenta específica. Entre 1978 y 2008, 15 huracanes cruzaron Puerto Rico, 

incluidos el huracán Georges en 1998 y el huracán José en 1999; ambos impactaron en el área del proyecto 

directamente (Field y otros, 2003). La bahía está a salvo de los efectos plenos de los vientos huracanados de 

la isla de Puerto Rico y de las islas de barrera que abarca.

Figura 4.3.1-1 Promedio anual de velocidad del viento y dirección próxima al área del proyecto

Fuente: Forristall, 2013 
4-22

Olas

Las olas a lo largo de la costa sur de Puerto Rico se producen generalmente por los vientos alisios 

del este predominantes e influenciados por la topografía y el comportamiento del viento, ya que golpea la 

barrera de islas que abarcan la Bahía de Jobos. Como las olas en alta mar se acercan a la costa de Puerto 

Rico desde el este, entran en contacto con el fondo marino, y luego se refractan y vuelven hacia la costa, 

formando una corriente litoral hacia el oeste (Field et al., 2003).

Las ondas producidas por los vientos alisios suelen oscilar entre los 3 y 5 pies (1 a 1.5 m) de altura 

en el mar abierto, con condiciones más apacibles dentro de la Bahía de Jobos (Field et al., 2003). Morelock 

y Williams (2008) describen la Bahía de Jobos como una zona de aguas tranquilas, con baja energía de 

oleaje y de flujo de corriente, características que se han atribuido a la separación física del océano abierto 

proporcionado por la barrera de islas que abarcan; sin embargo, los canales entre las islas permiten el 

intercambio de agua con el mar abierto. Se pueden formar fuertes olas en los canales más estrechos, en los 

que la energía del oleaje se concentra por la topografía del lecho. En el paso de Boca del Infierno, que sería 

atravesado por la tubería submarina, la altura de las olas se limita a menos de 2 pies (0.6 m) debido a la 

profundidad del umbral submarino.

Pueden ocurrir aumentos a corto plazo en la altura de las olas debido al pasaje de los sistemas 

tropicales (tormentas tropicales y huracanes) en las zonas de alta mar que circundan el sitio terminal 

propuesto. La Tabla 4.3.1-1 resume los valores extremos previstos de altura de las olas y los períodos de 

retorno asociados (una estimación de la frecuencia con que se producirían las condiciones dadas) en estas 

áreas durante el paso de un sistema tropical. 

TABLA 4.3.1-1

Valores extremos significativos de altura de olas en tormentas tropicales

Período de retorno (años) Altura de las olas en pies (m)

5 14.8 (4.5)

10 18.4 (5.6)

50 26.1 (8.0)

100 29.3 (8.9)

____________________

Fuente: Forristall, 2013

Corrientes y mareas

Las corrientes superficiales dentro de la bahía y el rango de marea del canal oscilan entre 0.1 y 

0.6 mph (0.3 y 1.0 km/h) y en general en dirección oeste a este, con un valor promedio de aproximadamente 

0.2 mph (0.3 km/h) observado durante todo el año (Field y otros, 2003). Las velocidades actuales son más 

altas dentro de los canales de oleaje. Los patronesactuales generalizados dentro de la Bahía de Jobos se 

representan en la figura 4.3.1-2. El tiempo medio de permanencia de una masa de agua en la Bahía de Jobos 

es de cerca de 5.5 días, con un desplazamiento medio diario de 39.9 millones de metros cúbicos (30.5 

millones de m3) (Field y otros, 2003).
4-23

Figura 4.3.1-2 Patrones generalizados de corrientes dentro de la Bahía de Jobos

Fuente: Zitello et al., 2008

Los datos actuales también se analizaron desde una boya amarrada a unas 20 millas (32 km) al oeste 

del sitio del Terminal Marítimo de GNL. La Universidad de Maine colocó la boya PR1 en 2010 y forma

parte del Sistema de Observación Oceánica Costera del Caribe (CariCOOS). Situada a una profundidad del 

agua de 56 pies (17 m) y equipada con un Trazador Doppler acústico de perfiles de corrientes (ADCP), esta 

boya mide la velocidad y dirección actuales en incrementos de 1 pie desde 6 a 52 pies (2 m a 16 m), junto 

con una serie de parámetros atmosféricos y de agua. Los datos muestran la variabilidad estacional de la 

velocidad de la corriente a través de la columna de agua; sin embargo, la dirección actual es relativamente 

constante y fluye predominantemente en dirección al suroeste durante todo el año. Lafigura 4.3.1-3 muestra 

la velocidad promedio de la corriente en toda la columna de agua durante cada temporada de 2011, 2012 y 

2013 (CariCOOS, 2014).

Propiedades físicoquímicas del agua

La temperatura y la salinidad

Mar Caribe 

Las temperaturas de la superficie del mar recogidas como parte del modelo de predicción 

metoceánica realizado para el Proyecto mostró poca variabilidad; los valores más cálidos, de 

aproximadamente 85.3 °F (29.6 °C), se producen en verano y los valores más fríos, de aproximadamente 

79.3 °F (26.3 °C), se producen en invierno (Forristall, 2013). La salinidad típica de la zona oscila entre 34.0 

partes por mil (ppt) en primavera a 36.3 ppt en otoño (Centro de Estudios Energéticos y Ambientales, 1981).

La Universidad de Puerto Rico, en nombre de Aguirre LLC, midió la temperatura y la salinidad a 

diferentes profundidades a lo largo de cuatro estudios de transectos de ictioplancton situados entre 0.5 y 2 

millas (0.8 y 3.2 km) al este del sitio propuesto para la plataforma (Universidad de Puerto Rico, 2012). Los 

resultados de esta investigación no mostraron un gradiente profundo de salinidad o temperatura. 
4-24
4-25

Bahía de Jobos

El Sistema Nacional de Reservas de Investigación Estuarina (NERRS) dirige un Programa de 

Monitoreo de todo el sistema que mide los parámetros de calidad del agua, como la temperatura, la 

salinidad, la profundidad, la turbiedad, el pH, el oxígeno disuelto, los niveles de nutrientes y la fluorescencia 

de la clorofila en cada una de las reservas (NERRS, 2014). Hay cuatro estaciones activas de monitoreo de 

calidad del agua dentro de la JBNERR; dos de ellas están cerca del área del proyecto y dos están en los 

manglares costeros del Mar Negro (alrededor de 1.5 y 2.8 millas [2.4 y 4.5 km] al oeste de PI 4). La estación 

20 se encuentra en el lado de tierra de los Cayos Caribes, aproximadamente 0.5 millas (0.8 km) al sureste de 

PI 4, y ha estado en funcionamiento desde 2002. La estación 19 se encuentra a unas 0.5 millas (0.8 km) al 

suroeste de la Planta Aguirre, donde la tubería submarina llega a tierra, y ha estado recopilando datos desde 

el año 2002. 

Según los datos de este programa, la Bahía de Jobos mantiene niveles de temperatura y salinidad 

relativamente estables. En promedio, las temperaturas máximas de verano llegan a 85.6 °F (29.8 °C) y el 

promedio de las temperaturas mínimas de invierno es de 80.2 °F (26,8 °C). La salinidad no tiene 

fluctuaciones estacionales o anuales apreciables; los datos recogidos en las estaciones 19 y 20 muestran un 

promedio de 35.3 ppt (NERRS, 2014). La Figura 4.3.1-4 identifica la ubicación de las estaciones 19 y 20, y 

proporciona un resumen de los datos de temperatura y salinidad recopilados desde 2002.

Otros parámetros

La Universidad de Puerto Rico también ha recogido datos sobre el agua de superficie para pH, 

conductividad y oxígeno disuelto, durante el estudio de campo de ictioplancton. La Tabla 4.3.1-2 resume el 

resultado de los datos de calidad del agua recogida.

TABLA 4.3.1-2

Datos de calidad del agua recogida en la vecindad del sitio propuesto para el Terminal Marítimo de GNL (mayo de 2012) a

Parámetros de calidad del agua Mínimo Máximo Media

Temperatura (°F [°C]) 82.0 (27.8) 82.2 (27.9) 82.0 (27.8)

pH 8.0 8.1 8.1 

Salinidad (ppt) 35.4 35.4 35.4 

Conductividad (μS/cm) 47,590 49,120 47,956 

Oxígeno disuelto (mg/L) 5.3 8.7 7.5

Oxígeno disuelto (porcentaje de 

saturación) 78.1 120 108 

____________________

Fuente: Universidad de Puerto Rico, 2012

a Medidas tomadas a profundidades de hasta 3 pies (1 m). 

Notas: ppt = partes por mil; μS/cm = microsiemens por centímetro; mg/L = miligramos por litro
4-26
4-27

La turbiedad es la medida de la claridad del agua y la cantidad de luz bloqueada por material 

suspendido en el agua, mientras que el total de sólidos en suspensión es la medida del peso del material por 

volumen de agua. Los materiales suspendidos incluyen sedimentos (partículas de arcilla, limo y arena), 

algas, plancton, microbios y otras sustancias, por lo general varían de tamaño entre 0.004 milímetros (mm) 

(arcilla) y 1.0 mm (arena). La turbiedad puede aumentar la temperatura del agua debido a que las partículas 

en suspensión absorben más calor que el agua clara; esto a su vez disminuye el oxígeno disuelto, lo que 

puede causar estrés biológico (EPA, 2012). Los niveles de turbiedad promedio durante 2014 en las 

estaciones NERRS 19 y 20 fueron 5 y 3 unidades nefelométricas de turbiedad, respectivamente. La 

claridad/transparencia del agua, característica que proporciona por defecto una medida de la turbidez, se 

puede medir con un disco de Secchi4. La Bahía de Jobos y sus aguas costeras adyacentes son relativamente 

poco profundas y la transparencia del disco de Secchi varía de 3 a 13 pies (1 a 4 m). Estas lecturas bajas son 

atribuibles a la presencia de niveles relativamente altos de sedimentos en suspensión y plancton (Morelock y 

Williams, 2008).

4.3.1.2 Usos y calidad del agua

Usos actuales 

Los principales usos del agua en la Bahía de Jobos y sus alrededores incluyen pesca, usos 

recreativos (por ejemplo, turismo, natación y playas, paseos en bote, buceo) y la investigación científica 

(véase sección 4.7). Las aguas de la bahía también se utilizan con fines industriales, lo que incluye el 

suministro de agua de refrigeración para la industria local (por ejemplo, la Central Aguirre) y las descargas 

de agua tratada / proceso (JCA, 2010a).

Usos designados y clasificación regulatoria 

El Reglamento de Estándares de Calidad de Agua de Puerto Rico (RECA), en su versión 

modificada, establece los usos designados que deberán ser mantenidos y protegidos para todas las aguas del 

archipiélago de Puerto Rico; la versión más reciente es de marzo de 2010 (JCA, 2010b). Los usos 

designados incluyen: 1) protección y propagación de peces, crustáceos y la vida silvestre; 2) recreación de 

contacto directo e indirecto; y 3) fuente de aguas crudas para agua potable. El RECA también identifica los 

estándares de calidad del agua que se han adoptado para proteger a cada uno de los usos designados (JCA, 

2012).

Las aguas en el área del proyecto se clasifican como Clase SB y SC. Las aguas de Clase SB 

incluyen las aguas costeras y de los estuarios que se extienden desde la zona de mareas (nivel medio del 

mar) hasta 0.3 millas (0.5 km) mar adentro que no están clasificadas como Clase SA (aguas de alta calidad o 

con valores ecológicos o recreativos excepcionales) o Clase SC. La designación de Clase SC se aplica a las 

aguas que se encuentran más allá de las aguas de Clase SB, entre 0.31 y 10.4 millas (0.5 y 16.7 km) mar 

adentro (JCA, 2012). Sobre la base de estos límites geográficos, la tubería submarina cruzaría las aguas 

tanto de clase SC como SB en la Bahía de Jobos, mientras que la plataforma GasPort y la sección de la 

tubería en el Mar Caribe estarían totalmente en aguas clase SC. 

Las aguas de Clase SB están designadas para recreación de contacto primario y secundario, y para 

la propagación y preservación de especies deseables, lo que incluye especies amenazadas y en peligro de 

extinción. Las aguas de Clase SC del área del proyecto están designadas para recreación de contacto 

 

4 Un disco de Secchi es un disco blanco y negro, de aproximadamente 12 pulgadas (30 cm) de diámetro, que se sumerge manualmente en el 

agua hasta la profundidad en la que desaparece de la vista.
4-28

primario entre 0.3 y 3.0 millas (0.5 y 4.8 km) mar adentro, para la recreación de contacto secundario entre 

3.0 y 10.4 millas (4.8 y 16.7 km) mar adentro, y para la propagación y preservación de especies deseables, 

lo que incluye especies amenazadas y en peligro de extinción, por toda la zona. 

Estándares y evaluación de la calidad del agua

Sobre la base de las normas RECA, no se puede agregar calor a ninguna de las aguas de Puerto Rico 

que causarían que la temperatura de cualquier sitio excediera los 90 °F (32 °C), excepto por causas naturales 

(JCA, 2010b). Con respecto al oxígeno disuelto, las aguas de Clase SB no pueden contener menos de 5 

mg/L y las aguas de clase SC no deberán contener menos de 4 mg/L, excepto cuando este valor esté 

deprimido debido a causas naturales. El estándar de turbiedad para las aguas de clase SB y SC no debe 

superar las 10 unidades de turbiedad nefelométricas, excepto por causas naturales. 

A los efectos de las evaluaciones bienales de calidad de agua según las Secciones 305 (b) y 303 (d) 

de la CWA, la Bahía de Jobos y las aguas costeras adyacentes están en el sector Sur de la Región Litoral 

Costera de la Unidad de segmentación costera (PRSC34) (JCA , 2010a). El más reciente informe integrado 

aprobado JCA 305 (b) y 303 (d) (JCA, 2010a) incluye las aguas del PRSC34 como categoría 5 (no 

cumplimiento) para recreación de contacto primario y los estándares de vida acuática en ciertas estaciones, y 

de la categoría 1 (cumplimiento pleno) para usos de contacto secundario (natación recreativa, pesca y paseos 

en bote). 

Para un cuerpo de agua que se designe en la Categoría 5, al menos una norma de calidad del agua 

no se ha alcanzado (deterioro o no apoyo de los usos designados). El no cumplimiento dentro de PRSC34 

para contacto primario está causado por conteos elevados de coliformes fecales y enterococos. El no 

cumplimiento para el uso de vida acuática es causado por desequilibrios del pH, niveles bajos de oxígeno 

disuelto y turbidez elevada. Las fuentes de contaminación en PRSC34 incluyen las principales fuentes 

puntuales industriales, escorrentía agrícola, escorrentía urbana, sistemas de aguas residuales y embalses 

aguas arriba (JCA, 2010a).

4.3.1.3 Impactos generales y mitigación

Plataforma de atraque en alta mar

La construcción de la plataforma de atraque en alta mar implicaría la colocación y el manejo de 

pilotes profundos en el fondo marino para proporcionar una base para el muelle y las estructuras de amarre. 

Aguirre LLC llevaría 13 estructuras de pilotes al fondo marino, incluidos 9 pilotes principales con camisas 

de acero tubulares y 4 pilotes tri/quad sin camisas (véase sección 2.3.1). Estas actividades provocarían el 

desplazamiento de los sedimentos del fondo marino y la resuspensión de sedimentos en la columna de agua. 

La colocación de las camisas de acero sobre el fondo marino y la posterior instalación del pilote podrían 

causar la mayor parte de la perturbación de los sedimentos. La inserción de los pilotes en el fondo marino 

desplazaría directamente un volumen correspondiente de sustrato y las vibraciones causadas por un martillo 

vibratorio o de impacto podrían desalojar y provocar la resuspensión del material circundante.

La cantidad de material resuspendido generado por la instalación de la camisa y el pilote, y su 

distribución a través del tiempo y el espacio, dependerá principalmente de la duración y la fuerza vibratoria 

de la piloteadora, la profundidad por debajo del fondo marino a la que serían impulsados los pilotes, y el 

tamaño del grano. La colocación de anclajes de amarre y cadenas para asegurar la plataforma de atraque 

también causaría alguna resuspensión de sedimentos. De acuerdo con la profundidad del mar (60 a 65 pies 

[18 a 20 m]) en relación con la construcción del calado de las embarcaciones (por lo general, menos de 25 

pies [8 m]) que se operarían en el sitio de la plataforma de atraque en alta mar, no esperamos que las 
4-29

embarcaciones para la construcción produzcan una perturbación significativa de sedimentos debido al 

anclaje, el lavado de hélice o las operaciones de toma y descarga de agua.

Los niveles de turbiedad en las zonas adyacentes a las actividades de construcción probablemente 

excederían las normas RECA. Sin embargo, estos impactos serían temporales y localizados, y los 

sedimentos del curso caerían rápidamente de suspensión y se volvería a los niveles de turbiedad anteriores 

después de que la construcción se hubiese completado. AAsimismo, dada la extensión no confinada del 

medio ambiente oceánico en el que se producirían las actividades de construcción, la uniformidad 

topográfica y estructural del fondo marino en la zona, y la falta de fuentes evidentes de contaminación, la 

resuspensión temporal de sedimentos y la turbiedad elevada asociada causarían un impacto a corto plazo 

sobre la calidad del agua, pero creemos que este impacto no sería significativo.

Tubería submarina

Como se explica en la sección 2.3.3, Aguirre LLC propone ubicar su tubería submarina de 4.0

millas de largo (6.4 km) directamente en el fondo marino, y posteriormente enterrar la mayor parte de la 

tubería utilizando chorros de agua. Los sedimentos perturbados durante la colocación de tuberías se 

resuspenderían en la columna de agua y serían transportados por las corrientes. Si una parte de la tubería se 

construye utilizando la técnica de HDD (ver sección 4.5.2.4), la sedimentación también se produciría en los 

puntos de entrada y salida de la HDD: estos efectos serían temporales y desaparecerían después de la 

construcción. LOtras actividades de construcción, tales como el barrenado y el funcionamiento de las 

barcazas de perforaciónintroducirían sedimento en la columna de agua.

Los efectos de las actividades de construcción de la tubería en los niveles de turbiedad variarían con 

la duración y la gravedad de la perturbación, la composición de tamaños de grano y las tasas de 

reasentamiento. Según las tasas de sedimentación rápida, podemos concluir que las actividades de 

construcción en las zonas con sedimentos gruesos (exterior de la Bahía de Jobos hasta el Terminal Marítimo 

de GNL) tendrían solo impactos menores sobre la calidad del agua asociado con aumentos a corto plazo y 

localizados de la turbiedad. Como se mencionó anteriormente en la sección 4.2.3.2, la construcción a lo 

largo del resto de la ruta de la tubería resulta en una turbiedad más amplia debido a las tasas de 

reasentamiento prolongadas de los sedimentos más finos que se encuentran en esa parte de la bahía. En 

ambos casos, la naturaleza temporal y secuencial de las actividades de instalación de la tubería sería limitar

el alcance temporal y espacial de la turbidez y resuspensión de sedimentos. Como tal, todo impacto sobre la 

calidad del agua que fuera global sería relativamente a corto plazo y de menor importancia.

Retiros y descargas de agua relacionados con la construcción

Plataforma de atraque en alta mar 

La construcción de la plataforma de atraque en alta mar podría implicar el uso de múltiples 

embarcaciones de apoyo, incluidas barcazas de transporte de materiales, remolcadores, buques de 

tripulación/suministro, un buque de apoyo de buceo y una barcaza grúa. Los buques más grandes pueden 

requerir la toma de agua de mar para el lastre y todos los buques requerirán la captación y descarga de agua 

de mar para la refrigeración del motor. Esas captaciones y vertidos serían localizados, temporales e 

intermitentes, y llegamos a la conclusión que no tendrían ningún impacto significativo en la calidad 

ambiental del agua.

Tubería submarina

Según los reglamentos del Departamento de Transporte (49 CFR 192), Aguirre LLC tiene la 

obligación de verificar la integridad de la tubería asociada con las instalaciones del Proyecto, antes de 
4-30

ponerlo en servicio, por medio de la realización de la prueba hidrostática. Esta prueba consiste en llenar la 

tubería con agua, presurizarla y a continuación revisar si se produjeron pérdidas de presión debido a fugas 

en la tubería. Aguirre LLC bombearía el agua del mar para probar en la tubería, utilizando bombas de alto 

volumen portátiles, en la barcaza para la colocación de las tuberías submarinas que está en alta mar. La tasa 

de ingreso sería de entre 14,900 y 22,500 galones por hora (de 56 a 85 m

3

por hora [m3/h]). La toma de agua 

sería de unos 6 metros bajo la superficie y estaría equipada con un tamiz de 100 micras para evitar la 

captación de organismos. Las pruebas hidrostáticas requerirían de unos 240,000 galones de agua (909 m

3

) 

para llenar la tubería y completar una prueba hidrostática. Aguirre LLC no prevé la necesidad de más de un 

examen completo, aunque puede ser necesaria cierta reposición de agua si las conexiones o bridas aisladas 

deben ser despresurizadas y vueltas a apretar. No se anticipan pérdidas de consumo, cambios de temperatura 

ni tratamiento biocida del agua de ensayo.

Tras la realización de la prueba hidrostática, la tubería será vaciada, limpiada y purgada con 

nitrógeno o aire para prepararla para la recepción de gas natural. Aguirre LLC filtraría toda el agua de 

prueba a través de un sistema de filtro de 100 micrones antes de descargarla en el enfoque de línea de costa 

de la tubería en la Bahía de Jobos. La descarga se dirige a través de un tubo asegurado de casi 6 pies (1.8 m) 

por debajo de la superficie del agua de la bahía para minimizar la alteración de la superficie. Para reducir la 

velocidad de descarga y minimizar la resuspensión de sedimentos en el punto de descarga, Aguirre LLC 

atribuiría una cabeza difusora al tubo de descarga durante las operaciones de deshidratación. Teniendo en 

cuenta la descarga subterránea y el uso de un difusor y de un filtro de 100 micrones durante la extracción y 

la descarga, y que no se producen cambios en el volumen o temperatura del agua, no esperamos un impacto

sobre la calidad del agua relacionado con las pruebas de captación o descarga de agua. Además, Aguirre 

LLC obtendría todos los permisos y autorizaciones necesarios para llevar a cabo pruebas hidrostáticas. 

Además de pruebas hidrostáticas, la construcción del gasoducto submarino requeriría el uso de 

varias embarcaciones de apoyo marino, entre ellas, un barco de transporte de tuberías, un remolcador, una 

barcaza para la colocación de las tuberías submarinas, un barco de buceo, un barco de personal y suministro, 

y varias naves más pequeñas. Durante la construcción, algunas embarcaciones pueden requerir captar y 

descargar agua de mar para refrigerar el motor. Estas captaciones y descargas serán localizadas, temporales 

e intermitentes, y no se espera que tengan un impacto significativo en la calidad del agua del 

medioambiente.

Extracciones de agua relacionadas con el funcionamiento de los equipos 

De los cuatro componentes principales de la instalación del proyecto (es decir, la unidad flotante de 

almacenamiento y regasificación, la transportadora de GNL, la plataforma de atraque en alta mar y el 

gasoducto submarino), solo la unidad flotante de almacenamiento y regasificación y los transportadores de 

GNL realizarían operaciones relacionadas con la extracción de agua. La plataforma de atraque en alta mar 

no estaría equipada con sus propios sistemas de extracción; en vez de eso, recibiría agua a través de los 

sistemas de unidades flotantes de almacenamiento y regasificación (FSRU, por sus siglas en ingles). A

continuación se describen los perfiles de extracción de agua, los impactos y la mitigación de la FSRU y la 

transportadora de GNL.

Unidad flotante de almacenamiento y regasificación

Las operaciones de rutina requerirían el uso de agua de mar, ya sea que la FSRU esté en modo de 

espera o de vaporización. Estas operaciones incluirían el mantenimiento de los sistemas de enfriamiento 

principales y auxiliares de la embarcación, la regulación de las aguas de lastre, la provisión de una cortina de 

agua de seguridad durante la transferencia de GNL y la regasificación y el mantenimiento de un sistema de 

desalinización para proporcionar agua dulce para usos sanitarios y de alojamiento. Los usos no rutinarios del 

agua de mar incluyen el mantenimiento de los sistemas principales de agua de lluvia y contra incendios, los 
4-31

cuales funcionarían con bombas especiales con una capacidad de caudal aproximada de 232,000 a 238,000 

galones por hora (880 a 900 m

3

/h).

El uso normal de agua de la FSRU ascendería aproximadamente a 56 millones de galones diarios 

(mgd) (211,800 m

3

por día [m3/día]) de agua de mar, incluidos 53 mgd (200,600 m

3

/día) para permitir la 

refrigeración de la maquinaria por medio de la operación del condensador principal y los sistemas auxiliares 

de refrigeración de agua de mar, 0.6 mgd (2,270 m

3

/día) para generar la cortina de agua de seguridad, y 

2 mgd (7,200 m

3

/día) para el agua de lastre. Toda el agua utilizada para estos fines se descargaría de nuevo

en el océano circundante. Aproximadamente 0.3 mgd (1,135 m

3

/día) se utilizarán en el sistema de 

generación de agua dulce de la FSRU, de los cuales se consumirán 0.03 mgd (115 m

3

/día). La tabla 4.3.1-3 

resume los requisitos de volumen estándar esperados de captación (y descarga).

TABLA 4.3.1-3

Resumen del uso estándar del agua para captación y descarga de la FSRU a

Instalaciones

Captación de agua de mar de la 

FSRU

(mgd [m3/día])

Descarga de agua de mar de la FSRU

(mgd [m3/día])

Sistema principal de refrigeración del 

condensador 47.0 (177,900) 47.0 (177,900)

Sistema auxiliar de refrigeración de agua 

de mar 6.0 (22,700) 6.0 (22,700)

Cortina de agua de seguridad 0.6 (2,270) 0.6 (2,270)

Agua de lastre 1.9 (7,200) 1.9 (7,200) b

Generador de agua dulce 0.3 (1,135) 0.27 (1,020)

Total 55.8 (211,205) 55.77 (211,085)

____________________

a Sobre la base de un funcionamiento continuo estándar de una FSRU Excelerate Energy de regasificación con bucle 

cerrado.

b Descarga basada en la tasa de carga y las necesidades de compensación de flotabilidad de la FSRU.

Toda el agua utilizada para las operaciones de la FSRU se captaría a través de cuatro cajas de mar 

en los laterales de la embarcación: alta de estribor, baja de estribor, alta de babor y baja de babor. Cada caja 

de mar obtendría agua a través de una serie de rejillas. Para las cajas de mar altas, aproximadamente a 22.8 

pies (7 m) por debajo de la superficie del océano, habrá cuatro rejillas en el lado de estribor y ocho en el 

lado de babor; en cuanto a las cajas de mar bajas, a unos 37.4 pies (11.4 m) por debajo de la superficie del 

océano, habrá seis rejillas en el lado de estribor y ocho en el lado de babor.

Cada rejilla metálica de las cajas de mar tendrá ranuras de 0.87 pulgadas (2.2 cm) de diámetro entre 

sus barras. Las cajas altas de mar tendrán un área abierta de 8.2 pies cuadrados (0.8 metros cuadrados [m2]) 

por rejilla y un área abierta total de 98.4 pies cuadrados (9.1 m

2

). Las cajas bajas de mar tendrán una 

apertura de 6.9 pies cuadrados (0.6 m

2

) por rejilla y un área abierta total de 96.6 pies cuadrados (9.0 m

2

). El 

área abierta total de las cuatro cajas de mar será de 195 pies cuadrados (18.1 m

2

). Se captará el agua de mar 

horizontalmente a través de las cajas altas de mar y verticalmente a través de las bajas. En condiciones 

normales de uso del agua, se calcula que la velocidad del agua a través de la pantalla que entra en las cajas 

de mar sería de aproximadamente 0.45 ft/s (0.14 m/s), lo que se encuentra apenas por debajo del umbral de 

velocidad superior de 0.5 ft/s (0.15 m/s) recomendado como la mejor tecnología disponible para minimizar 

el impacto sobre los organismos acuáticos (EPA, 2001). Los impactos potenciales de la captación de agua 

de la FSRU sobre los organismos marinos se analizan con más detalle en las secciones 4.5 y 4.6.

La FSRU hará circular el agua que pasa por las cajas de mar a través de los cinco sistemas 

operativos principales de la embarcación (condensador principal de refrigeración, refrigeración auxiliar de 

agua de mar, cortina de agua, generador de agua dulce y tratamiento sanitario y de alojamiento) y la 
4-32

descargará en varias ubicaciones de salida a lo largo de la cubierta y el casco. El volumen de consumo del 

generador de agua dulce se utilizaría para alimentar el sistema sanitario y el suministro de agua de 

reposición para la caldera y de agua potable. El agua excedente una vez consumida la necesaria para las 

operaciones se descargará como parte del efluente del generador de agua dulce.

La captación de agua de mar de la FSRU representará un volumen de agua insignificante en 

relación con el océano circundante. Como referencia, los 56 mgd (211,800 m

3

/día) de volumen total de agua 

extraída representan el agua contenida en una sección del mar Caribe de aproximadamente 195 pies cúbicos 

(5.5 m

3

) en las proximidades del Terminal Marítimo.

Transportadora de GNL

Durante la descarga de GNL en el Terminal Marítimo, la transportadora de GNL tomará agua de 

mar como lastre para mantener la estabilidad. Cada transportadora de GNL tomará agua de lastre a través de 

las cajas de mar de la embarcación durante un tiempo estimado de entre 25 y 72 horas. No se descargará 

agua de lastre de manera intencional de la transportadora de GNL mientras se encuentre en el Terminal 

Marítimo. Por lo normal, el agua de lastre solo se descarga durante las operaciones de carga en un terminal 

de exportación de GNL o en intercambios de agua de lastre en medio del océano durante el tránsito. El agua 

de lastre puede tratarse con cloro para eliminar la incrustación biológica en los sistemas de refrigeración de 

la maquinaria, las bombas de toma de agua y las tuberías.

La transportadora de GNL que descargue GNL también necesitaría agua de refrigeración para los 

motores generadores de energía eléctrica para las bombas de descarga y otros sistemas de a bordo. Los 

motores de las embarcaciones están encendidos mientras están atracados. Por lo tanto, la transportadora de 

GNL necesitaría agua de refrigeración durante todo el tiempo que permanezcan amarradas (un tiempo 

estimado de entre 41 y 88 horas).

El tamaño de las transportadoras de GNL que lleguen al Terminal Marítimo de GNL puede variar 

desde 33 hasta 57 millones de galones de GNL (125,000 a 217,000 m

3

) y ser accionadas por un motor diésel 

o de turbina de vapor. La mayoría de las embarcaciones más pequeñas son accionadas mediante turbina de 

vapor (CH2M Hill, 2008), por lo que utilizan más agua de refrigeración que los motores diésel.

Las estimaciones cuantitativas de Aguirre LLC para el uso del agua de las transportadoras de GNL 

se obtuvieron a partir de tres fuentes: la Declaración de impacto ambiental definitiva de Jordan Cove 

(FERC, 2009), la DIA final de Broadwater LNG (FERC, 2008) y la información proporcionada por Oregon 

GNL en su postulación a la FERC (CH2M Hill, 2008). Las tasas de toma de agua de refrigeración estimadas 

variaron entre un mínimo de 0.3 millones de galones por hora (mgh) (1250 m

3

/h), con base en 

embarcaciones con motores diésel que utilizan energía adicional de instalaciones en tierra, y un máximo de 

2.6 mgh (9800 m

3

/h). Del mismo modo, las tres fuentes indican una variación significativa en las tasas de 

toma de agua de lastre entre 0.7 y 1.0 mgh (2600 a 3900 m

3

/h). La tabla 4.3.1-4 resume los rangos 

potenciales de agua de lastre de refrigeración y de captación, volúmenes y duraciones para la transportadora 

de GNL. Aguirre LLC indicó que, en función del tipo y el tamaño de la transportadora de GNL de la flota 

actual, es muy posible que las estimaciones más altas en cada caso sean representativas del Proyecto.
4-33

TABLA 4.3.1-4

Estimaciones de cantidad de uso y captación de agua de los transportadores de GNL en el Terminal Marítimo de GNL

Rango

Tiempo 

para 

descargar 

(horas)

Tiempo 

total en el 

AOGP 

(horas)

Captación de 

agua de lastre 

(mgh [m3/h]) a, b

Volumen de 

lastre (millones 

de

galones [m3])

Captación de 

agua para 

refrigeración 

(mgh [m3/h])

Volumen de 

refrigeración 

(millones de 

galones [m3])

Volumen Total de 

captación 

(millones de 

galones [m3])

Bajo 25 41 0.7 (2,600) 17.2 (65,100) 0.3 (1,250) 13.5 (51,100) 30.7 (116,200)

Alto 72 88 1.0 (3,900) 74.2 (280,900) 2.6 (9,800) 227.8 (862,300) 302.0 (1,143,200)

____________________

a

Toda la captación de agua de lastre se produce durante la descarga.

b Valor bajo de la FERC, 2009; valor alto de la FERC, 2008.

Las transportadoras de GNL requerirían aproximadamente entre 17.2 y 74.2 millones de galones 

(entre 65,100 y 280,900 m

3

) de agua como lastre durante la descarga en el Terminal Marítimo. El volumen 

de toma de agua de refrigeración total sería aproximadamente de entre 13.5 y 227.8 millones de galones 

(entre 51,100 y 862,300 m

3

) durante la entrega de GNL. Por lo tanto, la toma de agua para lastre y 

refrigeración para cada entrega de GNL sería de entre aproximadamente 31 y 302 millones de galones (entre 

116,200 y 1,143,200 m

3

).

La captación de agua de mar de la transportadora de GNL en la terminal representaría un volumen 

de agua insignificante en relación con el mar circundante. Como referencia, el máximo de 302 millones de 

galones (1,143,200 m

3

) requerido de agua de lastre y refrigeración representa el agua contenida en una 

sección del mar Caribe de aproximadamente 340 pies cúbicos (9.6 m

3

) en las proximidades del Terminal 

Marítimo.

Descarga de agua relacionada con el funcionamiento de los equipos

De los cuatro componentes principales de la instalación del proyecto (es decir, la unidad flotante de 

almacenamiento y regasificación, la transportadora de GNL, la plataforma de atraque en alta mar y el 

gasoducto submarino), solo la unidad flotante de almacenamiento y regasificación y la transportadora de 

GNL realizarían operaciones relacionadas con la descarga de agua. La plataforma de atraque en alta mar 

será servida a través de los sistemas de unidades flotantes de almacenamiento y regasificación. El agua 

caliente de los sistemas de refrigeración de motores de la unidad flotante de almacenamiento y 

regasificación representaría la descarga principal de agua durante el desarrollo de las operaciones. Las 

descargas de los transportadores de GNL tendrían un volumen similar a las descargas de la unidad flotante

de almacenamiento y regasificación, pero con un aumento de temperatura menor con relación a la 

temperatura ambiente del mar.

La descarga de agua tiene el potencial de tener impacto en la calidad del agua del medioambiente y 

las comunidades bióticas en donde los parámetros no cumplen las normas y umbrales reconocidos, por lo 

general manifestados en los reglamentos y las condiciones del permiso. ELas normas de temperatura son 

departicular importancia aquí, en función de la magnitud de las descargasde agua de enfriamiento previsto

de las Unidades Flotantes de Almacenamiento y Regasificación y las transportadoras de GNL. Las normas 

sobre el exceso de cloro también son relevantes porque una de las descargas se trataría con hipoclorito de 

sodio como desinfectante sanitario. La temperatura y los niveles de cloro elevados pueden producir efectos 

subletales o letales sobre la biota marina, según la magnitud y duración del aumento. Pueden ocurrir efectos

similares si hay otros contaminantes, tales como aceite, grasa y partículas de metal, presentes en el agua de 

la descarga. 
4-34

Unidad flotante de almacenamiento y regasificación

Durante las operaciones de rutina, la FSRU operaría con seis salidas permitidas (de 001 a 006) y 

salidas de lastre separadas. En las siguientes secciones se resumen las fuentes de descarga para cada una de 

las salidas (que corresponden a la utilización y/o derivación funcional de agua descargada, y no 

necesariamente a las ubicaciones de descarga reales). 

Salida 001: Principal descarga de agua de refrigeración del condensador 

La FSRU utilizaría el vapor de las calderas de a bordo para hacer funcionar los generadores 

principales de turbinas y turbogeneradores que proporcionan energía al sistema de propulsión de la 

embarcación, al sistema de generación eléctrica y los sistemas auxiliares. Durante el paso de la embarcación, 

que se produciría cuando la FSRU parteen primera instancia hacia el Terminal Marítimo de GNL y luego de 

forma intermitente, se utilizaría agua de mar para enfriar y condensar el vapor de escape en el condensador 

principal de la embarcación, permitiendo así que se disipe el calor. El mismo sistema de refrigeración del 

condensador principal operaría durante la transferencia de GNL y las operaciones de regasificación en el 

Terminal Marítimo de GNL.

El principal sistema de refrigeración del condensador de la FSRU requeriría captar y descargar 

aproximadamente 47 mgd (177,900 m

3

/día) de agua de mar durante los períodos de uso normal de la 

capacidad de agua en relación con la transferencia de GNL y la regasificación. El agua de toma de agua 

circularía a través del sistema de refrigeración antes de la descarga a través de una tubería de un diámetro de 

55 pulgadas (1.4 m) (Salida 001) en la parte lateral de la embarcación, entre 17.4 y 24.3 pies (5.3 a 7.4 m) 

por debajo de la superficie del océano.

Se utilizó el modelo JETLAG / VISIJET (JETLAG) (Lee and Cheung, 1990; Lee and Chu, 2003; 

Choi and Lee, 2007) para predecir y analizar las características espacio-temporales de la pluma térmica 

asociada con la descarga del sistema de refrigeración del condensador principal. Los parámetros que se 

tuvieron en cuenta al realizar el modelo son la frecuencia y el volumen de descarga de agua (impulso), las 

características de disipación térmica y las dimensiones del puerto de salida.

Se utilizó una elevación en la temperatura del agua de 21.6 °F (12.0 °C) superior a la ambiente 

(85.3 °F [29.6 °C]) para modelar la zona de mezcla propuesta5para la Salida 001. Este aumento de 

temperatura se estimó de acuerdo con los registros de operación para el Northeast Gateway Energy Bridge 

Project (los mejores datos disponibles para estimar la diferencia de temperatura), que mostró un menor 

cambio de ambiente (4.7 ° F [2.6 ° C]) debido a la existencia de agua de menor temperatura (EPA, 2007). 

Aguirre LLC supone que este diferencial de temperatura (delta t) representaría la diferencia asociada con la 

descarga de agua de refrigeración de la FSRU del Proyecto. Al aplicar un delta t de 21.6 °F (12.0 °C), la 

temperatura máxima de descarga de la Salida 001 se estimó en 106.9 °F (41.6 °C). Esta temperatura máxima 

se comparó con un valor térmico de 90 °F (32 °C), que es el umbral ambiente de la JCA que ninguna 

adición de agua a temperatura superior puede superar, a no ser por causas naturales o por el establecimiento 

de una zona de mezcla permitida (JCA, 2010b). Se utilizaron estos datos para el cálculo de la zona de 

mezcla, con un resultado de un radio6de 135 pies (41 m) desde el puerto de salida, según las directrices de 

la EPA (EPA, 1991). Aguirre LLC presentó su solicitud para una zona de mezcla provisional a la EPA y la 

 

5 Una zona de mezcla es una zona de impacto asignada donde se pueden superar los criterios de calidad del agua durante el tiempo en que se 

evitan las condiciones de toxicidad aguda (EPA, 1991).

6 Calculado sobre la base de 50 veces la escala de longitud de vertido (2.7 pies [0.82 m]), que es la raíz cuadrada del área de sección 

transversal de la salida de descarga (EPA, 1991).
4-35

JCA el 16 de mayo 2014 (Tetra Tech, 2014f). Asimismo, Aguirre LLC supervisaría la temperatura de 

descarga durante las operaciones para asegurarse de que cumpla con el permiso del Sistema Nacional de 

Eliminación de Deshechos Contaminados (NPDES, National Pollutant Discharge Elimination System) para 

el Proyecto y el umbral de temperatura del ambiente de la JCA.

En la Tabla 4.3.1-5 se resume el resultado de la realización del modelo JETLAG para las 

situaciones "sin corriente" y de "corriente mínima" (0.3 ft/s [0.1 m/s]). En el marco de la situación "sin 

corriente", se calculó una distancia horizontal máxima de 33.7 pies (10.3 m)7y una profundidad máxima de 

22.8 pies (6.9 m) para alcanzar el criterio de temperatura de 90 °F (32 °C) desde el puerto de descarga. 

Cuando se modeló con una corriente mínima, el criterio de temperatura se alcanzó a una distancia horizontal 

máxima de 25.4 pies (7.8 m) y una profundidad vertical máxima de 23.4 pies (7.1 m). Por lo tanto, se espera 

que el aumento neto de la carga térmica tenga solo un efecto localizado sobre la calidad del agua, dentro del 

límite de la zona de mezcla de 135 pies (41 m). Se prevé que la pluma se disipe por debajo del casco de la 

FSRU y no llegue al fondo marino.

TABLA 4.3.1-5

Perfil de alcance del criterio de temperatura de la pluma térmica de la Salida 001 de la FSRU según el modelo JETLAG

Caso

Profundidad 

de descarga 

(pies [m])

Velocidad 

ambiente 

(pies/s [m/s])

Criterio de 

temperatura

(°F [°C])

Distancia horizontal 

para alcanzar el 

criterio

(pies [m])

Profundidad del 

agua para 

alcanzar el 

criterio

(pies [m])

Contacto de la 

pluma con el 

fondo marino

1 17.4 (5.3) 0 90 (32) 33.7 (10.3) 15.9 (4.8) No

2 20.8 (6.4) 0 90 (32) 33.7 (10.3) 19.3 (5.9) No

3 24.3 (7.4) 0 90 (32) 33.7 (10.3) 22.8 (6.9) No

4 17.4 (5.3) 0.3 (0.1) 90 (32) 25.4 (7.8) 16.6 (5.0) No

5 20.8 (6.4) 0.3 (0.1) 90 (32) 25.4 (7.8) 20.0 (6.1) No

6 24.3 (7.4) 0.3 (0.1) 90 (32) 25.4 (7.8) 23.4 (7.1) No

Según el Sistema Nacional de Eliminación de Descargas Contaminantes (NPDES, por sus siglas en 

inglés), una zona de mezcla permitida protegería intrínsecamente la calidad del agua en toda la zona y las 

descargas térmicas de la Salida 001 (y la Salida 002), ya que tendrían que cumplir con los requisitos 

reglamentarios correspondientes. El funcionamiento de la FSRU tendría la autorización de la EPA (la 

autoridad del NPDES en Puerto Rico) solo si la zona de mezcla modelada cumple con estos requisitos.

Para evitar la macrocontaminación (macrofouling) de los sistemas de toma de agua cruda de la 

FSRU, ésta utilizaría su sistema de protección de crecimiento marino (MGPS) con ánodo de cobre y 

aluminio a bordo. El sistema comprende un ánodo de cobre junto a un ánodo de aluminio montados en línea 

con el sistema de captación de agua de mar, conectado a una caja de control que emite una corriente 

eléctrica directa a los ánodos. Este sistema permite una liberación controlada de iones de cobre y aluminio 

que recubre las tuberías de agua de mar de la FSRU y evita las incrustaciones de organismos marinos, inhibe 

la corrosión, y produce un aumento del funcionamiento operativo. El MGPS liberaría, en promedio, 2 partes 

de iones de cobre por mil millones (ppb) en el comienzo del sistema, que se encuentra por debajo del 

estándar de calidad del agua Clase SB/SC de JCA de 3.73 ppb para la descarga de cobre. Se espera que los 

niveles de cobre sean inferiores a 2 ppb en el lugar de descarga debido a los iones de cobre que recubren las 

paredes de la tubería FSRU.

 

7 Todas las mediciones lineales para plumas termales en esta sección se basan en la distancia con respecto al puerto de salida.
4-36

Salida 002: Descarga de agua de refrigeración auxiliar 

Aguirre LLC utilizó el modelo JETLAG para determinar la pluma del vertidotérmico asociado con 

la descarga de agua de refrigeración auxiliar de la Salida 002. Con base en una FSRU similar que se 

encuentra actualmente en funcionamiento, se supuso un delta t de 11.0 °F (6.5 °C) por encima de la 

temperatura ambiente. Como tal, a una temperatura ambiente de 85.3 °F (29.6 °C), la temperatura de 

descarga máxima calculada en la Salida 002 es de 96.3 °F (35.7 °C). La zona de mezcla se modeló para que 

sea de un radio de 47.5 pies (14.5 m) 8desde la salida, según las directrices de la EPA (EPA, 1991). Aguirre 

LLC presentó su solicitud para una zona de mezcla provisional a la EPA y la JCA el 16 de mayo de 2014 

(Tetra Tech, 2014f).

El resultado de la utilización del modelo JETLAG para las situaciones "sin corriente" y de 

"corriente mínima" (0.3 ft/s [0.1 m/s]) se resumen en la Tabla 4.3.1-6. En el marco de la situación "sin 

corriente", se calculó una distancia horizontal máxima de 5.0 pies (1.5 m) y una profundidad máxima de 

27.3 pies (8.4 m) para alcanzar el criterio de temperatura de 90 °F (32 °C). Con una corriente mínima de 

0.3 ft/s (0.1 m/s), se predijo una distancia horizontal máxima de 4.1 pies (1.3 m) y una profundidad máxima 

de 27.3 pies (8.4 m) para alcanzar el criterio de temperatura de 90 °F (32 °C). Por lo tanto, se espera que el 

aumento neto de la carga térmica tenga solamente un efecto localizado sobre la calidad del agua, dentro del 

límite de la zona de mezcla de 47.5 pies (14.5 m). Se prevé que la pluma se disipe por debajo del casco de la 

FSRU y no llegue al fondo marino. En la Tabla 4.3.1-6 se resumen los parámetros de pluma desarrollados 

bajo las situaciones "sin corriente" y de "corriente mínima".

TABLA 4.3.1-6

Perfil de alcance del criterio de temperatura de la pluma térmica de la Salida 002 de la FSRU

Según el modelo JETLAG

Caso

Profundidad 

de descarga 

(pies [m])

Velocidad 

ambiente 

(pies/s [m/s])

Criterio de 

temperatura

(°F [°C])

Distancia horizontal 

para alcanzar el 

criterio

(pies [m])

Profundidad del agua 

para alcanzar el 

criterio

(pies [m])

Contacto de 

la pluma con 

el fondo 

marino

1 20.4 (6.3) 0 90 (32) 5.0 (1.5) 20.4 (6.3) No

2 23.9 (7.4) 0 90 (32) 5.0 (1.5) 23.9 (7.4) No

3 27.3 (8.4) 0 90 (32) 5.0 (1.5) 27.3 (8.4) No

4 20.4 (6.3) 0.3 (0.1) 90 (32) 4.1 (1.3) 20.4 (6.3) No

5 23.9 (7.4) 0.3 (0.1) 90 (32) 4.1 (1.3) 23.9 (7.4) No

6 27.3 (8.4) 0.3 (0.1) 90 (32) 4.1 (1.3) 27.3 (8.4) No

Salida 003 A (babor) y B (estribor): Cortina de agua 

Por razones de seguridad, se trata de una práctica común para la mayoría de los buques de gas 

natural licuado para mantener un flujo constante de agua, lo que se conoce como una "cortina de agua", 

sobre la cubierta y el casco de la embarcación durante la transferencia de GNL o de regasificación. En caso 

de una fuga de gas natural licuado durante estas operaciones, la presencia de la cortina de agua ayuda a 

proteger el casco de metal de cualquier agrietamiento o tensión potencial. El FSRU utilizaría agua de mar 

que se retira por las cajas alta y baja de mar a estribor y a babor, que se bombea sobre la cubierta de la 

FSRU, con flujo de agua de aproximadamente 0.6 mgd (2,270 m

3

/día), y luego se descarga sobre los lados

de babor y estribor de la embarcación en forma de escorrentía. Como se mencionó anteriormente, el agua en 

 

8 Calculado sobre la base de 50 veces la escala de longitud de vertido (0.95 pies [0.29 m]), que es la raíz cuadrada del área de sección 

transversal de la salida de descarga (EPA, 1991).
4-37

el sistema de tuberías internas de la FSRU estaría sujeta a tratamiento coniones de aluminio y cobre para el 

control de la contaminación biológica. Prevemos que estos niveles disminuirían poco tiempo después de la 

descarga y no afectarían significativamente la calidad del agua. No prevemos que estas descargas vayan a 

ocasionar cambio alguno en la temperatura ambiente. Todas las descargas operativas estarían sujetas a los 

requisitos del permiso de NPDES para el Proyecto.

Desagüe marino 004 - Generador de agua dulce 

El suministro de agua de mar para el generador de agua dulce entraría en la FSRU a través de las 

cajas alta y baja de mar a estribor y a babor. Aproximadamente 0.3 millones de galones diarios 

(1,135 m

3

/día) de agua de mar se retirarían y canalizarían por tuberías hacia el generador de agua dulce, lo 

que produciría aproximadamente 0.03 millones de galones diarios (115 m

3

/día) de agua dulce. La FSRU 

descargaría los restantes 0.27 millones de galones diarios (1,020 m

3

/día) como agua de salmuera, que 

mostraría un contenido ligeramente más alto de salinidad que las aguas superficiales circundantes, debido a 

los efectos de concentración de la extracción de agua dulce. Dado el volumen sumamente bajo de descarga 

en relación con las aguas oceánicas receptoras, no se tiene previsto que la alta concentración de salmuera 

ocasione un impacto notorio sobre la calidad del agua.

Los usos para consumo del agua dulce generada incluirían suministros potables a bordo, como agua 

potable y sanitarios, agua de alimentación de las calderas principales y auxiliares, y el agua de aporte o 

reposición. Todo excedente de agua dulce se almacena en la embarcación o se descarga.Todas las descargas 

operativas estarían sujetas a los requisitos del permiso de NPDES para el Proyecto.

Salida 005: Sistemas de agua de lastre 

La FSRU descargaría agua de lastre en respuesta a las operaciones en curso y las necesidades de 

estabilidad del buque que presenta la FSRU durante la carga de GNL y los procesos de regasificación. Los 

volúmenes de descarga de lastre podrían alcanzar 1.9 millones de galones diarios (7,200 m

3

/día), pero 

variarían según el estado de funcionamiento y las condiciones del mar. SEl MGPS a bordo se utilizaría para 

reducir al mínimo el potencial de macrofouling del sistema de lastre. Dado que el agua de lastre para la 

FSRU sería retirada y descargada en la ubicación misma del Terminal Marítimo de GNL, no habría ninguna 

posibilidad de que se introdujeran especies invasoras mediante la liberación de agua de lastre procedente de 

otro lugar.

La FSRU debe someterse a mantenimiento en dique seco aproximadamente cada cinco años. 

Durante los períodos en dique seco programados, PREPA puede solicitarle a Aguirre LLC que use una 

FSRU similar para cumplir con los índices de envío contractuales. La puesta en servicio de la FSRU nueva 

y/o en devolución probablemente requerirá la descarga de agua de lastre desde un lugar fuera del sitio. 

Debido a la poca frecuencia de estos vertidos y al hecho de que Aguirre LLC debe cumplir con los 

requisitos de la Guardia Costera de los EE. UU. (USCG) en cuanto a descarga de agua de lastre, no 

esperamos ningún impacto significativo en la calidad del agua. Todas las descargas relacionadas con 

operaciones estarían sujetas a los requisitos del permiso del NPDES para el Proyecto.

Salida 006: Aguas pluviales 

En condiciones normales de funcionamiento, se espera que se acumule polvo y suciedad en las 

cubiertas y otros servicios expuestos de la FSRU. Además, podrían producirse pequeñas fugas de grasa y de 

otros lubricantes provenientes de los equipos a bordo. Cuando llueva, estos materiales podrían verse 

arrastrados en la escorrentía de flujo laminar desde las cubiertas, lo que ocasionaría liberaciones 

intermitentes a las aguas circundantes del Mar Caribe. Para minimizar los impactos ligados a las descargas 

de aguas pluviales, Aguirre LLC implementaría medidas descritas en su Plan de Prevención de 
4-38

Contaminación de Aguas Pluviales, que será requerido como parte del permiso del NPDES, que incluye la 

implementación de tanques para goteo de equipos y material absorbente de aceite alrededor de los drenajes 

de recolección. Llegamos a la conclusión de que la aplicación de estas medidas minimizaría la probabilidad 

de impactos de las aguas pluviales en el Mar Caribe. Todas las descargas relacionadas con operaciones 

estarían sujetas a los requisitos del permiso del NPDES para el Proyecto.

Sistema de tratamiento sanitario y de alojamientos

El funcionamiento de la FSRU generaría desechos sanitarios, de cocina y de servicios de 

alojamiento. El agua que contribuye a estos residuos sería agua dulce generada por el sistema de 

desalinización a bordo de la FSRU. En el supuesto de que el 10 % del agua dulce se utiliza para apoyo del 

sistema sanitario, la FSRU generaría aproximadamente 0.03 millones de galones diarios (115 m

3

/día) de 

aguas residuales negras y grises provenientes de los servicios de baños, alojamientos y cocina.

La FSRU trataría y manejaría las aguas residuales a diario en cumplimiento con los reglamentos 

establecidos por el Protocolo de 1978 de la Convención Internacional de 1973/78 para la Prevención de 

Contaminación proveniente de Buques (MARPOL, Anexo IV). En virtud de MARPOL, la FSRU estaría 

obligada a contar con un sistema aprobado a bordo para tratar y desinfectar las aguas negras antes de su 

vertido en alta mar o tendría que almacenar y descargar periódicamente sus aguas negras a un buque de 

servicio para su transporte a una planta de tratamiento con sede en tierra. Aguirre LLC ha indicado que 

todas las aguas residuales negras y grises se tratarían por medio de un sistema séptico a bordo y luego se las 

bombearía a un buque de servicio y se las llevaría a tierra para su posterior eliminación. Esto impediría todo 

impacto sobre la calidad del agua ligado a la descarga mar adentro.

Manejo de agua de sentina y agua de purga

La sentina es el compartimento más bajo del casco de un barco, por debajo de la línea de flotación, 

donde los dos lados se reúnen en la quilla. El agua de las cubiertas proveniente de las precipitaciones, 

fuertes olas y de otras fuentes que no drenan directamente sobre los costados del buque se drenaría en 

dirección descendente por el interior del buque hacia la sentina. El agua recolectada debe bombearse 

periódicamente para mantener la estabilidad total de la embarcación y su capacidad operativa. El agua de 

sentina contiene materiales que son arrastrados hacia fuera de las superficies drenadas. Estos materiales, 

algunos de los cuales pueden originarse en fugas y derrames, pueden ser aceites, grasas, detergentes, 

solventes y particulado (por ejemplo, partículas metálicas [incluido óxido] y suciedad).

La purga del fondo se refiere a la eliminación periódica de los particulados, lodos y otras impurezas 

acumulados desde la parte inferior de las calderas de un buque para facilitar la eficiencia y el 

funcionamiento seguro. Estas impurezas, entre ellas el óxido y otras partículas metálicas, compuestos de 

ajuste del pH y agentes antisarro, pueden llegar a concentrarse durante la evaporación continua de vapor. 

Sin purga, esta concentración puede comprometer la capacidad de generación de vapor de la caldera y la 

integridad estructural.

Los reglamentos de la USCG (Título 33, Parte 151.10 del Código de Reglamentos Federales) 

exigen que los buques cumplan con las condiciones específicas para descargas de sentina marina cuando se 

realizan operaciones dentro de 12 millas náuticas (22 km) de la porción terrestre más próxima. Estas 

condiciones están relacionadas con el contenido de aceite y el origen del agua de sentina, así como con el 

uso del equipo de monitorización, alarma y separación de agua y aceite. El agua aceitosa que no cumpla con 

las normas de tratamiento mencionadas deberá colocarse en contenedores y guardarse para ser retirada de la 

embarcación y ser tratada en una planta de tratamiento en tierra que cuente con certificación. En vista de 

estas condiciones, Aguirre LLC ha indicado que el agua de sentina recogida de las bombas de achique de 

sentinas de la FSRU, junto con el agua de purga entremezclada del fondo proveniente de las calderas 
4-39

principales y auxiliares, se bombearía fuera de la FSRU para su eliminación en tierra en una planta aprobada 

por el gobierno de Puerto Rico. Como parte de este proceso, el aceite y la grasa residuales se concentrarían y 

se colocarían en contenedores. La ausencia de toda descarga en alta mar impediría que hubiese impacto 

ambiental sobre la calidad del agua.

Transportadora de GNL

El sistema de agua de refrigeración del condensador constituiría la descarga predominante ligada a 

la transportadora de GNL mientras esté amarrada. Al Terminal Marítimo de GNL. Aguirre LLC utiliza el 

mismo sistema de modelado JETLAG para las características de pluma térmica de la descarga de GNL que 

se usó para la FSRU. Los parámetros de admisión y de descarga fueron idénticos a los seleccionados para la 

FSRU, salvo un índice ligeramente más alto de admisión de volumen máximo y un delta t máximo de 5.4 °F 

(2.8 °C), que se basa en las características de la descarga del Proyecto Jordan Cove de GNL (FERC, 2009).

Los resultados del modelado JETLAG para los vertidos de buques transportadores de GNL en 

situaciones de "ninguna corriente" y "corriente mínima" se resumen en la Tabla 4.3.1-7. El modelo mostró 

una pluma limitada con criterio de temperatura de la Junta de Calidad Ambiental (JCA) (90 °F [32 °C]) 

alcanzado a 2.7 pies (0.8 m) en el plano horizontal y hasta 26.7 pies (8.1 m) en el plano vertical; en situación 

de corriente mínima (0.3 ft/s [0.1 m/s]), el criterio de temperatura se alcanzó a 1.3 pies (0.4 m) en el plano 

horizontal y hasta 25.4 pies (7.7 m) en el plano vertical. Por lo tanto, el criterio de temperatura se cumple 

cerca de la salida de descarga en ambas situaciones de corriente. Sin embargo, se proyecta que la elevada 

velocidad de flujo tenga impacto en el fondo marino en todas las profundidades de descarga y en ambas 

situaciones de corriente, con las consiguientes repercusiones para la resuspensión de sedimentos.

TABLA 4.3.1-7

Perfil de logro de criterio de temperatura para pluma térmica de buques transportadores de GNL

Según el modelo JETLAG

Caso

Profundidad 

de descarga 

(pies [m])

Velocidad 

ambiente 

(pies/s [m/s])

Criterio de 

temperatura

(°F [°C])

Distancia 

horizontal para 

alcanzar el 

criterio

(pies [m])

Profundidad del 

agua para logro 

del criterio a

(pies [m])

Contacto de la pluma 

con el fondo marino

1 17.2 (5.2) 0 90 (32) 2.7 (0.8) 19.8 (6.0) Periferia de la pluma

2 20.6 (6.3) 0 90 (32) 2.7 (0.8) 23.4 (7.1) Periferia de la pluma

3 24.0 (7.3) 0 90 (32) 2.7 (0.8) 26.7 (8.1) Periferia de la pluma

4 17.2 (5.2) 0.3 (0.1) 90 (32) 1.3 (0.4) 18.5 (5.6) Periferia de la pluma

5 20.6 (6.3) 0.3 (0.1) 90 (32) 1.3 (0.4) 22.1 (6.7) Periferia de la pluma

6 24.0 (7.3) 0.3 (0.1) 90 (32) 1.3 (0.4) 25.4 (7.7) Periferia de la pluma

____________________

a

La profundidad es el criterio proyectado de logro de temperatura, el impulso de la pluma haría impacto en el fondo.

La descarga de agua de refrigeración de la transportadora de GNL tendría que cumplir con los 

criterios aplicables de calidad del agua. Los agentes antiincrustantes similares a los analizados para la FSRU 

antes indicada serían utilizados por la transportadora de GNL visitante. Prevemos que estos niveles 

disminuirían poco después de la descarga y no afectarían de manera significativa la calidad del agua. Dado 

que el cumplimiento con el criterio de temperatura de la JCA de 90 °F (32 °C) se alcanza cerca del punto de 

descarga, no prevemos que los niveles elevados de temperatura constituyan impacto significativo alguno 

para la calidad del agua. Considerando que el modelado de pluma térmica sugiere que la resuspensión de 

sedimentos podría ser un fenómeno recurrente, con cada buque visitante (aproximadamente uno cada 8 días) 

que descargue agua de refrigeración por lo que dure su estadía (hasta aproximadamente 88 horas), los 

efectos serían localizados y relativamente menores.
4-40

Como se mencionó anteriormente, la transportadora de GNL podría aceptar agua de lastre para 

mantener la estabilidad y la disponibilidad operacional a medida que se descargue su cargamento. Sin 

embargo, no se prevé descarga de agua de lastre durante el proceso de descarga. Del mismo modo, la

transportadora de GNL realizaría purgas de rutina mientras esté en el muelle.

4.3.2 Recursos hídricos superficiales en tierra

4.3.2.1 Características regionales

La cuenca de la Bahía de Jobos, que se define como la totalidad del área terrestre que drena 

directamente a la Bahía de Jobos, abarca 53 millas cuadradas(137 km2) y está bordeada por dos redes de 

arroyos perennes: el Río Nigua, al oeste, y el Río Guamaní al este. El límite norte de la cuenca se origina en 

las estribaciones de la Cordillera Interior Central y el límite sur se extiende cerca de 28 millas (45 km) a lo 

largo de la costa continental de la bahía (Zitello et al., 2008).

Las descargas superficiales de agua dulce a la Bahía de Jobos desde la cuenca adyacente se limitan 

a un río mayor perenne (el Río Seco, 2.3 millas [3.7 km] al este de la Planta Aguirre), varios arroyos 

pequeños intermitentes y escorrentía terrestre dispersa. Debido al clima seco, los arroyos exhiben un flujo 

intermitente durante todo el año sin ningún énfasis estacional. El flujo durante todo el año también es 

limitado cuando las corrientes se encuentran con depósitos de deltas de abanicos altamente porosos y el 

agua se infiltra hacia abajo, lo que contribuye de manera significativa a la recarga de las aguas subterráneas 

en el acuífero subyacente (Quiñones Aponte et al., 1997).

4.3.2.2 Calidad del agua

En Zitello et al. (2008) se indica que, además de la escorrentía desde las áreas urbanizadas de alta 

intensidad y de los campos de cultivo, otras fuentes de entradas de componentes transportados por el agua 

desde la subcuenca de Aguirre Central podrían ser el Club de Golf de Aguirre Central, situado a 0.3 millas 

(0.5 km) de la costa de la Bahía de Jobos, junto con un vertedero municipal y el dragado del canal del canal 

de navegación de Aguirre, que se encuentra 0.9 millas (1.5 km) de la costa. 

4.3.2.3 Impactos generales y mitigación

Ninguno de los ríos y arroyos que desembocan en la Bahía de Jobos se encuentran en la huella de la 

construcción del Proyecto ni se verían de ninguna otra manera directamente afectados por la construcción o 

el funcionamiento de las instalaciones propuestas. Las actividades de construcción en el aterraje de la 

tubería, que sería dentro del cercado de la Planta Aguirre, probablemente implicarán la alteración de los 

suelos en las proximidades de la costa. La alteración del suelo y la escorrentía de aguas pluviales tienen el 

potencial de originar sedimentación marina. Aguirre LLC implementaría medidas de mitigación establecidas 

en el Plan y los Procedimientos de la FERC y en el permiso del NPDES para descarga de aguas pluviales de 

construcciones, así como en Plan de Prevención de Contaminación de Aguas Pluviales desarrollado para el 

proyecto, con el fin de evitar o minimizar el impacto sobre la calidad del agua en la costa y en la bahía. 

Estas medidas incluyen el mantenimiento de controles de erosión y sedimentación (por ejemplo, cercado de 

limo) a lo largo de la construcción, el establecimiento de restricciones de reabastecimiento de combustible y 

medidas de control de derrames, así como la restauración de zonas alteradas cuando se termine la 

construcción.
4-41

4.3.3 Recursos de aguas subterráneas

4.3.3.1 Características regionales

Puerto Rico está sustentado por un complejo acuífero compuesto por piedra caliza, aluvión y rocas 

volcánicas. El acuífero de la Planicie costera sur, que sirve de base a la cuenca de la Bahía de Jobos, se 

extiende de este a oeste desde Patillas hasta Ponce y de norte a sur desde las colinas de roca madre cerca del 

límite norte de la cuenca hasta la costa sur de la bahía. Según Quiñones-Aponte et al. (1997), el acuífero está 

formado por una zona principal de flujo de agua subterránea del delta del abanico y depósitos aluviales, 

situado entre una zona de profundidad de roca madre erosionada y una zona superior de arena y grava. 

Hacia la costa, una cantidad creciente de material de grano fino en la zona superior impide el flujo de agua 

subterránea desde el norte y da lugar a dos unidades de agua subterránea separadas: una unidad de poca 

profundidad de aproximadamente 10 a 76 pies (3 a 23 m) de espesor y una unidad profunda debajo. La 

unidad de poca profundidad se cree que abastece el complejo de manglares en las márgenes costeras de la 

cuenca, mientras que la unidad profunda puede proporcionar agua dulce a las islas de manglares en alta mar 

en el perímetro sur de la Bahía de Jobos (Whitall et al., 2011).

El acuífero de la Planicie costera sur proporciona cerca de la mitad del agua pública y el suministro 

de riego agrícola de la costa sur; el resto se extrae de las fuentes de agua de la superficie. Las principales 

fuentes de recarga de aguas subterráneas en esta región son la infiltración del caudal de agua dulce y la 

precipitación. Históricamente, el agua subterránea regional se trasladó de las áreas de recarga hacia el sur 

hasta la costa, con un poco de agua de recarga trasladadas lateralmente a las principales corrientes, sobre 

todo en tramos aguas abajo. La descarga de las aguas subterráneas fue en arroyos y aguas abiertas de la 

Bahía de Jobos, y como evapotranspiración directa del acuífero donde el nivel freático era superficial. Sin 

embargo, una larga historia de sistemas de desagüe y de construcción de canales de riego, junto con 

extracciones de agua de pozo para uso agrícola e industrial, ha alterado el caudal de agua subterránea natural 

en gran medida. La recarga se ha aumentado por la filtración de agua de superficie de varios canales de 

riego que cruzan las zonas aluviales de la región y por la práctica de riego por surcos (USGS, 1999; 

Kuniansky, E. L., y Rodríguez, J. M., 2010).

4.3.3.2 Calidad del agua de uso público

Los recursos hídricos subterráneos destinados a utilizarse como fuentes de abastecimiento de agua 

potable, para usos agrícolas tales como la irrigación, y desembocan en aguas costeras, superficiales y 

estuarinas, y en humedales, tal como se definen en el reglamento, están protegidos conforme al Reglamento 

de estándares de calidad del agua de Puerto Rico (PRWQSR) (JCA, 2010b). La PRWQSR indica que el pH, 

el color, la turbidez, los sólidos disueltos totales, las sustancias con sabor u olor y los gases disueltos 

(composición, combinación y concentración) de las aguas subterráneas no podrán modificarse salvo por 

causas naturales; no debe haber colonias de coliformes fecales presentes en virtud de los protocolos de 

muestreo especificados; y no debe haber presencia de tensoactivos (como las sustancias activas al azul del 

metileno). 

La parte continental que rodea la Bahía de Jobos abarca dos áreas públicas de servicio de 

agregación de agua de suministro (USGS, 2008). Estas áreas de suministro, designadas como Áreas 38 y 41, 

aproximadamente dividen en dos el área de drenaje y comprenden los municipios de Salinas al oeste (Área 

38) y Guayama al este (Área 41). El suministro público de agua proviene de aguas superficiales y 

subterráneas en . El Área 41 y de aguas subterráneas sólo en el Área 38.

Esos pozos de abastecimiento de agua más cercanos al área del proyecto fueron identificados por 

Aguirre LLC mediante consultas con el personal de la Región 2 de la Agencia de Protección Ambiental 

(EPA) y de la JCA. No hay pozos a 3 millas (4.8 km) del Terminal Marítimo propuesto. El pozo más 
4-42

cercano a la huella del Proyecto está aproximadamente a 1.2 millas (1.9 km) al norte del aterraje propuesto 

de la tubería en la Planta Aguirre. Las ubicaciones de los pozos de abastecimiento de agua se resumen en la 

Tabla 4.3.3-1.

TABLA 4.3.3-1

Pozos de abastecimiento de agua en las inmediaciones del Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Referencia de 

suministro público 

Nombre del pozo o del grupo de 

pozos 

N.o de 

ubicaciones 

de pozos 

Distancia y dirección del proyecto 

(millas [km]) 

Pozo municipal o 

privado

PR0004765 Cimarrona 1 3.3 (5.3), al este Guayama

PR0004775 Puente Jobos 2 4.0 y 5.0 (6.4 y 8.1), al este Puente Jobos

PR0004845 Guayama Urbano 2 3.1 y 4.1 (5.0 y 6.6), al este -

PR0004915 Coqui 3

1.4; 1.5 y 1.8 (2.3; 2.4 y 2.9), al 

oeste Salinas

PR0563015 Corporación Azucarera Aguirre 1 1.2 (1.9), al oeste Privado

PR0563065 PREPA Aguirre Termoelec. 1 2.5 (4.0), al oeste Privado

____________________

Fuentes: Español, 2012; Gould, 2012

4.3.4 Impacto general y mitigación

Las instalaciones propuestas para elProyecto se encuentran por lo menos a una milla (1.6 km) del 

pozo de agua más cercano conocido y no se prevé intromisión directa en estratos que lleven agua 

subterránea, ya sea mediante la colocación de pilotes en alta mar o tendido de tubería. Las instalaciones en 

tierra se limitan al tramo corto de tubería terrestre entre la Planta Aguirre y la costa de Bahía de Jobos, que 

se instalaría sobre el nivel del suelo, con lo que se evita la necesidad de apertura de zanjas y la conexión 

física con cualquier superficie de agua subterránea poco profunda que pudiera existir. El Proyecto no 

afectaría las fuentes de agua municipales ni las privadas. Sin embargo, los derrames o las fugas de 

materiales peligrosos (por ejemplo, combustible, lubricantes) de equipos de construcción o de operación 

podrían originar un impacto adverso en las aguas subterráneas. Los contratistas de la construcción y el 

personal de operaciones portuarias estarían obligados a cumplir todas las leyes y todos los reglamentos 

relacionados con la manipulación de combustibles y lubricantes, entre ellos lo indicado en el Título 40, 

sección 110 del Código de Reglamentos Federales (CFR), y las transferencias de embarcación a 

embarcación, incluido el Título 33, sección 155, del CFR. Aguirre LLC se ha comprometido a preparar un 

plan de control y prevención de derrames específico del sitio con el fin de minimizar la posibilidad de una 

descarga accidental y para establecer un protocolo para la contención, recuperación y notificación de 

descargas accidentales. Debido a que Aguirre LLC aún no ha presentado su plan para derrames, 

recomendamos que:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC presenteun plan de control y prevención de 

derrames específico del sitio para las fases de construcción y operación de la porción

en tierra y mar del Proyecto ante el Secretario, para la revisión y aprobación por 

escrito del Director de la OEP.

4.4 RECURSOS DE VEGETACIÓN

4.4.1 Recursos de vegetación terrestre

La preparación temporal y el área de la superficie de apoyo de construcción propuestas, en donde la 

tubería submarina alcanzaría el aterraje, se encuentra íntegramente dentro de la Planta Aguirre existente, que 

está compuesta por el terreno industrial previamente alterado con poca o ninguna cobertura vegetal.
4-43

4.4.2 Recursos de vegetación marina

4.4.2.1 Manglares

Los manglares son humedales estuarinos, intermareales de matorrales/arbustos emergentes que se 

encuentran generalmente en las costas en la zona intermareal entre aguas abiertas y el hábitat de altiplano 

(NMFS, 2011c). Los manglares sirven de trampas para sedimentos, lo que causa acumulación de 

sedimentos, producción de materia orgánica y prevención de la erosión. Ellos constituyen un componente 

vital en la cadena alimentaria estuarina, al facilitar el hábitat para una gran variedad de organismos, que 

sirven de base para la cadena alimentaria. Los manglares proporcionan servicios esenciales de ecosistemas 

para la Bahía de Jobos, incluso un hábitat para una gran variedad de organismos marinos (Whitall, et al., 

2011).

Los cayos de manglares, que incluyen los Cayos de Barca y Cayos Caribes, se encuentran en las 

orillas sur y oeste de la Bahía de Jobos y cubren aproximadamente el 25 % de toda la bahía. Cuatro especies 

de manglares se encuentran dentro de la Bahía de Jobos: mangle rojo, mangle negro, mangle blanco y 

mangle botoncillo. En la mayor parte de la costa en la bahía predomina el mangle rojo, que crece en suelos 

limosos en zonas inundadas por las mareas y, de las cuatro especies de mangle, es el más tolerante al agua.

La isla de manglares más cercana a las instalaciones del Proyecto propuesto se encuentra a 

aproximadamente 600 pies (183 m) al este del MP 2.0 de la tubería submarina.

4.4.2.2 Yerbas marinas y macroalgas

La vegetación acuática sumergida (VAS) es la cubierta de tipo bentónico más común en la Bahía de 

Jobos. Las yerbas marinas son la cobertura predominante en aproximadamente el 30 % (3,000 acres [3,089 

cuerdas]) de la bahía; las macroalgas (algas) son la cubierta dominante en un 20 % adicional (2,000 acres 

[2,049 cuerdas]) (Whitall et al., 2011). Las praderas marinas proporcionan alimento y refugio para las 

especies destinadas a la pesca comercial y recreativa así como también a manatíes, tortugas marinas, 

invertebrados y aves. Las praderas marinas también reducen las olas y la acción de las corrientes y mejoran 

la claridad y calidad del agua. Los lechos de las praderas marinas son más frecuentes cerca de la orilla, 

donde cubren aproximadamente el 70 % de las aguas poco profundas de la Bahía de Jobos (Field et al., 

2003). La flora de las praderas marinas en la Bahía de Jobos es relativamente diversa e incluye Hierba de 

Tortuga (Thalassia testudinum), Hierba de Manatí (Syringodium filiforme), Yerba marina (Halodule 

wrightii), otra variedad de yerba marina (Halophila decipiens), y la hierba de los Cayos de Florida

(Halophila Baillonis). El patrón de distribución de estas especies está controlado por la salinidad, la luz y la 

exposición al aire. Generalmente, las yerbas marinas habitan las zonas menos profundas, la hierba de tortuga 

y la hierba de manatí ocupan las zonas intermedias y las yerbas marinas y la hierba de los Cayos de Florida 

crecen en las zonas más profundas. Mientras que la cubierta de yerbas marinas es la más común en el

sustrato arenoso o fangoso, las macroalgas crecen tanto en sedimentos blandos como en el fondo duro. 

Tanto las yerbas marinas como las macroalgas se distribuyen a lo largo de la Bahía de Jobos, lo que sirve de 

hábitat para los peces e invertebrados comercial y . Recreativamente importantes.

Aguirre LLC llevó a cabo varios estudios del área del Proyecto, incluidos transectos de vídeo de 

buceo y cuadrículas de muestreo para describir las condiciones bentónicas a lo largo de la ruta de la tubería 

submarina propuesta y dentro del sitio del . Terminal Marítimo de GNL. Los resultados de estos estudios 

mostraron que la yerba marina fue la cubierta bentónica más abundante a lo largo de la ruta de la tubería 

(véase la figura 4.4.2-1). Dentro de las regiones costeras del área del Proyecto, la hierba de tortuga tuvo el 

área de mayor extensión, seguida por las macroalgas, la yerba marina, la hierba de manatí y la pradera

marina (véase la figura 4.4.2-2). La hierba de tortuga predominó en áreas inmediatamente orientadas a la 

costa de los cayos, antes de dar paso a una mezcla de hierba de manatí, pradera marinay otro tipo de yerba 

marina hacia el centro de la Bahía de Jobos.
4-44
4-45
4-46

No se observó yerba marina en el tramo más al sur de la ruta de la tubería (MP 0.0 a 1.5). Las 

macroalgas en el área del proyecto tuvieron una distribución discontinua y se entremezclaron con yerbas 

marinas en algunas áreas, mientras que, en otras áreas, existen como ensambles monoespecíficos. El taxón 

más común de macroalgas, de los 39 géneros documentados, fue la especie Halimeda.

Los esfuerzos del estudio dentro del área del Terminal Marítimo de GNL revelaron tres 

comunidades bentónicas a gran escala: macroalgas, yerbas marinas y parche arrecifal. Las macroalgas 

fueron la cubierta biótica dominante y justificaron más de la mitad del área de estudio. La yerba marina que 

se encontró dentro del área de estudio consistió en grandes lugares de yerbas marinas monoespecíficos de 

los Cayos de Florida con parches más pequeños de yerba marina entremezclados. 

4.4.3 Impacto general y mitigación

En función de la escasa vegetación dentro de la zona de trabajo en tierra temporal propuesta, no se 

prevé un impacto significativo en la vegetación terrestre como resultado de la construcción u operación del 

Proyecto.

Aunque ningún manglar se vería afectado directamente por las actividades del proyecto propuesto, 

los derrames o fugas de materiales peligrosos (como combustible, lubricantes) de los equipos que funcionan 

en la Bahía de Jobos y en la zona marítima podrían ocasionar un impacto adverso en los manglares 

cercanos. Como se describe en el punto 4.3.3.3, los contratistas de la construcción y el personal de las 

operaciones portuarias deberán cumplir con todas las leyes y reglamentaciones relacionadas con el manejo 

de combustibles y lubricantes, y Aguirre LLC prepararía un plan de control y prevención de derrames 

específico del sitio para la construcción y operación para minimizar la posibilidad de una liberación 

accidental. En la sección 4.3.3.3 recomendamos que Aguirre LLC presente ese plan para su revisión y 

aprobación antes de la construcción. Los derrames de hidrocarburos accidentales en las zonas de aguas 

abiertas y el impacto asociado al medio marino se analizan con más detalle en la sección 4.5.2.4. De acuerdo 

con la ubicación de los manglares en relación con el área del proyecto, se esperan que el impacto sobre estos 

recursos, si los hubiera, sean menores y de corto plazo.

Las actividades de construcción tales como el anclaje de embarcaciones, la colocación y el entierro 

de tuberías, y la hinca de pilotes producirían un impacto directo en aproximadamente 22.6acres (23.3

cuerdas) de yerbas marinas y 80.8 acres (83.1cuerdas) del hábitat de macroalgas (véase la tabla 4.4.3-1). 

LComo se describió en la sección 2.3.4, la mayor parte de la tubería se colocaría directamente en el fondo 

del mar y luego sería impulsada hacia abajo por el método de inyección/succión para alcanzar la 

profundidad requerida. Se estiman impactos directos sobre las yerbas marinas y las macroalgas en el área de 

las cortinas de turbiedad que Aguirre LLC utilizaría durante el entierro de la tubería. EEn general, la 

turbiedad y sedimentación que se incrementan durante la construcción serían temporales y localizadas en 

toda su dimensión (ver sección 4.2.3.2). Se espera que los impactos sobre los recursos de vegetación sean 

menores y a corto plazo con reducciones temporales de penetración de la luz que podrían reducir las tasas de 

fotosíntesis y la productividad primaria de la zona.

TABLA 4.4.3-1

Tipos de hábitat bentónicos dentro del área del Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Componente del proyecto

Yerbas marinas Macroalgas Arrecifes de Coral Arena/Lodo

Const. Oper. Const. Oper. Const. Oper. Const. Oper.

Terminal marítima (acres 

[cuerdas])

12.0 (12.4) 2.9 (3.0) 59.4 (61.1) 19.2 (19.8) 4.1 (4.2) 0.2 (0.2) 0.0 0.0

Tubería submarina (acres 

[cuerdas])

10.6 (10.9) 0.01 (0.01) 21.4 (22.0) 0.02 (0.02) 2.1 (2.2) 0.4 (0.4) 20.3 (20.8) 0.2 (0.2)

TOTAL (acres [cuerdas]) 22.6 (23.3) 2.9 (3.0) 80.8 (83.1) 19.2 (19.8) 6.2 (6.4) 0.6 (0.6) 20.3 (20.8) 0.2 (0.2)

____________________

Nota:Const. = impactos temporales durante la construcción (incluye impactos operativos), Oper. = impactos permanentes durante la 

operación
4-47

Como se mencionó anteriormente, varias especies de yerbas marinas están presentes o adyacentes a 

la zona del Proyecto, incluida la hierba de tortuga, la hierba de manatí, la pradera marina y la yerba marina. 

Los experimentos de campo han demostrado diferencias específicas entre las especies significativas en la 

duración en que las yerbas marinas pueden tolerar altas tasas de sedimentación (Cabaco et al, 2008;

Erftemeijer and Lewis 2006; Erftemeijer and Shuail, 2012). Las relaciones significativas han sido resumidas 

entre los umbrales de enterramiento y la masa de raíces, el diámetro del rizoma, la biomasa por encima del 

nivel del suelo, la elongación del rizoma horizontal y la longitud de la hoja de las especies de yerbas marinas

(Cabaco et al., 2008). En general, el tamaño de la hoja y el diámetro del rizoma son los mejores indicadores 

de la capacidad de las yerbas marinas para resistir el entierro (Cabaco et al., 2008). Las especies de yerbas 

marinas clímax más grandes pueden sobrevivir grandes acumulaciones de sedimentos por períodos de hasta 

200 días (Erftemeijer y Shuail, 2012). Las especies de yerbas marinas oportunistas más pequeñas mostraron 

una mortalidad masiva después del entierro con niveles que van desde 0.8 hasta 2 pulgadas (20 a 50 mm) de 

sedimentos dentro de tan sólo 35 días; sin embargo, estas especies de crecimiento rápido a menudo tienen 

tasas altas de elongación horizontal que permiten una rápida recuperación después del entierro (Cabaco et al, 

2008;. Erftemeijer and Shuail, 2012). De acuerdo con los estudios de investigación revisados, la hierba de 

manatí es la especie más sensible a la sedimentación en el área del Proyecto. Cabaco et al., (2008) informó 

que la hierba de manatí tiene una alta mortalidad (80 %) en los niveles de entierro bajos del 1.6 a 2 pulgadas 

(40 a 50 mm) para un período de 60 días. Para efectos de la evaluación del impacto de la sedimentación en 

las yerbas marinas en el área del Proyecto, se utilizó un umbral de sedimentación de 2 pulgadas (50 mm). 

Como se mencionó en la sección 4.2.3.2, la modelación del transporte de sedimentos realizada para el 

Proyecto mostró que la máxima deposición de sedimentos fue de 0.7 pulgadas (1.7 cm) y se reduciría a 

menos de 0.04 pulgadas (1 mm) dentro de los 200 pies (61 metros) de la tubería. Por lo tanto, no se anticipa 

un impacto sobre las yerbas marinas más allá de los límites del derecho de paso a la construcción.

La construcción de la tubería submarina señalada en el punto 2.3.4.1 describe el procedimiento para 

la soldadura y el tendido de la tubería. Aguirre LLC propone utilizar su gabarra grúa con alambre de 

cabrestante para mantener la tensión en la tubería en la columna de agua hasta que se baja en su posición en 

los segmentos de aguas poco profundas. Para los segmentos de aguas profundas, estos segmentos de 

tuberías se mantendrán a flote mediante boyas hasta que deban ser ubicados en su posición. Cualquiera de 

estos métodos puede experimentar tubería inadvertida en el lecho marino. Creemos que debe utilizarse el 

uso de un sistema de guía lateral de tubería para asegurar que la tubería flotante permanezca en la posición 

correcta hasta que necesite ser enterrada. Se deben mantener Flexifloats o flotadores similares para asegurar 

que la tubería no cause daño imprevisto al medio marino. Para garantizar que el impacto sobre la vegetación 

del fondo marino se reduce al mínimo, le recomendamos que:

 Durante la construcción, Aguirre LLC mantenga los segmentos de tuberías a flote y 

evite el contacto con el fondo marino fuera de la zona de trabajo de la construcción 

hasta que la tubería esté lista para el entierro.

La pérdida de hábitat debido a la colocación de esteras de hormigón sobre la tubería ocasionaría 

impactos permanentes en aproximadamente 0.01 acres (0.01 cuerda) de yerbas marinas y 0.02 hectáreas 

(0.02 cuerda) de macroalgas. Se prevé que las yerbas marinas y las macroalgas se recolonicenen el lugar 

donde está enterrada la tubería y donde no hay esteras de hormigón. Algunas plantas pueden crecer en los 

sedimentos que se depositan dentro de las ranuras de las esteras; Sin embargo, se prevé que las especies de 

yerbas marinas que tienden a tener sistemas de raíces profundas (por ejemplo, la hierba de tortuga, la hierba 

de manatí) no crecerán dentro de las esteras.

La alteración del hábitat y los efectos de sombreado de la operación del Terminal Marítimo de GNL 

causarían impactos permanentes en aproximadamente 2.9 acres (3.0 cuerdas) de yerbas marinas y 19.2 acres 

(19.8 cuerdas) de macroalgas. Las especies de yerbas marinas que se verían afectadas por los efectos de 

sombreado del Terminal Marítimo de GNL incluyen la hierba de los Cayos de Florida y una variedad de 
4-48

yerba marina (paddle grass) que se consideran hierbas marinas más pequeñas de rápido crecimiento. La 

variación en la capacidad para resistir y recuperarse de períodos de poca luz entre las distintas especies de 

yerbas marinas está relacionada con su morfología, que difiere ampliamente, y con sus características 

fisiológicas (Erftemeijer and Lewis, 2006). Las especies pioneras más pequeñas de rápido crecimiento no 

sobreviven largos periodos de luz reducida una vez que las condiciones ambientales distan de aquellas en las 

que pueden adaptarse (Erftemeijer and Lewis, 2006; Erftemeijer and Shuail, 2012). La variedad de yerba 

marina Paddle generalmente requiere una menor cantidad de luz que la mayoría de las yerbas marinas y se 

puede encontrar en zonas turbias poco profundas y debajo de muelles (Fonseca, 1994).

Se resume a continuación el borrador del plan de Mitigación de Recursos Bentónicos de Aguirre 

LLC y se incluye como apéndice D. Las medidas de mitigación descritas en el plan incluyen estudios 

previos a la construcción en la Bahía de Jobos destinados a localizar y cuantificar sitios de restauración e 

identificar los sitios de referencia, la siembray la reubicación de yerbas marinas, estudios posteriores a la 

construcción para evaluar y abordar cualquier daño potencial de la construcción, y el monitoreo de sitios de 

restauración y zonas de trasplante.

El borrador del plan establece que los estudios previos a la construcción identificarían los sitios 

potenciales para la restauración de las yerbas marinas, así como sitios de referencia para la comparación 

durante los eventos de seguimiento de rutina. Los sitios de restauración serían identificados a través de la 

coordinación con el personal local y la agencia regulatoria, administradores de recursos, y el personal de 

JBNERR. Estos sitios pueden incluir sitios de conexión a tierra del buque, arrastre de anclas y las zonas que 

marca la hélice dentro de las áreas más grandes de praderas marinas existentes. Los sitios potenciales de 

mitigación de praderas marinas se han identificado en la Bahía de Jobos a lo largo de los bancos de arena 

poco profundos justo al este de la Planta Aguirre. Las evaluaciones del sitio analizarían cuantitativa y 

cualitativamente cada función para la adecuación como la mitigación. Los estudios previos a la 

construcción, el uso de métodos de filmación como el del "buceador remolcado" servirían para documentar 

las condiciones previas a la construcción de todo el corredor de la tubería y de la zona marítima. Los 

resultados de los estudios se incorporarían a un informe de descripción bentónica previo a la construcción.

Aguirre LLC llevaría a cabo estudios posteriores a la construcción, inmediatamente después de la 

finalización de las actividades de construcción, para evaluar el corredor de la tubería e identificar los 

impactos fortuitos o imprevistos de la construcción. Los estudios utilizarían buzos remolcados equipados 

con cámaras para documentar las condiciones posteriores a la construcción del hábitat bentónico.

El trasplante de praderas marinas incluiría zonas de pastos que de otra forma serían afectados de 

manera permanente por las actividades de construcción. Las poblaciones de hierba de tortuga, hierba de

manatí, y la variedad de yerba marina Paddle que serían afectados de manera permanente por la 

construcción de la tubería se utilizarían como tapones (hierba de tortuga y hierba de manatí) y restos de 

pasto (pasto Paddle) donantes para los sitios de restauración de praderas marinas. Los sitios subtropicales de 

restauración de praderas marinas han empleado las técnicas de tapón y restos de pasto donantes con éxito 

(Fonseca et al, 1984; Fonseca 1994, Fonseca et al. 1998). Las praderas marinas dentro de la zona de impacto 

temporal no serían reubicadas antes de la construcción; sin embargo, las praderas marinas se trasplantarían a 

las áreas de restauración de mayor tamaño para proporcionar mitigación compensatoria para los impactos. 

Para asegurar la supervivencia y el reclutamiento natural posterior, Aguirre LLC trasladaría praderas 

marinas a una zona con características fisicoquímicas similares a la ubicación original. Diversas 

herramientas y métodos de manipulación son apropiados para cada tipo de trasplante, según las condiciones 

en el área de impacto y los sitios receptores, la época del año, y el equipo y mano de obra que estén 

disponibles. Las diferentes herramientas y condiciones serían evaluadas y aplicadas durante los eventos de 

trasplante de praderas marinas como se describe en el borrador del Plan de Mitigación de Recursos 

Bentónicos (véase el apéndice D). 
4-49

Aguirre LLC establecería estaciones de monitoreo de transectos y registraría las coordenadas del 

sistema de posicionamiento global (GPS). Los puntos finales de transectos estarían marcados con estacas 

semi-permanentes para permitir la identificación positiva durante los eventos de monitoreo. Luego de 

finalizar las actividades de campo, Aguirre LLC prepararía y presentaría un Informe de Conclusión de 

Mitigación de Praderas Marinas al COE, NMFS, FWS, y DRNA. El monitoreo de los sitios de mitigación

de yerbas marinas se realizaría dentro de los 30 días siguientes a las actividades de trasplante y se repetiría 

cada agosto consecutivo. Se recopilaría un informe de seguimiento en octubre luego de cada evento de 

monitoreo.

Para representar correctamente los cambios de yerbas marinas en general a nivel comunidad y los 

cambios estacionales o relacionados con las tormentas, los datos recogidos del área de mitigación se 

compararían con los del sitio de referencia durante cada evento de monitoreo. Los datos recolectados de los 

sitios de referencia se utilizarían para determinar los criterios de éxito adecuados (densidad objetivo) para 

cada uno de los sitios de mitigación de yerbas marinas. El progreso del reclutamiento en relación con el área 

de referencia se evaluaría mediante el ANOVA (análisis de variación) unidireccional de GLM (modelo 

lineal general), una prueba estadística potente utilizada para la comparación de medios utilizando una 

variable dependiente y múltiples variables independientes. El éxito de mitigación se determina por la 

diferencia no significativa en la cobertura de yerbas marinas entre la zona de mitigación y de referencia. Las 

actividades de monitoreo posteriores a la mitigación se proponen por un período de 3 años; sin embargo, si 

se han alcanzado los criterios de éxito para cualquier componente individual del plan de mitigación, ésta 

sería considerada exitosa y cesarían las actividades de monitoreo para estas áreas individuales. Si la 

mitigación no pareciera ser exitosa se realizaría un monitoreo anual adicional por un período de 2 años.

Sobre la base de nuestra revisión, las medidas de mitigación propuestas por Aguirre LLC abordan 

los impactos permanentes en las yerbas marinas que se producen debido a la presencia permanente de la 

tubería submarina; sin embargo, no se abordan los impactos sobre 2.9 acres (3 cuerdas) de yerba marina

afectado potencialmente por el sombreado del Terminal Marítimo de GNL. Adicionalmente, el borrador del 

Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos no refleja las modificaciones más recientes a la acción 

propuesta y necesitaría una nueva revisión en función a si es factible la HDD a través del paso de Boca del 

Infierno; o, si no, se construye la Ruta Alternativa 6. Para garantizar que el impacto sobre la yerba marina se 

reduzca al mínimo y/o se mitigue adecuadamente, recomendamos que:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC consultecon elNMFS, FWS, DRNA, y otras 

agencias apropiadas para finalizar el Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos a fin 

de abordar los impactos delaconstrucción y operación actualmente propuestos y 

deberá incluir el diseño/ruta real de la tubería a construir. El plan debe abordar las 

yerbas marinas que se verían afectados de manera permanente por el sombreado 

debido al Terminal Marítimo de GNL. El plan actualizado deberá identificar las 

medidas, además de la supervisión adicional, que se llevarían a cabo si los sitios de 

mitigación no estuviesen conduciendo hacia la restauración exitosa. Además, el plan

debe cumplir con los requisitos de la norma que se encuentran en la Compensatory 

Mittigation Rule (Norma de Mitigación Compensatoria) del COE . En el marco del 

programa de reglamentación Sección 404 Clean Water Act (Ley de Agua Limpia). 

Aguirre LLC debe presentar su último Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos,

junto con los comentarios de la agencia, con el Secretario para la revisión y 

aprobación por escrito del Director de la OEP.
4-50

4.5 RECURSOS DE VIDA SILVESTRE

Las especies de vida silvestre que habitan en el área del proyecto son características de los hábitats 

que se generan en el entorno del proyecto. En la sección 4.6 se aborda el tema de las especies de fauna 

silvestre amenazadas y en peligro de extinción.

4.5.1 Recursos de vida silvestre terrestre

Las instalaciones en tierra para el proyecto estarían totalmente dentro de la propiedad de la Planta 

Aguirre existente. El desarrollo de la infraestructura industrial en la Planta Aguirre ha reducido 

significativamente el hábitat disponible en el altiplano para las especies de vida silvestre. Además, aunque 

otras áreas que rodean la Bahía de Jobos se consideran áreas de prioridad para la conservación de especies 

de vida silvestre por parte del Programa de Patrimonio Natural, el complejo industrial que rodea la Planta 

Aguirre está excluido de esta designación (DRNA, 2005). Debido a la falta de hábitat idóneo con vegetación 

y las actividades industriales en curso en el sitio, solamente las especies aclimatadas como urbanas tienen 

probabilidad de habitar el área del proyecto propuesto. Las especies urbanas aclimatadas que se producen 

dentro de las proximidades del área del Proyecto incluyenla iguana, el geco doméstico de Brook,elsapo 

gigante,elratón doméstico,larata negra y los gatos y perros silvestres (Ventosa-Febles et al., 2005). Debido a 

la falta de hábitat idóneo para vida silvestre dentro del área del proyecto en el altiplano, las especies de aves 

en las cercanías del proyecto probablemente utilizarían hábitats estuarinos y marinos circundantes (véase la 

sección 4.5.3.2) o se aclimatarían a las alteraciones.

Impacto general sobre los recursos de vida silvestre terrestre

Las especies aclimatadas como urbanas dentro de la Planta Aguirre probablemente abandonen el 

área del proyecto durante la construcción. El ruido asociado a la construcción también podría alterar la 

reproducción y/o la alimentación de la vida silvestre en las proximidades del Proyecto. No se propone 

ninguna iluminación adicional en la Planta Aguirre, por lo tanto, no se prevé impacto en la vida silvestre 

asociados a la iluminación. Los animales desplazados por las actividades de construcción pueden reubicarse 

en hábitats de calidad similar o superior en las inmediaciones. Además, algún tipo de vida silvestre más 

pequeña y de menor movilización, tal como pequeños mamíferos, especies de madriguera, anfibios y 

reptiles, podrían quedar aplastados por los equipos de construcción. Sin embargo, estos efectos cesarían 

después de la construcción y cualquier especie silvestre que haya utilizado previamente el área del proyecto 

volvería a la zona industrial existente. Debido a que la fauna y la flora en el área del proyecto ya están 

aclimatadas a las condiciones industriales, llegamos a la conclusión de que no se produciría impacto 

significativo alguno en la vida silvestre dentro de las zonas de altiplano durante la construcción u operación 

del Proyecto. 

4.5.2 Recursos marinos bentónicos

4.5.2.1 Arrecifes de coral

Si bien los arrecifes de coral representan solo alrededor del 4 % (512 acres [527 cuerdas]) del 

hábitat bentónico total en la Bahía de Jobos (Zitello et al., 2008), son algunos de los hábitats más 

productivos en el área y proporcionan un hábitat importante para peces e invertebrados de valor comercial, 

recreativo y ecológico. Los corales se suelen dividir en dos tipos principales: pétreos, duros o corales 

"constructores de arrecifes" (Scleractinia) y corales blandos o gorgonias (Alcyonacea). El manto de coral en 

las zonas costeras es relativamente bajo. La mayoría de los arrecifes de coral de la Bahía de Jobos son 

lineales en su formación y corren a lo largo de los cayos que rodean la bahía central. En García-Sais et al. 
4-51

(2003) se evaluaron dos de estos cayos, Cayos Caribes y los Cayos de Barca, y se documentaron cantidades 

significativas (de 20 a 21 %) de manto de coral. Los corales pétreos más comunes en la Bahía de Jobos son 

el coral mostaza, seguido del coral estrellita, coral gigante y coral pilar estrella. Los corales blandos exhiben 

patrones de cobertura similares a los corales duros. De éstos, los corales blandos incrustantes son los más 

comunes en la Bahía de Jobos, seguido por plumas/bastones/gorgonias y abanicos de mar. En Whitall et al. 

(2011) se observaron 24 especies de coral en la Bahía de Jobos, con la riqueza de especie que varía entre 0 y 

13 especies presentes en los sitios individuales de la muestra.

Aguirre LLC llevó a cabo varios estudios del área del Proyecto, incluidos transectos de vídeo de 

buceo y cuadrículas de muestreo para describir las condiciones bentónicas a lo largo de la ruta de la tubería 

submarina propuesta y dentro del sitio del Terminal Marítimo de GNL. Estos estudios documentaron tres 

zonas en el área del proyecto: una zona de arrecife interior que consiste principalmente de restos de coral 

muerto; una zona de gorgonias (Alcyonacea), que consiste principalmente en corales blandos; y una zona de 

arrecife orientado al mar abierto, que se define principalmente por corales pétreos (véase la figura 4.5.2.-1). 

Los fragmentos de escombros en la zona de arrecife interior se mezclaban con sustrato de arena de grano 

grueso. El sustrato en la zona de gorgonias y la zona de arrecife orientado a mar abierto era un arrecife 

consolidado de poco a moderadamente rugoso. Además, en la zona de arrecife orientado a mar abierto, se 

observaron formaciones de coral camellón con canales de arena. La cubierta biótica en la zona de coral 

orientado a mar abierto y gorgonias era de aproximadamente 85 %, con algas césped como cobertura de 

porcentaje medio más elevado del 22 % y seguido por 22 % de macroalgas, 18 % de corales pétreos, 12 % 

de corales blandos, 7 % de esponjas y 4 % de otras algas y biota. Durante el trabajo de estudio de 2012, se 

documentaron 30 especies de corales pétreos, en donde el coral estrellita, el coral cerebro simétrico y el 

coral estrella gigante representaronla cobertura más alta. Se documentaron dieciséis especies de coral 

blando, con la pluma de mar resbalosa que representa la cubierta más alta. LSe observaron las siete especies 

de coral que se enumeran en ESA en el área del Proyecto (ver sección 4.6.1.5). Según los resultados del 

estudio, Aguirre LLC estima que hay probablemente un total de 40,115 colonias de coral dentro del corredor 

de la tubería de 20 pies (6 m) de ancho.9

Los sustratos dentro de la ubicación del Terminal Marítimo de GNL son principalmente arena y 

barro, y carecen de las superficies duras necesarias para la fijación de corales formadores de arrecifes. Sin 

embargo, el trabajo de estudio identificó 4.1 acres (4.2 cuerdas) de parche arrecifal y mostró que la 

cobertura de coral estaba compuesta por 11 especies diferentes, que incluyen dos especies enumeradas por 

la ESA (véase la sección 4.6.1.5). Las especies más abundantes fueron el coral rosa y coral tubular. Todos 

los corales de los que se obtuvieron muestras eran pequeños, pero bien desarrollados. El más coral más 

grande del que se obtuvo muestras era una colonia de coral rosa que tenía 1.5 por 3.5 pulgadas (4 cm por 9 

cm), que es normalmente del tamaño que tiene esta especie en hábitats planos de arena profunda.

 

9 La información adicional sobre el hábitat de los arrecifes de coral en el área del Proyecto se incluye en el Informe ESA Coral de Cartografía 

y Demografía de Aguirre LLC, que se pueden ver en la página de Internet de la FERC (http://www.ferc.gov).Utilizando el enlace 

"biblioteca electrónica", seleccione "Búsqueda avanzada" del menú biblioteca electrónica e introduzca 20140129-5064 en el campo 

"Número de Acceso".
4-52
4-53

Los arrecifes de coral del Caribe están bajo una serie de amenazas y los de la Bahía de Jobos no son 

una excepción. Los corales de la zona han sido víctimas de la mortalidad en masa debido a la enfermedad de 

la banda negra, la enfermedad de la banda blanca, el blanqueamiento bacteriano de corales, la pesca 

excesiva y los ciclones tropicales (Whitall et al., 2011). Se ha incurrido en daño físico adicional por el 

impacto de anclas y hélices, pisoteo durante actividades de buceo y contaminación del agua por 

combustibles de motores y basura (García-Saís et al., 2008). En Gardner et al. (2003) se determinó que la 

cobertura de coral vivo en el Caribe ha disminuido en un 80 % en las últimas tres décadas. Además de estas 

tensiones regionales, los esfuerzos locales para los corales de la Bahía de Jobos incluyen las descargas 

térmicas de la planta de generación Aguirre existente, el aporte de aguas negras, la escorrentía agrícola, la 

sedimentación y la deforestación de los manglares.

4.5.2.2 Otros invertebrados

Aunque las yerbas marinas, las macroalgas y los arrecifes de coral representan los tipos de 

cobertura bentónica más típicos, otros organismos bentónicos habitan la Bahía de Jobos que no se clasifican 

tan perfectamente en grupos separados o se forman como cubierta continua, como los tipos de cubierta antes 

mencionados. Estos incluyen invertebrados sésiles, tales como esponjas, zoanthideos, tunicados, hidroides e 

invertebrados móviles, como el caracol reina (carrucho), el caracol peleador, el caracol blanco, la langosta y 

erizos de mar de púas largas. Los estudios bentónicos realizados por Aguirre LLC documentaron 12 

caracoles reina, por lo general asociados a la hierba de tortuga entre MP 1.5 y 3.0 de la ruta de la tubería, y 

muchos caracoles peleadores, la mayoría concentrados en la transición de cubierta vegetal-lodo cercana a 

MP 3.0. Los estudios también señalaron ocho caracoles blancos en la zona de arrecife orientado a mar 

abierto y el paso de Boca del Infierno, y muchos erizos de dorso largo en la interfaz entre los escombros de 

corales del arrecife interior y la zona de gorgonias. Las langostas fueron raras, al haberse observado solo 

cuatro ejemplares en el arrecife y un ejemplar en el parche arrecifal en alta mar.

La mayor proliferación de esponjas se documentó en las zonas de arrecife orientado a mar abierto y 

de gorgonias, donde la cobertura de la esponja fue del 7 % y se observó un total de 47 taxones. Los 

zoanthideos y los tunicados fueron también relativamente abundantes en esta área, cada uno con 0.5 % de 

cobertura. También se encontraron invertebrados sésiles, incluidos hidroides, corales de fuego, y anémonas, 

en un número relativamente alto dentro del arrecife interior. Los parches arrecifales en el Terminal Marítimo 

de GNL están biológicamente desarrollados en su totalidad, con abundancia de corales pétreos, gorgonias, 

esponjas y macroalgas. El arrecife también es compatible con una variedad de organismos bentónicos 

móviles, incluidos peces, crustáceos, gasterópodos y equinodermos. 

4.5.2.3 Otras algas

Mientras que las macroalgas son comunes en la Bahía de Jobos, las algas rojas calcáreas, también 

conocidas como algas coralinas incrustantes, están también presentes, aunque en menor número. Algunas 

especies forman anexos sobre sustrato duro y otras forman esferas no consolidadas, a menudo verrugosas, 

que se depositan en lechos. A estas se las conoce como rodolitas y constituyen el hábitat para diversas 

comunidades bentónicas. Las algas coralinas incrustantes se observaron con mayor frecuencia en la zona de 

arrecife interior. Se observaron algas césped en cubierta particularmente alta (22 %) en las zonas de arrecife 

orientado a mar abierto y de gorgonias, aunque están presentes en muchas áreas de la Bahía de Jobos. Las 

algas césped (Turf algae) fueron algunos de los tipos de cubierta más comunes en elárea del Terminal 

Marítimo de GNL, alcanzando el 0.5%. Se observaron muy bajas cantidades de algas coralinas incrustantes

en elárea del Terminal Marítimo de GNL.
4-54

4.5.2.4 Impacto general y mitigación

La construcción del Proyecto propuesto, con la incorporación de nuestras recomendaciones, daría 

como resultado impactos adversos menores a corto plazo en los recursos bentónicos debido a la prueba 

hidrostática, la resuspensión de sedimentos, la succión de sedimentos durante los procedimientos de 

descenso de tubería y el sombreado;e impactos adversos moderados a corto plazo por derrames de 

hidrocarburos accidentales y alteración/pérdida de hábitat. LComo se describió en la sección 2.3.4, la mayor 

parte de la tubería se colocaría directamente en el lecho del mar y luego se impulsaría hacia abajo por el 

método de inyección / succión a chorro para alcanzar las profundidades requeridas. Aguirre LLC localizaría 

el extremo del cabezal de aspiración debajo de la superficie de lossedimentos para reducir la posibilidad de 

recoger organismos bentónicos durante el proceso de descenso de tubería. La operación del Proyecto daría 

como resultado un impacto adverso menor y permanente sobre los recursos bentónicos originado por el 

sombreado, la erosión en las áreas en donde se instalarían las esteras de hormigón sobre nivel, y el vertido 

de la pluma térmica de FSRU y los buques de GNL; además, un impacto adverso moderado y permanente 

originado por los derrames de hidrocarburos accidentales. El proyecto, tal como se propone, también daría 

lugar a impactos adversos, significativos, y permanentes de alteración/pérdida del hábitat, debido a los 0.4 

acres (0.4 cuerdas) de hábitat de arrecifes de coral que estarían cubiertos con las esteras de hormigón de 8 

pies de ancho a lo largo de la tubería y 0.2 hectáreas (0.2 cuerdas) en el Terminal Marítimo de GNL.

Aguirre LLC proporcionó cálculos termodinámicos relacionados con la transferencia de calor 

desde la tubería submarina hasta el agua de mar circundante durante la operación. Los cálculos 

demostraron que el agua que fluye por la tubería disminuiría ligeramente, pero que volvería a la 

temperatura ambiente del agua de mar dentro de 1 pulgada (2.5 cm) de la superficie del revestimiento de 

hormigón. Basados en nuestra revisión de los cálculos previstos, estamos de acuerdo con la determinación 

de Aguirre LLC. Estos cálculos se basan en los métodos de construcción de tendido directo anteriores, 

que habrían resultado en la posición de la tubería por encima del nivel de grado. Debido a que la mayor 

parte de la tubería sería ahora enterrada o estaría por debajo del nivel de grado, la transferencia de calor 

en esas zonas sería inferior a las calculadas para la tubería por encima del nivel de grado. En cada lugar 

PI, la tubería no estaría revestida con hormigón sino que se instalaría por debajo del nivel de grado y se 

reforzaría con esteras de hormigón. Como se propone actualmente, la porción de la tubería instalada a 

través del paso de Boca del Infierno estaría sobre el nivel de grado pero se cubriría con hormigón y se 

protegería por medio de esteras de hormigón. Sin embargo, recomendamos que Aguirre LLC utilice una

HDD para cruzar el paso de Boca del Infierno; o, si una HDD no fuera factible, se haga la construcción de 

la tubería submarina a lo largo de una ruta alternativa. En cualquier caso, se reduciría el uso de esteras de 

hormigón. De acuerdo con el espesor de las esteras de hormigón (9 pulgadas [23 cm]), no anticipamos 

que la transferencia de calor de la tubería afectaría la temperatura ambiente del agua de mar en lugares 

con esteras. También revisamos la transferencia de calor para la sección vertical de la tubería (riser) desde 

el lecho marino hasta el Terminal Marítimo de GNL, que asumimos no estaría revestida de hormigón. 

Nuestros cálculos mostraron que la temperatura del agua que fluye por la tubería ascendente también 

vuelve a la temperatura ambiente dentro de 1 pulgada (2.5 cm) de la columna ascendente. Incluso en las 

hipótesis más conservadoras, el agua volvería a la temperatura ambiente dentro de varios centímetros o 

menos, con la mayoría de los cambios de temperatura dentro de 1 a 2 pulgadas (2.5 a 5 cm) de la tubería. 

Por lo tanto, el estrés térmico asociado con la tubería no se discute en el resto de este documento.

Prueba hidrostática

La prueba hidrostática consiste en llenar las tuberías con agua, llevar a cabo las pruebas de presión 

de acuerdo con la normativa aplicable, así como la descarga del agua de la prueba después de la finalización 

de dicha prueba. Aguirre LLC retiraría el agua utilizada para la prueba de la Bahía de Jobos o el Mar Caribe, 

en función de la sección de la tubería que se esté probando. La tasa de captación sería de entre 14,900 y 

22,500 galones por hora (de 56 a 85 m3/h). La toma de agua sería de unos 6 pies bajo la superficie y estaría 
4-55

instalada con una pantalla de malla de 100 micras para minimizar el arrastre de peces y otros organismos. 

NMFS expresó su preocupación en relación con el arrastre de peces durante este proceso. Para asegurar que 

el arrastre de peces y otros organismos se minimice o se evite, recomendamos que:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC consulte al NMFS sobre el tipo de tamiz (por 

ejemplo, malla de cuña) que se debe utilizar para la extracción de agua de las pruebas 

hidrostáticas durante la construcción del Proyecto. Los resultados de esta consulta 

deberían ser presentados ante el Secretario para su revisión y aprobación por escrito 

por parte del Director de la OEP.

Las pruebas hidrostáticas requerirían unos 240,000 galones de agua (909 m3) para llenar la tubería y 

completar una prueba hidrostática. En circunstancias normales, se necesitaría sólo un evento de prueba, pero 

hay una posibilidad de que fuera necesario un nuevo análisis de la tubería. Al término de un evento de 

prueba, Aguirre LLC descargaría el agua de mar no tratada a la Bahía de Jobos en un acercamiento a la 

costa. El agua sería descargada por lo menos 6 pies (2 m) por debajo de la superficie del agua a través de un 

tubo equipado con una cabeza difusora para reducir la velocidad de descarga y minimizar el impacto sobre 

el sedimento del fondo.

La cubierta bentónica en el acercamiento a la costa es casi exclusivamente de macroalgas (calculada 

en el 14 por ciento de la cubierta), que crecen en el sustrato arcilloso o de barro. Por lo tanto, el impacto 

sería probablemente menor y limitado a la mortalidad local en la zona de descarga inmediata. Las 

macroalgas probablemente recolonicen las zonas afectadas por la descarga en cuestión de semanas o meses. 

Los sedimentos resuspendidos reducirían la disponibilidad de luz para las macroalgas y yerbas marinas en 

una zona más amplia, más allá de la zona de descarga inmediata. Sin embargo, este impacto sería temporal 

(generalmente limitado a una o dos veces) y ubicado en el lugar de descarga.

Resuspensión de sedimentos

Un aumento en la turbiedad debido a la resuspensión de sedimentos desde la instalación de los 

amarres propuestos y la tubería tiene el potencial de causar efectos adversos menores a corto plazo sobre los 

recursos bentónicos. El impacto asociado a la resuspensión de sedimentos también incluye la reducción de 

la eficiencia de filtración en ciertos invertebrados, lo que podría afectar su crecimiento y supervivencia y la 

disminución de la eficiencia de alimentación de los depredadores visuales. LLos sustratos bentónicos debajo 

del sitio del terminal propuesto son principalmente arenas gruesas, que se asentarían de forma rápida y no 

serían objeto de un transporte prolongado. LSe espera que el entierro de la tubería mediante técnicas de 

inyección/succión provoque la resuspensión de los sedimentos más finos, pero se espera que el aumento de 

la turbiedad sea menor. Aguirre LLC usaría un cabezal difusor fijado a la bomba en combinación con 

cortinas de turbiedad para ayudar a redirigir la mayoría de los sedimentos en suspensión de nuevo al derecho 

de paso de la construcción (ver sección 2.3.4). Sin embargo, es probable que se produzca el transporte de 

sedimentos finos más allá del derecho de paso de la construcción. La sección 4.2.3.2 describe el transporte 

de sedimentos proyectado asociado con los métodos de construcción propuestos sin el uso de cortinas de 

turbiedad.

Los arrecifes de coral pueden ser particularmente sensibles al impacto de sedimentos, como la 

asfixia, el entierro y el sombreado de los pólipos de coral. El aumento de las tasas de sedimentación puede 

conducir a impactos directos sobre los corales, como por ejemplo, influir sobre las tasas de crecimiento, el 

metabolismo y la fecundidad (Erftemeijer et al., 2012). Sin embargo, las especies de coral han desarrollado 

algunos mecanismos de defensa contra la sedimentación. Riegle (1995) fundamentó que las especies de 

coral de fondo duro son capaces de soportar la deposición episódica de aproximadamente 1 onza por pie 

cuadrado (oz/ft2) (31 miligramos por centímetro cuadrado [mg/cm2]) de sedimentos (equivalente a una capa 

de deposición de aproximadamente 0.04 pulgadas [0.1 cm]), pero mostraron respuestas de estrés o muerte 
4-56

cuando se exponen a la deposición continua a este ritmo. Riegle (1995) también estableció que los corales 

duros son capaces de expulsar y eliminar el sedimento a tasas que van desde aproximadamente 0.006 oz / ft2 

a 0.02 oz / ft2(0.2 a 0.7 mg/cm2) por minuto. A este ritmo, el coral podría eliminar una capa de 0.04 

pulgadas (0.1 cm) de espesor en menos de 3 horas. El estudio de Riegle se llevó a cabo en un laboratorio; 

sin embargo, las observaciones paralelas en los datos de campo y estructura de las comunidades locales 

apoyaron los hallazgos de laboratorio (Riegle, 1995). El entorno de laboratorio simuló condiciones 

extremas, tales como la alta sedimentación y, prácticamente, el movimiento nulo del agua en las que los 

intentos de los corales por limpiarse la arena fueron completamente sin asistencia; por lo tanto, el estudio 

representó el peor caso posible para los corales. De acuerdo con la modelización del transporte de 

sedimentos realizada para el Proyecto (ver sección 4.2.3.2), que se calculó para la construcción sin el uso de 

cortinas de turbiedad, se limitaría un espesor de deposición de 0.04 pulgadas (0.1 cm) en el hábitat de los 

arrecifes de coral, atravesado por el Proyecto en el pase de Boca del Infierno, a menos de 200 pies (61 m) 

del borde del arrecife. Como se mencionó en la sección 2.3.4, Aguirre LLC utilizaría técnicas de 

inyección/succión a chorro con cortinas de turbiedad para bajar la tubería en las zonas adyacentes a los 

arrecifes de coral. Las cortinas de turbiedad minimizarían el transporte de sedimentación durante las 

actividades de construcción de las tuberías, lo que prevemos que reducirá los niveles de deposición en el 

arrecife por debajo de 0.04 pulgadas (0.1 cm). Para garantizar la eficacia de las cortinas de turbiedad, se 

recomienda que:

 Aguirre LLC presentecon su Plan de Implementación el protocolo que utilizaría para 

determinar la eficacia de las cortinas de turbiedad durante la construcción. El 

protocolo debe describir el monitoreo que Aguirre LLC realizaría, los umbrales que 

establecería para definir la eficacia, y las medidas que aplicaría si las cortinas de 

turbiedad fuesen ineficaces.

Erftemeijer et al. (2012) revisaron 77 estudios publicados sobre los efectos de la turbiedad y la 

sedimentación en 89 especies diferentes de coral. Una revisión de la documentación publicada sobre la 

sensibilidad de los corales a la turbiedad determinó que los límites de tolerancia de los sistemas de arrecifes 

de coral para concentraciones crónicas de sedimentos suspendidos oscilan entre menos de 10 mg/L en zonas 

impolutas de arrecifes mar adentro y más de 100 mg/L en los arrecifes marginales cercanos a la costa 

(Erftemeijer et al., 2012; Erftemeijer and Shuail, 2012). El tiempoque los corales pueden sobrevivir a altas 

turbiedades oscila desde varios días para las especies sensibles hasta por lo menos 5 a 6 semanas para las 

especies tolerantes (Erftemeijer et al., 2012). El umbral mínimo utilizado para evaluar los efectos de la

sedimentación de las poblaciones de coral en la zona del Proyecto y sus alrededores fue de 10 mg/L. De 

acuerdo con la modelización del transporte de sedimentos realizada para el Proyecto, las concentraciones de 

sedimentos (en su mayoría sedimentos finos) de 10 mg/L se extenderían 85 pies (26 m) del derecho de paso 

de la construcción hacia el arrecife (ver sección 4.2.3.2). Esto representaría 0.4 acres (0.4 cuerdas) de 

impacto dentro del hábitat de arrecifes de coral, si no se utilizaran cortinas de turbiedad. Anticipamos que el 

uso de las cortinas de turbiedad de Aguirre LLC podría reducir significativamente los niveles de turbiedad y 

limitaría los efectos de turbiedad sobre los arrecifes de coral al derecho de paso de la construcción.

En general, los aumentos de turbiedad durante la construcción serían temporales en duración y 

localizados en su alcance, por lo que se estima que el impacto en los recursos bentónicossea menor y a corto 

plazo. SComo se detalló en la sección 2.3.4, los procedimientos de descenso serían controlados para mitigar 

la dispersión de sedimentos excavados. Las cortinas de turbiedad colocadas alrededor de los sitios de 

descarga de sedimentos ayudarían a reducir aún más la sedimentación y el impacto sobre la calidad del 

agua. La mayoría de los impactos asociados con la resuspensión y el transporte de sedimentos estarían

limitados al tiempo requerido para descender la tubería. Aguirre LLC prevé alrededor de 10 días para 

enterrar cada segmento de la tubería a la profundidad adecuada.
4-57

No obstante, aún cuando la tubería se encontrase por encima del nivel de grado (MPs 1.0 a 1.6), y 

en cada pilote permanente, la sedimentación y turbiedad persistentes por la erosión y la deposición de 

sedimentos son posibles, reduciendo la penetración de la luz y disminuyendo las tasas de fotosíntesis y la 

productividad primaria de la zona. Se anticipa que la sedimentación y turbiedad persistentes por la erosión y 

la deposición de sedimentos entre 1.0 a 1.6 MPs sea mínima debido a los sedimentos de fondo duro en esa 

zona. Adicionalmente, las esteras de hormigón potencialmente capturarían y retendrían algunos sedimentos. 

No se anticipan efectos de sedimentación y turbiedad persistentes en donde se enterraría la tubería o por 

debajo del nivel de grado. Las descargas de aguas procedentes de las transportadoras de GNL también 

podrían provocar la resuspensión de sedimentos en el Terminal Marítimo de GNL durante la operación. El 

aumento de la turbiedadasociado a la erosión alrededor de la sección de la tubería entre 1.0 y 1.6 MPs, en 

los pilotes permanentes, el chorro de la hélice, y las descargas de las transportadoras de GNL se localizarían 

en un alcance limitado, por lo que se espera que el impacto en los recursos bentónicos sea permanente, pero 

menor.

Derrames de hidrocarburos accidentales

Los derrames menores de hidrocarburos (por ejemplo, GNL, combustibles y lubricantes) durante la 

construcción podrían causar un impacto adverso menor a moderado sobre los recursos bentónicos. Los 

derrames podrían estar originados en derrames accidentales de barcazas de construcción o embarcaciones de 

apoyo, pérdida de combustible durante las transferencias de combustible o accidentes resultantes de 

colisiones. ELos impactos de hidrocarburos son causados por la naturaleza física de los materiales (por 

ejemplo, contaminación física y asfixia) o por sus componentes químicos (por ejemplo, efectos tóxicos y 

bioacumulación). EEstos impactos dependerán de la profundidad y el volumen del derrame, así 

comotambién de las propiedades del material derramado.

Como se describe en el punto 4.3.3.3, los contratistas de la construcción y el personal de las 

operaciones portuarias deberán cumplir con todas las leyes y reglamentaciones relacionadas con el manejo 

de combustibles y lubricantes, y Aguirre LLC prepararía un plan de control y prevención de derrames 

específico del sitio para la construcción y operación para minimizar la posibilidad de una liberación 

accidental. En la sección 4.3.3.3 recomendamos que Aguirre LLC presente ese plan para su revisión y 

aprobación antes de la construcción. 

Alteración/pérdida del hábitat

Las actividades de construcción, tales como el anclaje de buques, laconstrucción de la plataforma,

yel tendido de tuberías causarían impactos directos enaproximadamente 22.6 acres (23.3 cuerdas) de yerbas 

marinas, 80.8 acres (83.1 cuerdas) de macroalgas y 6.2 acres (6.4 cuerdas) de hábitat de arrecifes de coral, 

incluidos aproximadamente 4.1 acres (4.2 cuerdas) de parche arrecifal en las inmediaciones del Terminal 

Marítimo de GNL (ver tabla 4.4.3-1). En general, las yerbas marinas pueden recuperarse de daños en las 

hojas, pero no de daños en las raíces. Se ha observado que las tasas de crecimiento de coral varían entre el 2 

a 5 % por año (Osborne y otros, 2011.). Por lo tanto, la recuperación de las comunidades de coral dañadas o 

destruidas puede ser del orden de décadas. U. Aguirre LLC abordaría en su Plan de Mitigación de Recursos 

Bentónicos la recuperación de yerbas marinas y corales para garantizar la mitigación apropiada.

Conforme a lo solicitado en el borrador de la DIA, Aguirre LLC condujo un trabajo adicional para 

determinar la viabilidad y el riesgo de instalar la tubería a través del paso de Boca del Infierno, donde 

tendrían lugar la mayoría de los impactos sobre el coral, mediante el método de construcción HDD. De 

acuerdo a una revisión de los datos geotécnicos del subsuelo y del informe preliminar de la investigación 

geotécnica de nearshore elaborada por Golder Associates, Aguirre LLC determinó que probablemente una 

HDD exitosa no sería viable de acuerdo a los datos geotécnicos del subsuelo disponibles en la actualidad. El 

contratista de Aguirre LLC concluyó que se requeriría un programa detallado de exploración del subsuelo 

para determinar la viabilidad de una HDD que cruce el paso de Boca del Infierno. Para asegurar que el 
4-58

impacto en el hábitat del arrecife de coral sea reducido o se evite en la medida de lo posible, 

recomendamos que:

 Aguirre LLC presentecon su Plan de Implementación el análisis geotécnico para la

HDD del paso de Boca del Infierno y proporcionar su evaluación para determinar si 

la técnica HDD sería un método de construcción viable para evitar el impacto de la 

tubería sobre el hábitat de arrecifes de coral. Para reducir al mínimo el impacto sobre 

el hábitat de los arrecifes de coral, la evaluación de Aguirre LLC debe analizar la 

viabilidad de una HDD basada en el sustrato que se cruzará, incluyendo, entre otros 

aspectos, las medidas de mitigación, como el uso de revestimientos para minimizar la 

probabilidad de un derrame involuntario, cortinas de turbiedad para minimizar el 

transporte de sedimentos y barcazas para recoger el lodo de perforación.

La pérdida de hábitat debido a la colocación de esteras de hormigón sobre la tubería podría 

ocasionar impactos permanentes en aproximadamente 0.01 acres (0.01 cuerdas) de macroalgas, 0.02 acres 

(0.02 cuerdas) de hábitat de lodo y arena, y 0.4 acres (0.4 cuerdas) de hábitat de arrecifes de coral. Se prevé 

que las yerbas marinas y las macroalgas se recolonicen en el sitio donde está enterrada la tubería y donde no 

hay esteras de hormigón. Además, algunas plantas pueden crecer en los sedimentos que se depositan dentro 

de las ranuras de las esteras, pudiendo fomentar la colonización de las esteras por organismos bentónicos.

Se desconoce la capacidad de las especies de coral y otros recursos bentónicos para utilizar las 

esteras de hormigón en el paso de Boca del Infierno y dentro de la Bahía de Jobos. De acuerdo con el Coral 

Reef Restoration Handbook, el uso de esteras articuladas de hormigón, similares a las propuestas para el 

Proyecto, no funcionó como se esperaba cuando se revisaron las actividades de restauración diseñadas para 

restaurar los recursos y servicios afectados a su condición previa. (Precht, 2006). Un proyecto de 

restauración de arrecifes de coral en 1997, en respuesta a los impactos sufridos al encallar un buque en los 

Cayos de Florida, monitoreó las actividades de restauración durante un período de 10 años. El monitoreo se 

centró en la recuperación biológica, el reclutamiento y la estabilidad física. Se utilizaron esteras de 

hormigón para intentar estabilizar sustratos no consolidados en las proximidades de la zona de encalladura

del buque en dos espolones de coral bajo relieve. A pesar de que el análisis de ingeniería sostuvo su 

estabilidad, algunas esteras se movieron y se separaron en condiciones de tormenta, como con el huracán 

George. Precht (2006) afirmó que uno de los factores de este fracaso fue que los bordes de las esteras no se 

fijaron correctamente al sustrato y que las esteras deberían haber sido aseguradas en la piedra caliza 

mediante cáncamos de acero inoxidable y cementadas con resina epoxídica u otro adhesivo. La evidencia 

demostró que durante las tormentas (incluido el huracán George), hubo erosión sustancial debajo de los 

bordes de las esteras, lo que permitió que la acción del oleaje levante los bordes, causando movimiento 

(Precht, 2006). Cuando los segmentos se desprendían, podían llegar a ser esparcidos sobre la zona causando 

lesiones adicionales a la comunidad de arrecifes de coral que los rodeaba. Básicamente, las esteras no 

brindaron un hábitat tridimensional necesario para la restauración biológica (Precht, 2006). La conclusión 

resultante fue que si las esteras pudiesen ser aseguradas al sustrato, las esteras articuladas podrían servir para 

estabilizar el sustrato subyacente (Precht, 2006). Aguirre LLC propone asegurar cada extremo de las esteras 

en el paso de Boca del Infierno con esteras dobles fijadas con tornillos de anclaje hélice atornillados en los 

fondos marinos y asegurados a las esteras de hormigón con abrazaderas de acero inoxidable como 

conectores. Sin embargo, cuando las esteras estén instaladas en otros lugares a lo largo de la tubería 

submarina, los bordes de las esteras se bajarían en los sedimentos naturales utilizando técnicas de inyección 

a chorro como una manera de asegurar las esteras de hormigón de 6,000 libras al fondo del mar. Para 

asegurarse de que las esteras de hormigón permanezcan firmes en el fondo del mar durante las operaciones 

del Proyecto, recomendamos que: 

 Aguirre LLC presentecon su Plan de Implementación una descripción de las medidas 

que serían utilizadas, además de bajar los bordes de las esteras, para sujetar todas las 

esteras de hormigón al fondo marino.
4-59

El hábitat debajo del Terminal Marítimo de GNL se alteraría de forma permanente por el 

sombreado y el vertido de la pluma térmica, que se examinan más adelante. ELa alteración de hábitats y los 

efectos de sombreado de la operación del Terminal Marítimo de GNL provocarían impactos permanentes en

aproximadamente 2.9 acres (3 cuerdas) de yerbas marinas, 0.2 acres (0.2 cuerdas) de parches arrecifales con 

corales vivos, y 19.2 acres (19.8 cuerdas) de hábitat de macroalgas. Concluimos que el impacto de la 

ubicación del terminal propuesto en el hábitat bentónico sería permanente y, sin mitigación adecuada, estos 

impactos podrían ser importantes ya que habría un cambio permanente en la comunidad bentónica en esta

ubicación.

Aguirre LLC ha preparado un borrador del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos con el 

asesoramiento de la DRNA, NMFS, FWS y la PREPA para compensar los impactos de la construcción y 

operación del Proyecto sobre los recursos bentónicos, incluidas las comunidades de yerbas marinas, el 

hábitat de arrecifes de coral y el hábitat esencial de peces. Los objetivos del plan son evitar y minimizar los 

impactos sobre la flora y la fauna epibentónicas mediante el trasplante de yerbas marinas y la reubicación de 

las especies de coral, incluyendo los corales de la lista de ESA, ocasionados por la presencia de la 

construcción antes de su inicio, para proporcionar la mitigación de la pérdida de hábitat crítico para las 

especiesAcropora, proporcionar la mitigación de los impactos sobre las zonas de alimentación para la 

tortuga marina verde y el manatí antillano, y para compensar los impactos en el hábitat esencial de peces. La 

mitigación propuesta para los impactos sobre las poblaciones de yerbas marinas a lo largo del Proyecto se 

analiza en detalle en la sección 4.4.3. Se proporciona a continuación un resumen de la mitigación propuesta 

para los impactos sobre los recursos de coral.

El borrador de las medidas de mitigación propuesto por Aguirre LLC para los impactos en el hábitat 

de los arrecifes de coral en el área del Proyecto incluye:

 Estudios previos a la construcción para identificar potenciales sitios para albergar, 

restaurar y reubicar corales; 

 La extracción previa a la construcción de todas las especies de coral que figuran en la 

lista de ESA, del derecho de paso permanente de 20 pies de ancho y la reubicación de los 

corales en los hábitats de arrecifes en el sustrato apropiado y disponible junto a la tubería 

en un contorno de profundidad similar10;

 La construcción de arrecifes artificiales en la Bahía de Jobos para imitar el hábitat de 

arrecife costero existente;

 La construcción de parches arrecifales artificiales mar adentro para la reubicación de los 

corales de la lista de ESA que puedan ser afectados por el Terminal Marítimo de GNL;

 Estudios posteriores a la construcción para evaluar el daño incidental en los corales 

durante la instalación de la tubería para su reubicación inmediata; y

 La supervisión de los corales reubicados y de los arrecifes artificiales durante un período 

mínimo de 3 años.

 

10 Creemos que la reubicación de los corales que serían desplazados por el hormigón no es un método preferido de proteger este recurso 

sensible, incluyendo especies en la lista federal.Este es uno de los principales factores de nuestras recomendaciones: evitar completamente 

el área más sensible y concentrada de los corales de la lista federal en el área del Proyecto (por ejemplo, el paso de Boca del Infierno).
4-60

Los sitios para albergar corales servirían como zona base temporal (durante la construcción) para 

los corales pétreos que serían desplazados durante las actividades de construcción y devueltos a su ubicación 

de origen después de la construcción. Los sitios de restauración se identificarían en coordinación con el 

personal de la agencia reguladora local, los gerentes de recursos y el personal de la JBNERR (Reserva 

Nacional de Investigación Estuarina de la Bahía de Jobos) enfocándose en el área dentro de la cercanía del 

Proyecto que precisa restauración. Las evaluaciones del sitio determinarán en forma cuantitativa y 

cualitativa cada característica para establecer qué es lo adecuado como mitigación. Aguirre LLC 

identificaría y trazaría las áreas de restauración, los sitios de referencia, y los lugares para albergar corales 

mediante el uso de equipos GPS. Se incluye una descripción de los lugares de reubicación preliminares y los 

sitios de arrecifes artificiales en el Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos (véase el apéndice D).

Los estudios previos a la construcción también documentarían las condiciones previas a la 

construcción del corredor de la tubería y la zona marítima. Aguirre LLC utilizaría métodos de estudio de 

filmación de buceo e incorporaría los resultados de los estudios en un informe de descripción bentónica 

previo a la construcción. Este informe ayudaría a confirmar si hubo algún cambio importante en las 

comunidades bentónicas desde que se realizaron los estudios anteriores.

Aguirre LLC llevaría a cabo estudios posteriores a la construcción inmediatamente luego de la 

finalización de las actividades de construcción y evaluaría el corredor de construcción de la tubería para 

identificar los impactos fortuitos o imprevistos de la construcción. Los estudios utilizarían buzos remolcados 

equipados con cámaras para documentar las condiciones posteriores a la construcción del hábitat bentónico.

Los límites de la zona de impacto potencial incluirían un corredor de tubería de 20 pies de ancho, 

que Aguirre definiría previo a la construcción. Antes de las actividades de construcción, se extraerían todos 

los corales de la lista de ESA y los corales que no figuran en la lista de ESA mayores a 10 pulgadas [25 cm] 

de tamaño de la zona demarcada. Los corales recolectados se almacenarán durante las actividades de 

construcción para una restitución en el corredor de la tubería después de la construcción o se reubicarán en 

forma permanente en un arrecife cercano, alejados de los efectos de la construcción, y dentro de un sustrato 

y con una curva de profundidad similar. Los almacenamientos se marcarán con una boya de superficie y se 

registrarán las coordenadas en el GPS para ayudar en la reubicación del sitio. Los corales seleccionados se 

reubicarían y colocarían en posición vertical de forma manual dentro del área de almacenamiento. Los 

biólogos con conocimiento y experiencia en los hábitats de arrecifes de coral y la identificación de especies 

identificarían y reubicarían a los candidatos de reubicación viables. La información que sintetiza los 

métodos de reubicación de coral se describe en el borrador del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos 

(véase el apéndice D). Los biólogos grabarían un número en una etiqueta de goma y lo instalarían en un 

lugar central dentro de cada área de reubicación, recogerían coordenadas y fotografías del GPS, y 

producirían un diagrama polar con las ubicaciones relativas y los tamaños de la biota reubicada.

Para compensar la pérdida permanente del hábitat del arrecife en el espacio de la tubería, Aguirre 

LLC propone construir un hábitat de arrecife artificial en la costa para contrarrestar la importante pérdida 

del hábitat para los corales pétreos enumerados en la ESA. El arrecife artificial de la costa sería una 

estructura de relieve bajo compuesta de pilares de piedra caliza. El arrecife se diseñará y construirá para 

imitar los arrecifes costeros existentes con una altura y profundidad del agua similares. Para subsanar 

cualquier impacto posible del sombreado provocado por el Terminal Marítimo de GNL en las especies de 

coral enumeradas en la ESA, Aguirre LLC implementará parches arrecifales artificiales en un lugar cercano 

mar adentro. Estos parches arrecifales propuestos serán el lugar receptor de los corales enumerados en la 

ESA que se reubicarán para evitar las posibles zonas de sombreado.

Luego de finalizar las actividades de mitigación, Aguirre LLC prepararía un Informe de Conclusión 

de Mitigación de corales y lo presentaría al COE, NMFS, FWS, y DRNA. El informe incluirá una 

introducción y resúmenes descriptivos y cuantitativos de las actividades de mitigación realizadas, así como 
4-61

mapas y foto-documentación. El monitoreo de los sitios de mitigación de coral ocurriría dentro de los 30 

días siguientes a las actividades de reubicación y se produciría cada mes de agosto con un informe de 

seguimiento a completar antes de octubre del mismo año. Se proponen esfuerzos generales de control 

posterior a la mitigación para un período de tres años; no obstante, si se cumplió con los criterios de éxito en 

cualquier componente individual del plan de mitigación, la mitigación se considerará exitosa y se 

interrumpirán las actividades de control para estas zonas individuales. Si los componentes de mitigación no 

avanzan hacia el éxito, se realizará otro control anual de 2 años. El éxito de la reubicación de corales en las 

áreas de mitigación dependerá de los siguientes criterios: después de 2 años, supervivencia del 75 % de los 

corales que midan de 4 a 10 pulgadas (10 a 25 cm) y 85% de los corales que midan más de 10 pulgadas 

[25 cm]. Si lo valores son inferiores a los criterios de éxito, Aguirre LLC comparará los índices de 

supervivencia con los índices de supervivencia de los sitios de referencia y se probarán para determinar 

diferencias importantes a nivel estadístico. Si el porcentaje de supervivencia de una especie de corales es 

inferior a estos niveles, se trasplantarán otros corales de la misma especie con corales que aparezcan 

desprendidos (corales de ocasión) en las comunidades naturales o en otra fuente aprobada. Adicionalmente, 

se describen los criterios de éxito y las actividades de vigilancia de coral en el Plan de Mitigación de 

Recursos Bentónicos (véase el apéndice D). El borrador del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos ha 

abordado los impactos permanentes y algunos impactos temporales sobre las poblaciones de arrecifes de 

coral. Los corales reubicados deberán ser aprobados por el NMFS. Como se sintetiza en el apartado 4.4.3, 

recomendamos que previo a la construcción del Proyecto Aguirre LLC debe finalizar el plan con el 

asesoramiento de los organismos competentes.

Debido a que la mayor parte de la tubería estaría enterrada o debajo del nivel de grado, no prevemos 

que los segmentos de tubería enterrados presenten una barrera para la migración de caracoles, erizos, 

pepinos de mar y otros organismos bentónicos con movilidad deteriorada. No obstante, según lo propuesto 

por Aguirre LLC, desde 1.0 a 1.6 MP (1,700 pies [518 m]) la tubería se colocaría directamente sobre la 

superficie del fondo marino (sedimentos duros) y se cubriría con una única capa de esteras de hormigón 

junto a los extremos en donde se superpondrían dos esteras. Adicionalmente, en el segmento cercano a la 

costa (1,299 pies [396 m]) y en cada ubicación de PI, la tubería enterrada recibiría una sola capa de esteras

de hormigón que tendrían sus extremos afilados hacia los sedimentos naturales dejando la mayoría de las 

esteras expuestas en la superficie del fondo marino natural. Las áreas en las que la tubería y/o esteras de 

hormigón estén por encima del grado pueden presentar una barrera a la migración de caracoles, erizos, 

pepinos de mar y otros organismos bentónicos con movilidad deteriorada. Esta barrera potencial podría 

presentar un impactomenorpermanente para estas especies. Sin embargo, estas especies son generalmente

capaces de atravesar huecos o colinas a lo largo del sustrato dentro de la Bahía de Jobos donde la topografía 

no es completamente plana y es probable que sean capaces de moverse por las zonas con esteras y cruzar las 

partes enterradas de la tubería. Las esteras de hormigón pueden actuar como un puente sobre la tubería para 

estos organismos bentónicos con movilidad deteriorada en el paso de Boca del Infierno. Las langostas son 

capaces de nadar, y por lo tanto, probablemente se verían menos afectadas por . El segmento de tubería que 

se colocaría directamente en el fondo del mar o por las esteras de hormigón que se colocarían justo por 

encima del nivel con el fondo marino natural. En todo caso, nuestras recomendaciones tanto para cruzar el 

pasode Boca del Infierno medianteuna HDD como para la planificación de una ruta para evitar esta área 

reducirían en gran medida la posibilidad de que la tubería actuara como una barrera de migración. Sin 

embargo, para asegurar que el impacto sobre los caracoles, erizos, pepinos de mar y otros organismos 

bentónicos con movilidad deteriorada se reduzcan al máximo, recomendamos que:

 Previo a la construcción, Aguirre LLC actualice el Plan de Mitigación de Recursos 

Bentónicos para incluir 5 años de seguimiento posterior a la construcción, de las áreas 

en las que la tubería y/o las esteras de hormigón estén por encima del nivel, para 

determinar si las esteras están impidiendo la migración de las caracolas, erizos, 

pepinos de mar y otros organismos bentónicos con movilidad reducida.
4-62

Sombreado

Durante la construcción, se utilizarán barcazas en el área del Proyecto, dando lugar a un impacto 

potencial del sombreado en la vegetación acuática sumergida y corales. Las barcazas serían 

aproximadamente de 250 pies (76 m) de largo por 75 pies (23 m) de ancho, lo que resulta en un área 

sombreada de aproximadamente 0.4 acres (0.4 cuerda) por barcaza. Para reducir al mínimo el impacto 

potencial del sombreado, Aguirre LLC limitaría las operaciones de barcazas a cerca de 1 y 3 MPs, donde el 

hábitat del arrecife de coral no está presente y la abundancia de vegetación acuática sumergida es baja. Con 

la excepción de la barcaza para el tendido de las tuberías submarinas estacionada cerca de PI 4 (3 MP), las

barcazas no permanecerían en un mismo lugar por más de 6 días. Las yerbas marinas tienen requerimientos 

de luz particularmente altos y pueden comenzar a experimentar el impacto fisiológico después de varios días 

de sombreado. Podría producirse un impacto potencial del sombreado en los arrecifes de coral durante la 

instalación de la tubería y las esteras de hormigón. Antes de la construcción, Aguirre LLC propone reubicar 

especies viables de corales duros enumerados en la ESA que se verían afectados de manera permanente por 

la tubería, para minimizar los impactos como se indica en el borrador del Plan de Mitigación de Recursos 

Bentónicos (ver apéndice D). Sin embargo, las especies de coral no enumeradas en la ESA pueden resultar 

afectadas por el sombreado.

También existe la posibilidad de que se produzca el sombreado de los corales y vegetación acuática 

sumergida durante la construcción y operación del Terminal Marítimo de GNL por la estructura de la 

plataforma en sí. Según el estudio de caracterización del bentónica realizado por Aguirre LLC, la cubierta 

inferior en las inmediaciones de la ubicación propuesta del terminal consiste en aproximadamente el 16 por 

ciento de yerbas marinas, el 79 por ciento de macroalgas y el 5 por ciento de corales pétreos. Llegamos a la 

conclusión de que el impacto debido al sombreado sería menor durante la construcción por la naturaleza de 

corto plazo de las actividades de construcción, la cobertura menor de la vegetación acuática sumergida en 

las áreas de sombreado potencial, y la mitigación propuesta de las especies de corales duros enumerados en 

la ESA. Sin embargo, el sombreado del Terminal Marítimo de GNL durante la operación daría lugar a 

impactos permanentes en las yerbas marinas y el hábitat de arrecifes de coral. Aguirre LLC elaboró un 

borrador del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos (véase el apéndice D) que reubicaría y supervisaría 

las especies de corales duros enumerados en la ESA a un arrecife artificial en las cercanías del Proyecto para 

reducir los impactos adversos sobre las especies de coral. En la sección 4.4.3 recomendamos que Aguirre 

LLC amplíe el plan para incluir medidas de mitigación por los impactos de sombreado sobre las yerbas 

marinas en el Terminal Marítimo de GNL.

Vertido de la pluma térmica - Atraque mar adentro

El entorno ambiental puede tener una influencia pronunciada sobre el potencial y la magnitud del 

impacto térmico adverso en la biota (EPA, 2014c). En aguas subtropicales, las temperaturas tienen menos 

variación estacional, y se mantiene un gradiente térmico más consistente entre el vertido y las condiciones 

ambientales (EPA, 2014c). Las aguas marinas generalmente constituyen un mayor depósito térmico que los 

sistemas de agua dulce debido al mayor volumen y flujo de las mareas (EPA, 2014c). Los efectos adversos 

para los organismos acuáticos son generalmente más pronunciados en las altas temperaturas letales agudas y 

crónicas y/o debido a fluctuaciones repentinas (EPA, 2014c).

El funcionamiento de la FSRU se traduciría en descarga de agua de refrigeración calentada del 

sistema de refrigeración del condensador principal y del servicio de refrigeración auxiliar de agua de mar. El 

vertido de la pluma térmica también se debería a las transportadoras de GNL al momento de la descarga de 

GNL en el terminal. Según los proyectos anteriores, las descargas térmicas de la FSRU se supone que son 

aproximadamente a 21.6 ° F (12.0 o C) temperatura ambiente, y las descargas de las transportadoras de GNL 

se supone que son aproximadamente a 5,4 ° F (2,8 °C) ambiente. Suponiendo una temperatura ambiente de 
4-63

85.3 ° C (29.6 °C), esto se traduce en una temperatura de descarga de alrededor de 106.9 ° F (41.6 °C) de la 

FSRU y aproximadamente 90 o F (32 °C) de las transportadoras de GNL.

El diseño de la pluma térmica realizada por Aguirre LLC predice que las descargas de las FSRU y 

las transportadoras de GNL alcanzarán el criterio de temperatura máxima de 90 oF (32 °C)de Puerto Rico a 

una distancia horizontal máxima de 23.4 y 7.1 pies (25.4 y 7.7 metros [m]), respectivamente, en las actuales 

condiciones mínimas (ver sección 4.3.1.3.). El modelado predijo que la pluma de las descargas de la FSRU 

se disiparía por debajo del casco y no alcanzaría el fondo marino. Sin embargo, la forma de la descarga de 

las transportadoras de GNL se predice para alcanzar el fondo marino. La temperatura del agua en esta 

interfaz pluma-sustrato se prevé que sea aproximadamente de 86 °F (30 °C), justo debajo del criterio de 

temperatura máxima de Puerto Rico. 

Con el tiempo, el vertido de la pluma térmica de la transportadora de GNL desplazaría materiales 

sedimentarios más finos (menos de 1 mm) del sitio y la concentración de materiales más gruesos aumentaría 

en la superficie del lecho marino. Esta transición hacia arenas más gruesas alteraría permanentemente la 

composición de la comunidad bentónica en el sitio del terminal propuesto, favoreciendo las madrigueras, 

especies infaunales que construyen madrigueras forzadas, en lugar de las especies que utilizan madrigueras 

excavadas no consolidadas. Los estudios que abordan los impactos asociados al vertido de la pluma térmica 

de plantas de energía muestran que las tasas de crecimiento y tiempos de desove de las especies bentónicas 

son generalmente acelerados por el aumento de la temperatura (EPA, 2014c). Un estudio realizado en 1984 

por S. L. Coles fue revisado por la EPA en su 2014 Benefits Analysis for the Final 316(b) Existing Facilities 

Rule que encontró un efecto positivo con el efluente de la planta energía térmica debido a que tanto el 

número de organismos bentónicos como la colonización por propágulos de arrecifes de coral cerca de un 

desagüe fueron significativamente mayores que las zonas de fondo (EPA, 2014c). Aunque este estudio de 

1984 llevado a cabo por S. L. Cole demostró algunos efectos beneficiosos de los efluentes térmicos en las 

poblaciones de corales, varios estudios han documentado la decoloración y destrucción de los arrecifes de 

coral por efluentes térmicas elevadas (revisado en EPA, 2014c). Estos estudios indican que las descargas 

térmicas alteran considerablemente la abundancia local y la estructura de las comunidades acuáticas, 

particularmente de los bentos y perifiton. La estructura taxonómica de la comunidad de fitoplancton cerca 

de desagües térmicas puede ser alterada como efecto indirecto del vertido térmico y, en general, soporta 

comunidades de algas diferentes a las presentes en las aguas de fondo.

En general, la pluma térmica asociada con la acción propuesta se limitaría a un área relativamente 

localizada, por lo que se prevé que el impacto sobre los recursos bentónicos sea permanente, pero de menor 

importancia. Antes de la construcción, Aguirre LLC propone reubicar especies viables de corales duros 

enumerados en la ESA que se verían afectados de manera permanente por la pluma térmica asociada con las 

transportadoras de GNL, como se detalla en el borrador del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos (ver 

apéndice D).

Agentes anti-incrustantes

Para evitar la macrocontaminación de los sistemas de toma de agua en bruto de la FSRU, la FSRU 

utilizaría su ánodo MGPS de cobre y aluminio de a bordo. El sistema comprende un ánodo de cobre junto a 

un ánodo de aluminio montados en línea con el sistema de captación de agua de mar, conectado a una caja 

de control que emite una corriente eléctrica directa a los ánodos. Este sistema permite una liberación 

controlada de iones de cobre y aluminio que recubre las tuberías de agua de mar de la FSRU y evita las 

incrustaciones de organismos marinos, inhibe la corrosión, y genera una mejora en el funcionamiento 

operativo. El MGPS liberaría, en promedio, 2 partes de iones de cobre por mil millones (ppb) en el 

comienzo del sistema, que se encuentra por debajo del estándar de calidad del agua Clase SB/SC de JCA de 

3,73 ppb para la descarga de cobre. Se espera que los niveles de cobre sean inferiores a 2 ppb en el lugar de 

descarga debido a los iones de cobre que recubren las paredes de la tubería FSRU. 
4-64

El cobre es un oligoelemento necesario a niveles minúsculos para el correcto funcionamiento de 

todos los organismos; sin embargo, puede ser tóxico a concentraciones más altas. Los organismos tienen 

diferentes mecanismos para lidiar y procesar el cobre. En general, el cobre está regulado activamente en 

peces, crustáceos decápodos y algas (Guardiola et al., 2012). Se almacena en los bivalvos, percebes, e 

insectos acuáticos (Guardiola et al., 2012). Las especies de fitoplancton tienen diferentes sensibilidades a la 

toxicidad de cobre: resistente (diatomeas), sensibilidad intermedia (cocolitóforo y dinoflagelados), y 

sensibilidad alta (cianobacterias; Guardiola et al, 2012).

El cobre es un biocida eficaz utilizado para disuadir o matar a los microorganismos responsables de 

la contaminación biológica. Sin embargo, también puede afectar a los organismos no objetivo y causar 

problemas ambientales. La toxicidad de cobre en el agua se ve muy afectada por la forma química y el grado 

en el que está ligado a varios iones o moléculas que pueden estar en el agua, haciendo que el cobre no esté 

disponible para los organismos (Guardiola et al., 2012). La química del agua influye en la biodisponibilidad, 

la biodistribución a varias partes del organismo, y la bioacumulación de cobre en organismos. Cuando el 

óxido de cobre entra al agua como un ion libre (Cu+) se puede oxidar inmediatamente volviéndose un ion 

cúprico (Cu2+) que puede formar complejos con iones o moléculas inorgánicas y orgánicas. Se cree 

ampliamente que el cobre unido a la materia orgánica no está biodisponible y, por lo tanto, no es tóxico. 

Numerosos estudios han demostrado que la mayor parte del cobre presente en ambientes marinos no está 

presente como ion cúprico, que es más responsable de la toxicidad de cobre. La mayor parte del cobre 

disuelto forma un compuesto con material orgánico y partículas en ambientes marinos, que puede reducir o 

eliminar completamente su capacidad de ser aceptado por organismos (su biodisponibilidad) y, en 

consecuencia, su toxicidad para los organismos marinos (Guardiola et al., 2012 ).

Los MGPS liberarían efluente de cobre en el FSRU, que se encuentra por debajo del estándar de 

calidad del agua Clase SB/SC de JCA para la descarga de cobre. Por lo tanto, no se espera que las 

concentraciones resultantes de efluentes de cobre puedan causar efectos adversos sobre las comunidades 

bentónicas marinas en respuesta al uso de esta medida preventiva para reducir la contaminación biológica 

del sistema FSRU.

Erosión

Con el tiempo, las fuerzas hidrodinámicas a lo largo de la tubería, la cual estaría por encima del 

nivel del fondo marino natural y cubierta con esteras de hormigón, sobre los pilares de plataforma, y 

potencialmente, en donde las esteras de hormigón estarían en el segmento cercano a la costa y los lugares 

PI, podrían alterar permanentemente la composición de la comunidad bentónica. Sin embargo, esta erosión 

se limitaría a las áreas inmediatamente adyacentes a las esteras de hormigón y los pilotes. Por lo tanto, se 

prevé que el impacto de la erosión en la comunidad bentónica sea permanente, pero de menor importancia.

4.5.3 Recursos marinos de la vida silvestre

Especies de la fauna marina, como los mamíferos marinos, tortugas marinas, peces e invertebrados 

marinos que habitan el área del proyecto. La pesca en el área del proyecto se discute en la sección 4.5.5 y los 

invertebrados se discuten en la sección 4.5.2. Las especies amenazadas y en peligro de extinción no se 

discuten específicamente en esta sección. Sin embargo, muchos de los impactos serían iguales a los 

descritos a continuación. Las especies amenazadas y en peligro de extinción se discuten en la sección 4.6.

4.5.3.1 Mamíferos marinos

La MMPA establece, con excepciones limitadas, una suspensión de actividades de la "toma" de 

mamíferos marinos en las aguas o en tierras bajo jurisdicción de EE. UU. La ley regula además, con ciertas 
4-65

excepciones, la "toma" de los mamíferos marinos en alta mar por parte de personas, embarcaciones u otros 

medios de transporte sujetos a la jurisdicción de los Estados Unidos.

El rango de distribución se extiende dentro de las aguas costeras y de alta mar del sur de Puerto 

Rico para 8 especies de ballenas y 12 especies de delfines protegidas por la MMPA (NMFS, 2013B). . Se 

proporciona una lista de estas especies en la tabla 4.5.3-1. Varias de las especies de mamíferos marinos que 

se describen a continuación se encuentran en ciertas profundidades de agua, ya sea a lo largo de los 

ambientes costeros y / o en el océano abierto. La profundidad del agua cerca del Terminal Marítimo de GNL 

oscila entre 60 a 65 pies (18 a 20 m) del nivel medio de mareas bajas. La profundidad del agua aumenta 

gradualmente hasta 98 pies (30 m) aproximadamente a 4 millas (6.4 km) al sur del sitio del Terminal 

Marítimo de GNL, donde la profundidad del agua aumenta rápidamente a más de 1,500 pies (460 m) 

(NOAA, 2003; NOAA, 2013A ).

TABLA 4.5.3-1

Mamíferos marinos no incluidos en la lista de la ESA que habitan potencialmente en el 

área del proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Mamífero

Porción del área del proyecto 

donde el mamífero puede 

presentarse a Mamífero

Porción del área del proyecto 

donde el mamífero puede 

presentarse a

Delfines Ballenas

Delfín manchado del Atlántico Bahía de Jobos y alta mar Ballena picuda de Blainville Alta mar

Delfín mular Bahía de Jobos y alta mar Ballena de Bryde Alta mar

Delfín Clímene Alta mar Ballena picuda de Cuvier Alta mar

Delfín de Frasier Alta mar Cachalote enano Alta mar

Ballena cabeza de melón Alta mar Ballena picuda de Gervais Alta mar

Orca Alta mar Ballena Minke Alta mar

Delfines moteados Alta mar Cachalote pigmeo Alta mar

Orca pigmea Alta mar

Delfín de Risso Alta mar

Delfín de dientes rugosos Alta mar

Ballena piloto de aleta corta Bahía de Jobos y alta mar

Delfín acróbata Alta mar

Delfín listado Alta mar

____________________

Fuente: NMFS, 2013B

a. Alta mar hace referencia al área sur de la Bahía de Jobos (más allá de la islas de la barrera).

Los datos no publicados presentados durante el período de comentarios públicos del borrador de la 

DIA sintetiza la investigación fauna marina en las costas de Puerto Rico (NMFS número de permiso 15682) 

realizado durante el invierno 2011-2014 (MacKay, 2014). Los resultados preliminares de esta investigación 

concluyeron que los delfines pintados o manchados, los calderón gris o delfines grises, los delfines giradores 

o acróbatas de hocico largo, y los delfines listados se han observado con frecuencia frente a la costa oeste de 

Puerto Rico, y de manera oportunista, frente a la costa sur de Puerto Rico. La investigación también sostuvo 

que se han observado calderones tropicales o de aletas cortas frente a la costa oeste de Puerto Rico y orcas 

frente a la costa sur de Puerto Rico (MacKay, 2014).

Sólo dos especies de mamíferos marinos se documentaron en el área del proyecto durante los 

estudios realizados por Aguirre LLC: el manatí antillano y el delfín mular. El manatí antillano es una 

especie en la lista federal y se analiza en detalle en la sección 4.6.1.1. El delfín mular se discute a 

continuación.
4-66

Ballenas

Las ballenas son mamíferos marinos de larga vida que habitan los océanos del mundo. Muchas 

especies migran distancias extremadamente largas para aprovechar recursos alimentarios estacionales o 

sitios tranquilos de invernada para sus crías. Se pueden dividir en dos grupos principales: ballenas dentadas 

y ballenas barbadas. La morfología para alimentarse y cazar son las principales diferencias entre estos 

grupos. Las ballenas suelen utilizar las aguas cálidas tropicales durante los meses de invierno, cuando los 

mares polares son fríos, están cubiertos de hielo, y hay poca comida.

Las tres especies de ballenas picudas (Blainville, Cuvier, y Gervais) pueden presentarse en la región 

del Caribe y se encuentran en aguas costeras de la plataforma continental y el talud donde utilizan el buceo 

profundo para la caza de presas. Estas especies de ballenas picudas se alimentan de calamares, pulpos, peces 

y crustáceos. El rango de distribución de las ballenas picudas de Cuvier y de Blainville se extiende por todo 

el mundo, mientras que la ballena picuda de Gervais se limita al Atlántico central y norte. Las ballenas de 

Blainville y Cuvier comúnmente se asocian con las estructuras geológicas submarinas escarpadas. A partir 

de 1986, se han registrado ocho avistamientos de ballenas picudas de Cuvier cerca de Puerto Rico y las Islas 

Vírgenes (Mignucci-Giannoni, 1998). Los estudios de Mignucci-Giannoni concluyeron que aunque no se 

han registrado ballenas picudas de Blainville y Gervais cerca de Puerto Rico o las Islas Vírgenes desde 

1989, pueden estar presentes en la zona. Es muy poco probable que estas especies de ballenas picudas estén 

presentes en el área del Proyecto debido a la escala de profundidad común de esta especie. Sin embargo, 

estas especies se pueden encontrar en las rutas de tránsito de la transportadora de GNL.

Las ballenas de Bryde son ballenas barbadas que se encuentran en aguas templadas tropicales y 

subtropicales cerca de la plataforma continental. Las especies más pequeñas prefieren residir en zonas 

costeras (NMFS, 2013b). Las ballenas de Bryde se alimentan de plancton, crustáceos y peces de cardumen. 

Se sabe que las ballenas de Bryde están presentes en el sureste del Caribe; sin embargo, en estudios 

realizados por Mignucci-Giannoni (1998), no se registraron avistamientos de ballenas de Bryde cerca de 

Puerto Rico. Es muy poco probable que las ballenas de Bryde estén presentes en el área del proyecto debido 

a la escala de profundidad común de esta especie. Sin embargo, las ballenas de Bryde se pueden encontrar 

en las rutas de tránsito de la transportadora de GNL.

Los cachalotes enanos y los cachalotes pigmeos son similares en apariencia y comparten una 

distribución geográfica similar. Ambas especies se distribuyen en todo el mundo entre aguas tropicales y 

aguas templadas. Los cachalotes enanos habitan en el talud y el borde de la plataforma continental, mientras 

que los cachalotes pigmeos se encuentran generalmente desde esta zona hacia el mar. Ambas especies se 

alimentan de calamares, pulpos, cangrejos, camarones y peces. El cachalote enano es generalmente 

considerado una especie costera más que el cachalote pigmeo (NMFS, 2013b). Cinco encallamientos de 

cachalotes pigmeos fueron registrados en la zona de Puerto Rico y las Islas Vírgenes entre 1976 y 1989. 

Aunque no se hayan registrado cachalotes enanos en esta zona durante este periodo, es posible que estén 

presentes (Mignucci-Giannoni, 1998). En general, ambas especies se consideran raras debido a que la 

información disponible es limitada (NMFS, 2013b). Es muy poco probable que los cachalotes enanos y los 

cachalotes pigmeos estén presentes en el área del proyecto debido a la escala de profundidad común de estas 

especies. Sin embargo, estas especies se pueden encontrar en las rutas de tránsito de la transportadora de 

GNL.

Las ballenas minke son ballenas barbadas que prefieren aguas templadas a frías del norte, pero que 

también se encuentran en las zonas tropicales y subtropicales y se pueden encontrar tanto en aguas costeras 

como oceánicas. Las ballenas minke se alimentan de crustáceos, plancton y peces de cardumen (NMFS, 

2013b). Se han observado ballenas minke en aguas de Puerto Rico en tres ocasiones registradas en 1965, 

1973 y 1976 (Mignucci-Giannoni, 1998). Es posible, aunque poco probable, que las ballenas minke estén 

presentes en el área del proyecto y en las rutas de tránsito de la transportadora de GNL debido a su 

distribución geográfica preferida.
4-67

Delfines

Los delfines manchados del Atlántico se encuentran en la zona de aguas tropicales a templadas del 

Océano Atlántico. Su dieta consta de peces pequeños, calamares, pulpos e invertebrados bentónicos. El 

ochenta y cinco por ciento de los avistamientos de delfines manchados del Atlántico en Puerto Rico o las 

Islas Vírgenes se han registrado dentro de la plataforma en áreas de bajo relieve del fondo marino 

(Mignucci-Giannoni, 1998). Es posible la presencia del delfín manchado en el área del Proyecto debido a su 

asociación ocasional con los delfines nariz de botella (NMFS, 2013b), que están presentes en el área del 

Proyecto, y cuya presencia se observó frente a la costa sur de Puerto Rico por MacKay (2014 ). Además, los 

delfines manchados del Atlántico se pueden encontrar en las rutas de tránsito de la transportadora de GNL.

Los delfines mulares se encuentran en aguas tropicales y templadas de todo el mundo. Las 

poblaciones costeras frecuentemente migran a bahías y estuarios, mientras que las poblaciones en alta mar 

viven en la plataforma continental. Las poblaciones costeras se alimentan de peces e invertebrados 

bentónicos. Se registraron delfines mulares durante las encuestas realizadas por Aguirre LLC dentro del área 

del proyecto. Además, se pueden encontrar en las rutas de tránsito de la transportadora de GNL.

Los delfines acróbatas de hocico corto habitan en aguas tropicales, subtropicales y cálidas del 

Océano Atlántico. Esta especie se encuentra generalmente en las aguas oceánicas que van desde los 820 pies 

hasta los 16,400 pies de profundidad y se alimenta de pequeños peces de aguas profundas y calamares 

(NMFS, 2013b). Se han observado delfines acróbatas de hocico corto en algunas zonas del Caribe, pero no 

en Puerto Rico desde 1989 (Mignucci-Giannoni, 1998). Es muy poco probable que los delfines acróbatas de 

hocico corto estén presentes en el área del proyecto debido a la escala de profundidad común de esta 

especie. Sin embargo, se pueden encontrar delfines acróbatas de hocico corto en las rutas de tránsito de la 

transportadora de GNL.

Los delfines de Fraser prefieren aguas oceánicas cálidas tropicales a templadas, por lo general con 

una profundidad mayor a 3,000 pies (914 m). Se alimentan de especies de peces de aguas profundas, 

camarones, calamares y pulpos (NMFS, 2013b). Se han observado delfines de Fraser en otras áreas del 

Caribe, pero desde 1989, no en Puerto Rico (Mignucci-Giannoni, 1998). Es muy poco probable que los 

delfines de Fraser estén presentes en el área del proyecto debido a la escala de profundidad común de esta 

especie. Sin embargo, se pueden encontrar delfines de Fraser en las rutas de tránsito de la transportadora de 

GNL.

Las ballenas cabeza de melón son miembros del grupo de delfines que se encuentran en aguas 

tropicales profundas de todo el mundo. Se han observado delfines cabeza de melón en otras zonas del 

Caribe, pero desde 1989, no en Puerto Rico (Mignucci-Giannoni, 1998). Es muy poco probable que los 

delfines cabeza de melón estén presentes en el área del proyecto debido a la escala de profundidad común de 

esta especie. Sin embargo, se pueden encontrar delfines cabeza de melón en las rutas de tránsito de la 

transportadora de GNL.

Las orcas se encuentran en todas partes de los océanos del mundo y tienen la más amplia 

distribución geográfica de todos los mamíferos marinos. Se encuentran más comúnmente en aguas con una 

profundidad que oscila entre los 200 y 260 pies (20 y 60 m) (Burnett, 2009). Su dieta varía en función de la 

población o ubicación específica, pero puede incluir peces, otros mamíferos marinos y tiburones (NMFS, 

2013b). Se informaron trece avistamientos de orcas cerca de Puerto Rico y las Islas Vírgenes entre 1979 y 

1989. Sin embargo, el avistamiento más cercano al área del proyecto estuvo cerca de Cabo Rojo, en la costa 

suroeste de Puerto Rico (Mignucci-Giannoni, 1998). Es muy poco probable que las orcas estén presentes en 

el área del Proyecto debido a la escala de profundidad común de esta especie. Además, se pueden encontrar 

en las rutas de tránsito de la transportadora de GNL.
4-68

Los delfines manchados tropicales habitan en aguas tropicales y subtropicales de todo el mundo, en 

profundidades que oscilan entre los 300 y 1,000 pies (91 y 305 m) durante el día. Se han observado delfines 

manchados tropicales en otras zonas del Caribe, pero desde 1989, no en Puerto Rico (Mignucci-Giannoni, 

1998). Es muy poco probable que los delfines manchados tropicales estén presentes en el área del proyecto 

debido a la escala de profundidad común de esta especie. Sin embargo, se pueden encontrar delfines 

manchados tropicales en las rutas de tránsito de la transportadora de GNL.

Los delfines de Risso se encuentran en aguas tropicales a templadas de todo el mundo, en 

profundidades que superan los 3,300 pies (1,006 m) desde el talud y la plataforma continental hacia el mar. 

Un estudio de 1998 señala que no se han observado delfines grises frente a la costa de Puerto Rico, pero se 

han visto en el Caribe, en áreas de agua muy profunda al este de Puerto Rico (Mignucci-Giannoni, 1998). 

MacKay (2014) señaló su presencia frente a la costa sur de Puerto Rico. Es muy poco probable que los 

delfines grises estén presentes en el área del Proyecto debido a la escala de profundidad común de esta 

especie. Sin embargo, se pueden encontrar delfines grises en las rutas de tránsito de la transportadora de 

GNL.

Los delfines de dientes rugosos residen en aguas cálidas tropicales y templadas de todo el mundo y 

prefieren las aguas profundas donde su fuente de alimento es abundante. Mignucci-Giannoni (1998) informa 

nueve avistamientos en el Caribe, cerca de Puerto Rico y las Islas Vírgenes. El avistamiento más cercano al 

área del proyecto estuvo dentro de la plataforma continental cerca de Fajardo, Puerto Rico, 

aproximadamente a 50 millas (80 km) al noreste del área del Proyecto (Mignucci-Giannoni, 1998). Es muy 

poco probable que los delfines de dientes rugosos estén presentes en el área del proyecto debido a la escala 

de profundidad común de esta especie. Sin embargo, se pueden encontrar delfines de dientes rugosos en las 

rutas de tránsito de la transportadora de GNL.

Las orcas pigmeas son miembros de la familia de los delfines que se encuentran en aguas profundas 

tropicales y subtropicales de todo el mundo. Se han observado orcas pigmeas en otras zonas del Caribe, pero 

desde 1989, no en Puerto Rico (Mignucci-Giannoni, 1998). Es poco probable que las orcas pigmeas estén 

presentes en el área del proyecto debido a su preferencia por aguas profundas. Sin embargo, se pueden 

encontrar orcas pigmeas en las rutas de tránsito de la transportadora de GNL.

Las ballenas piloto de aleta corta son miembros del grupo de delfines que se encuentran en las zonas 

tropicales y subtropicales de todo el mundo. Las ballenas piloto de aleta corta normalmente prefieren aguas 

más profundas para alimentarse, pero también se encuentran en aguas costeras menos profundas. Aunque su 

fuente de alimento principal consta de calamares, también pueden alimentarse de pulpo y peces (NMFS, 

2013b). Se han registrado ballenas piloto de aleta corta cerca del área del proyecto en aguas costeras al sur 

de Salinas, Puerto Rico (Mignucci-Giannoni, 1998). MacKay (2014) señaló su presencia frente a la costa sur 

de Puerto Rico. Se pueden encontrar ballenas piloto de aleta corta en el área del proyecto y en las rutas de 

tránsito de la transportadora de GNL.

Los delfines tornillo residen en aguas tropicales y subtropicales de todo el mundo. Se encuentran en 

aguas profundas de los océanos donde se concentra su presa. El avistamiento más cercano al área del 

proyecto estuvo dentro de la plataforma continental cerca de Fajardo, Puerto Rico, aproximadamente a 50 

millas (80 km) al noreste del área del Proyecto (Mignucci-Giannoni, 1998). MacKay (2014) señaló su 

presencia frente a la costa sur de Puerto Rico. Es poco probable que los delfines acróbatas de hocico largo

estén presentes en el área del proyecto debido a su preferencia por aguas más profundas. Sin embargo, se 

pueden encontrar delfines acróbatas de hocico largo en las rutas de tránsito de la transportadora de GNL.
4-69

Los delfines tornillo se encuentran en aguas cálidas tropicales a templadas de todo el mundo. 

Residen principalmente en aguas oceánicas profundas desde la plataforma continental hacia el mar. Se 

informaron avistamientos de delfines tornillo en la costa sur del Mar Caribe, pero no en Puerto Rico ni en 

las islas cercanas (Mignucci-Giannoni, 1998). MacKay (2014) señaló su presencia frente a la costa sur de 

Puerto Rico. Es poco probable que los delfines listado estén presentes en el área del proyecto debido a su 

preferencia por aguas más profundas. Sin embargo, se pueden encontrar delfines listado en las rutas de 

tránsito de la transportadora de GNL.

4.5.3.2 Aves

Puerto Rico tiene una variedad rica y diversa de especies de aves debido a su variedad de hábitats y 

reservas protegidas. Las especies amenazadas y en peligro de extinción se detallan en la sección 4.6 de esta 

Declaración de impacto ambiental (DIA). Las aves migratorias están protegidas en virtud de la MBTA y la 

Orden Ejecutiva 13186. La orden ejecutiva fue promulgada, en parte, para asegurar que los análisis 

ambientales de las acciones federales evalúen el impacto de las medidas y los planes de agencias sobre las 

aves migratorias. Asimismo, señala que se debería hacer hincapié en especies de interés, hábitats prioritarios 

y factores de riesgo clave, y prohíbe la extracción de cualquier ave migratoria sin la autorización de FWS. 

La destrucción o perturbación de un nido de aves migratorias que se traduce en la pérdida de huevos o crías 

es también una violación de la MBTA. El área del proyecto, en particular la JBNERR, es el hábitat de 

diversas especies de aves migratorias que pasan el invierno en la zona.

Las aves de interés para la conservación son un subconjunto de aves protegidas por la MBTA e 

incluyen todas las especies, subespecies y poblaciones de aves migratorias no cinegéticas que 

probablemente se conviertan en candidatos a ser incluidos en la ESA sin medidas de conservación 

adicionales (FWS, 2008). El Proyecto se encuentra dentro de la Región de las Islas del Caribe de aves de 

interés para la conservación. Las aves de interés para la conservación y otras aves migratorias que pueden 

encontrarse en esta región se enumeran en la tabla 4.5.3-2.

4.5.3.3 Impacto general y mitigación

La construcción del Proyecto causaría un impacto adverso menor a moderado en el corto plazo 

sobre las especies de la fauna marina. Los efectos más comunes serían probablemente la evasión o 

aislamiento general del hábitat preferido debido a actividades de construcción. El impacto acústico en los 

mamíferos marinos como consecuencia de las actividades de la construcción también puede causar un 

impacto adverso moderado. La operación del Proyecto causaría un impacto adverso menor y permanente en 

las especies de la fauna marina a partir del aumento del tráfico y golpes con las embarcaciones, la 

alteración/pérdida del hábitat, el vertido de la pluma térmica, los derrames de hidrocarburos accidentales, el 

ruido y la iluminación. Gran parte del tema del impacto incluido a continuación también se aplicaría a las 

especies de la fauna marina protegidas por la ESA que se describen en detalle en la sección 4.6.
4-70

TABLA 4.5.3-2

Especies migratorias de aves que pueden encontrarse en el área del Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Nombre común

Tipo de hábitat

Yerbas 

marinas y 

macroalgas a Manglares Marisma

Arrecife de 

coral a Alta mar

Ostrero americano a X X

Pardela de Audubon a X X

Platanero X

Cigüeñuela de cuello negro X X

Vireo bigotudo X

Boba marrón b X X

Andarríos chico X X

Flamenco b X

Ibis brillante X X

Gran garza azul X X X

Garceta grande X X X

Playero patiamarillo mayor X X

Correlimos menudillo X X

Rabihorcado magnífico b X X

Piquero enmascarado b X X

Sinsonte X

Halcón peregrino X X

Piquero patirrojo b X X

Halcón de cola roja X

Correlimos gordo b X X

Charrán real X

Vuelvepiedras común X X

Charrán patinegro X

Chorlito semipalmado X X

Correlimos semipalmeado b X X

Becasina piquicorta X X

Garceta nívea X X X

Chorlitejo patinegro b X X

Correlimos Zancolín X X

Aura gallipavo X

Paloma coronita b X

Chorlitejo picudo b X X

Reinita de manglar X

____________________

a

Las especies pueden ocupar este tipo de hábitat en zonas de aguas poco profundas (es decir, durante la marea baja).

b Aves de interés para la conservación en las Islas del Caribe.

Fuentes: Field et al., 2003; FWS, 2008

Aumento del tráfico y golpes de las embarcaciones

Las actividades de construcción, relacionados con la acción propuesta, se traduciría en un aumento 

del tráfico de embarcacionesen la Bahía de Jobos y en el área del proyecto en alta mar. El tráfico de 

embarcaciones durante la construcción sería de aproximadamente seis a ocho embarcaciones de

construcción y apoyo que trabajarán dentro de los lugares de construcción y/o viajarán desde y hacia dichos 

lugares. E
4-71

Para la construcción de la tubería serían necesarias varias embarcaciones con capacidades de 

construcción especializadas y otras para apoyar las actividades de la construcción. Estas embarcaciones de 

apoyo incluirían un barco de tripulación/abastecimiento, buque de investigación, barcaza con grúa, barcaza 

de perforación para el tendido de la tubería, remolcadores de apoyo, gabarras grúa, y barcazas de poco 

calado para el recorrido de la tubería. La construcción de la tubería submarítima se llevaría a cabo durante 

un período aproximado de 3 meses para un número de naves marinas que soportarán la construcción. La 

tubería se instalaría en dos etapas. La primera etapa consistiría en poner la tubería en el fondo del mar. La 

segunda etapa consistiría en procedimientos específicos de descenso para cumplir con los requisitos de 

enterramiento de las regulaciones del Departamento de Transporte (49 CFR 192). La finalización de la 

tubería incluye otras tareas, como realizar pruebas hidrostáticas de la tubería y realizar un informe conforme 

a obra.

Para la construcción de la plataforma de atraque en alta mar, Aguirre LLC proseguiría con el uso de 

diseños modulares prefabricados para reducir la necesidad de operaciones de encofrado complejos in situ 

sobre el agua. Las ventajas incluyen un programa de construcción reducido y un menor número de personal 

y equipo de apoyo marino. La construcción de la plataforma marítima se llevaría a cabo durante 

aproximadamente 12 meses y se estima que serán necesarios 200 días de operación de una barcaza con grúa 

y un remolcador de apoyo.

Durante las operaciones del Proyecto, se supone que las transportadoras de GNL, que varían en 

longitud desde 880 a 1,045 pies, hacen 50 entregas al año (una cada 8 días) con una estadía de 3 días por 

vez. Cuatro remolcadores de apoyo operarían durante la llegada y salida de cada transportadora de GNL 

para ayudar con el amarre y desamarre de la plataforma de la terminal. Se prevé que cada remolcador de 

ayuda pase 4 horas en tránsito y 4 horas en amarre/desamarre por cada entrega de GNL. Una embarcación 

de suministro transportaría personal hacia y desde la plataforma marítima y asistiría en las operaciones de 

rutina y la entrega de suministros.

El tráfico marítimo semanal estimado dentro y al sur de la Bahía de Jobos se ha resumido en la 

sección 4.7.1. El tráfico marítimo más frecuente en el área de estudio fueron las embarcaciones recreativas. 

El estudio demostró que durante una semana normal hay aproximadamente 50 a 75 embarcaciones 

recreativas dentro de la Bahía de Jobos y de 75 a 100 embarcaciones recreativas al sur de la Bahía de Jobos. 

La menor cantidad de tráfico de embarcaciones sobre una base semanal son las transportadoras de GNL a 

las instalaciones de GNL de EcoEléctrica y embarcaciones hacia la planta de energía AES. Al sur de la 

Bahía de Jobos, hay aproximadamente una a dos transportadoras de GNL a EcoEléctrica y 

aproximadamente una embarcación que va hacia AES por semana. Hay una cantidad moderada de buques 

pesqueros comerciales semanales, incluyendo 35 a 45 embarcaciones en la Bahía de Jobos y de 40 a 50 al 

sur de la Bahía de Jobos. El tráfico de barcos de navegación oceánica dentro de la Bahía de Jobos incluye 3 

a 4 embarcaciones, y 8 a 10 al sur de la Bahía de Jobos. Por último, se estima que entre una y cinco 

embarcaciones de buceo utilizan la Bahía de Jobos semanalmente. 

El tráfico de embarcaciones puede afectar a los mamíferos marinos por los golpes directos de las 

embarcaciones, el ruido (que puede causar alteraciones de conducta), la acción de las olas que éstas causan, 

y los derrames accidentales de hidrocarburos. Se discuten a continuación los impactos potenciales en los 

mamíferos marinos por el ruido del tráfico marítimo. Los impactos potenciales debido a la descarga 

accidental de hidrocarburos de petróleo relacionados con el aumento del tráfico marítimo se detallan en la 

sección 4.5.2.4 y abajo. El manatí antillano y la ballena jorobada son especies incluidas en la lista federal y 

se analizan en detalle en la sección 4.6.1.

Las lesiones y muertes resultantes de los golpes directos de embarcaciones representan una 

amenaza significativa para varias poblaciones de ballenas de gran tamaño (Laist et al. 2001; Jensen and 

Silber, 2003). Las ballenas pueden ser golpeadas por embarcaciones de diferentes tipos y tamaños, pero las 

lesiones más graves y letales son causadas por las embarcaciones de mayor tamaño (Laist et al., 2001). Se 
4-72

compilaron y analizaron datos de todo el mundo (incluidos los de EE. UU. Costa Atlántica, Golfo de 

México y Puerto Rico) para comprender mejor la naturaleza y el alcance de los golpes entre las colisiones 

motorizadas y las grandes ballenas:

1. registros históricos de colisión antes de 1951;

2. registros de varamientos recientes de ballenas;

3. pruebas anecdóticas de embarcaciones implicadas en colisiones; y

4. datos sobre el número y las velocidades de las embarcaciones (Jensen y Silber 2003;. Laist 

et al, 2001).

Laist et al. (2001) informa que de 15 ballenas consideradas gravemente heridas por colisiones con 

embarcaciones, 3 fueron golpeadas por embarcaciones de menos de 65,5 pies (20 m) de largo, 3 fueron 

golpeadas por embarcaciones de 65,6 a 262,5 pies (20 a 80 m) y 9 fueron golpeadas por embarcaciones de 

más de 262,5 pies (80 m) de largo. De las 23 ballenas muertas por golpes de las embarcaciones, al menos 30 

ballenas (87 por ciento) fueron golpeadas por embarcaciones de más de 262,5 pies (80 m) de largo (Laist et 

al., 2001). De las 58 colisiones informadas con grandes ballenas, 53 ocurrieron en la plataforma o talud 

continental (Laist et al., 2001). La plataforma insular (definida como la plataforma que rodea una isla) al sur 

de la Bahía de Jobos, en el Terminal Marítimo de GNL, es relativamente amplia en comparación con otras 

áreas a lo largo de la costa de Puerto Rico y es relativamente plana, típica de las pendientes de inclinación a 

lo largo de la costa sur de Puerto Rico (Tetra Tech, 2013b). 

La velocidad de la embarcación es fundamental en la gravedad de la lesión o la probabilidad de 

mortalidad entre las ballenas golpeadas por embarcaciones (Jensen y Silber, 2003). Large Whale Ship Strike 

Database (Base de datos de coaliciones de ballenas grandes contra barcos) de NOOA (Jensen y Silber, 

2003) informó la velocidad de las embarcaciones al momento del impacto en 58 de las 292 colisiones 

registradas. El rango de velocidades en las que las embarcaciones estaban operando cuando golpearon una 

ballena fue de 2 a 51 nudos, con una velocidad media de 18.1 nudos (Jensen y Silber, 2003). Laist et al. 

(2001) informaron que no se han reportado colisiones de embarcaciones que hayan provocado lesiones 

graves o mortales a ballenas a velocidades inferiores a 10 nudos. La velocidad media de las embarcaciones 

que provocaron lesiones o la muerte de una ballena fue de 18.6 nudos. Las transportadoras de GNL tienen 

una velocidad máxima de 19 nudos en mar abierto y pueden provocar la muerte de una ballena en caso de 

colisión, ya que su velocidad de tránsito es superior a 10 nudos (Tetra Tech, 2013b). Sin embargo, las 

transportadoras de GNL crean una ola considerable al zarpar en mar abierto debido a su diseño y gran 

tonelaje de desplazamiento. Esta ola arrastra agua, restos flotantes y otros pequeños objetos (como los 

delfines) lejos de la embarcación. 

Es poco probable que se produzca un impacto por golpes de las embarcaciones con ballenas durante 

la construcción porque las embarcaciones que se acercan u operan en aguas costeras suelen transitar a 

velocidades mucho menores que en aguas abiertas y porque es menos probable que se encuentren ballenas 

en aguas costeras. Sin embargo, si no se implementan medidas apropiadas de mitigación, podrían producirse 

colisiones de embarcaciones con ballenas durante las actividades de construcción en el área del Proyecto 

costa afuera. Las especies de delfines podrían experimentar lesiones por las hélices o por colisiones debido 

al aumento del tráfico marítimo relacionado con las actividades de construcción dentro de la Bahía de Jobos 

y las áreas mar adentro. No obstante, la operación del proyecto se traduciría en una disminución del 90% en 

el tráfico de barcazas dentro de la Bahía de Jobos, lo que disminuiría el riesgo actual de golpes de las 

embarcaciones a especies de delfines y ballenas dentro de la bahía.

El aumento de tráfico marítimo debido a la construcción y operación del proyecto podría 

interrumpir el viaje de ballenas madres con recién nacidos cerca de la zona del proyecto. El aumento del 

tráfico marítimo relacionado con la construcción en el área del Proyecto mar adentro podría cambiar las 

rutas de migración de las ballenas o interrumpir eventos de lactancia. Esta interrupción podría aumentar el
4-73

riesgo de mortalidad por su inclusión en áreas en las que son más vulnerables a depredadores o por la 

reducción de sus reservas de energía (Oficina de Santuarios Marinos Nacionales, 2010; Reeves, 1992).

La vulnerabilidad a los golpes con una transportadora de GNL, o los remolcadores auxiliares 

asociados, sería mayor en el momento en que estos animales se están alimentando, nadando y descansando 

cerca de la superficie del agua. En las zonas de tráfico intenso de naves, las ballenas y los delfines podrían 

sufrir lesiones causadas por colisiones o por hélices. Sin embargo, la mayoría de estas lesiones son causadas 

por embarcaciones que se mueven rápidamente. Las transportadoras de GNL que operan en la Zona 

Económica Exclusiva (ZEE) de los EE. UU. son generalmente más lentas y generan más ruido que las 

embarcaciones grandes típicas y los mamíferos las evitarían con facilidad. La velocidad máxima en tránsito 

de una transportadora de GNL y FSRU es de aproximadamente 19 nudos; sin embargo, cuando transitan 

hacia y desde los puertos y áreas sensibles, las velocidades de las embarcaciones se encuentran restringidas. 

En distancias más cortas de menos de 2 millas (3.2 km), la velocidad de las embarcaciones se reduciría a 

cerca de 3 nudos (3.5 mph) o menos de 1 nudo a una distancia de aproximadamente 0.5 millas (Tetra Tech 

2013b,). E

Para minimizar la posibilidad de golpes con las embarcaciones, los tripulantes y operadores de 

embarcaciones recibirán capacitación para la identificación de especies protegidas y vigilarán a los 

mamíferos marinos y a las tortugas marinas. El DRNA ha expresado su interés en participar en el desarrollo 

y la realización de esta capacitación. Aguirre LLC contrataría empresas con biólogos experimentados y 

especialmente capacitados y certificados en la observación de mamíferos marinos. Se asignarían 

observadores de mamíferos marinos (MMOs) certificados a las embarcaciones de construcción durante 

todas las fases de construcción del proyecto. Su responsabilidad exclusiva sería observar la presencia de 

mamíferos marinos y alertar al supervisor del equipo de construcción si se detectan visualmente mamíferos 

marinos o tortugas marinas dentro de la zona, por lo general dentro de los 1,600 pies (488 m) de la 

embarcación, para tomar medidas de mitigación.

Siempre que se observe un mamífero marino o tortuga marina, el MMO de la embarcación deberá 

llamar por radio a su jefe. El jefe de campaña difundiría la información a los observadores MMO de las 

otras embarcaciones que estén trabajando en ese momento. La respuesta general a un avistamiento de 

manatíes es mantener una distancia de 50 yardas (46 m) cuando se observa un ejemplar, reducir la velocidad 

de la embarcación a 10 nudos (18.5 kilómetros por hora) o menos y mantener una distancia mínima de 100 

yardas (91 m) cuando se observan pares de madre/cría, grupos o grandes conjuntos de cetáceos cerca de una 

embarcación en marcha, cuando la seguridad lo permita. Cabe destacar que la reglamentación de Puerto 

Rico requiere que las embarcaciones marinas se mantengan a 109 yardas (100 metros) de las ballenas 

jorobadas; se ha propuesto una modificación de la normativa para incluir a todos los mamíferos marinos en 

el marco de estas directrices. Los observadores MMO tendrían autoridad para detener el trabajo y 

mantendrían registros in situ mientras observan. También se asignaría un coordinador de observadores 

MMO en tierra para recopilar datos remotos, cotejar diariamente todos los datos de avistamientos y 

presentar informes diarios, semanales o mensuales a organismos según lo soliciten.

La observación se llevaría a cabo en todas las horas del día en que las condiciones de observación 

sean aceptables (visibilidad de al menos 500 pies [152 m] y escala de Beaufort11 menor a cinco). Las 

observaciones nocturnas se llevarían a cabo con la ayuda de una mira de visión nocturna cuando sea posible. 

Los observadores, mediante el uso de binoculares, estimarían distancias a los mamíferos marinos ya sea de 

 

11 La escala Beaufort es una medida empírica del estado del mar o de la tierra relativas a la velocidad del viento y las condiciones 

observadas.La escala del estado del mar varía de 0 a 12, donde 0 es calma y 12, condiciones de huracán.Un estado del mar de valor cinco se 

denomina "Brisa Fresca", donde los vientos van de 17 a 21 nudos (31 a 39 kilómetros por hora), las olas son de 6 pies (1.8 m) con cimas 

blancas y la posibilidad de pulverización (NOAA, sin fecha ).
4-74

manera visual o usando binoculares con retícula. Si hay puntos de vista más elevados (mayor a 25 pies [8 

m]) disponibles, las distancias pueden medirse utilizando inclinómetros. Se registrarían datos de posición 

utilizando unidades portátiles o embarcación de GPS para cada avistamiento, cambio de posición de la 

embarcación y cualquier cambio ambiental.

Se recolectarían datos ambientales en el momento de cada observación, incluyendo el estado del 

mar, velocidad del viento, dirección del viento, temperatura ambiente, precipitaciones, resplandor y 

porcentaje de nubosidad. Los datos de viento y temperatura se extraerían de estaciones meteorológicas a 

bordo (cuando estén disponibles). Los datos de animales a recolectar incluyen cantidad, especie, posición, 

distancia, comportamiento, dirección del movimiento y reacción aparente a las actividades de la 

construcción. Los MMOs mantendrían notas de actividades, prepararían y presentarían un informe diario 

sobre una base diaria, semanal o mensual, según lo solicitado por los organismos pertinentes (por ejemplo, 

NMFS y FWS). A fin de evitar o reducir al mínimo las colisiones sobre los mamíferos marinos y tortugas 

marinas durante la construcción y operación del Proyecto, recomendamos que:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC actúe en coordinación con el FWS, NMFS y 

DRNA para desarrollar un adiestramiento detallado de MMO y un plan de protocolo 

de respuesta para las fases de construcción y operación del Proyecto. El plan deberá 

prever las medidas adecuadas para evitar y minimizar posibles golpes de las 

embarcaciones a manatíes y tortugas marinas y deberá incorporar medidas de 

conservación del FWS para el manatí en relación con el trabajo en el agua, si 

correspondiera. Además, Aguirre LLC debería limitar el tránsito de embarcaciones 

para el transporte del personal durante la construcción y operación a viajes durante 

el día para permitir la observación de mamíferos marinos y disminuir la posibilidad 

de colisión de las embarcaciones. El plan también requerirá que las velocidades de 

desplazamiento de las embarcaciones relacionadas con la construcción del Proyecto se 

reduzcan a niveles bajos (5 mph [4.3 nudos]), especialmente en aguas de menos de 10 

pies. Además del plan de MMO, Aguirre LLC realizará reconocimientos aéreos para 

identificar y evaluar el impacto sobre el comportamiento de los mamíferos marinos y 

las tortugas marinas próximas a las áreas de trabajo de la construcción.

Con estas medidas en vigor, se prevé que el impacto del tráfico y golpes de las embarcaciones con 

mamíferos marinos será a corto plazo e insignificante durante la construcción, y permanente pero menor 

durante la operación del Proyecto. Si un mamífero marino no incluido en la lista de la ESA puede verse 

afectado negativamente por las medidas propuestas, se podría requerir una autorización de captura 

incidental (permiso de captura incidental de mamíferos marinos) en virtud de la MMPA. Si la autorización 

de captura incidental involucrare a un manatí, el FWS debe emitir la autorización. El NMFS revisaría las 

autorizaciones de captura incidental de las especies restantes, si se solicita.

Ruido

Los mamíferos marinos dependen en gran medida del uso de sonidos submarinos para comunicarse 

y obtener información acerca de su entorno. Los cetáceos, en particular, dependen en gran medida del 

sonido para la búsqueda de alimentos, la comunicación, la reproducción, la detección de los depredadores, y 

la navegación (Weilgart, 2007). Incluso sin los sonidos hechos por el hombre, el mar es ruidoso, y el ruido 

ambiental de fondo puede interferir con la capacidad de los mamíferos marinos para detectar señales de 

sonido, incluso cuando las señales están por encima del umbral de audición absoluta de la especie. El ruido 

ambiental de fondo incluye aportes naturales de viento, las olas, las precipitaciones, otros animales, y de las 

actividades humanas distantes tales como el transporte o la exploración y producción de petróleo. El ruido 

ambiental es muy variable en las plataformas continentales y esto se traduce inevitablemente en un mayor 

grado de variabilidad en el rango en el que los mamíferos marinos pueden detectar sonidos artificiales.
4-75

Los niveles de ruido registrados en esta sección pueden parecer más altos que los que comúnmente 

están asociados a la construcción debido a que el valor de referencia para la presión acústica submarina es 

de 1 micropascal, mientras que el sonido en el aire utiliza una referencia de 20 micropascales. La 

discrepancia se relaciona con las diferencias en la impedancia acústica, la densidad y la compresibilidad del 

aire y el agua. Por ejemplo, el umbral de audición para los seres humanos es de 0 decibelios (dB) en el aire, 

pero 60 dB en el agua. Del mismo modo, el daño directo al tejido de los seres humanos puede ocurrir a 160 

dB en el aire, pero elevarse a 222 dB en el agua (Tetra Tech, Inc. [Tetra Tech], 2013c).

Las actividades de construcción general y de hinca de pilotes, así como la construcción general de la 

tubería submarina en el Terminal Marítimo de GNL y dentro de la Bahía de Jobos, generarían ruido.

Aguirre LLC midió los niveles de ruido de fondo durante el estudio hidroacústico y determinó que los 

niveles de ruido eran de alrededor de 120 dB en el sitio del Terminal Marítimo de GNL y de cerca de 140 

dB en la Bahía de Jobos.

Los martillos vibratorios se utilizarán principalmente para la instalación (hinca) de pilotes y 

solamente se utilizarán martillos de impacto cuando sea necesario para el asentamiento final de los pilotes. 

Una vez que la construcción del proyecto se haya completado, se retirarían los pilotes temporales con el 

mismo método, con un martillo vibratorio. Las actividades de hinca de pilotes por impacto normalmente 

genera niveles de sonido superiores a los generados por la hinca de pilotes con pilotadora vibratoria. Las 

pilotadoras vibratorias hincan pilotes en el suelo mediante la aplicación de una fuerza rápidamente alternada 

sobre los pilotes. Éstas son accionadas por bombas hidráulicas. El apilamiento por impacto se realiza 

utilizando martillos que impulsan el pilote al inducir, en primera instancia, velocidad descendente en una 

rampa de metal. En lugar de comenzar las actividades de hinca de pilotes por impacto a toda potencia, la 

fuerza del martillo se iría aumentando de forma gradual para crear un mecanismo de alerta para la vida 

marina de la zona.

Se sugieren pilotes temporales en la zona marítima a lo largo de la ruta de la tubería para asegurar 

las gabarras de tendido de tubería utilizadas para implementar la técnica de colocación de las mismas. Se 

instalarán nueve estructuras tipo jacket y cuatro estructuras de tres/cuatro pilotes en el Terminal Marítimo de 

GNL. Se instalaría en el terminal (PI 1) el pilote más grande, de 80 pulgadas de diámetro (2 m), con un 

martillo de impacto que aplicaría una energía máxima de impacto de 600 kilojulios (kJ). Los pilotes 

temporales necesarios para la construcción de la tubería serían de menor diámetro, de 24 pulgadas (0,6 m), y 

se instalarían con una energía máxima de impacto de 150 kJ. Aguirre LLC llevó a cabo cálculos de 

modelización acústica tanto aérea como submarina, para evaluar los niveles de ruido asociados a la hinca de 

pilotes a lo largo de la tubería propuesta, y para evaluar los niveles de ruido asociados a los equipos de 

construcción general y el funcionamiento de la instalación.

NMFS reconoce tres tipos de ruidos que podrían ser potencialmente dañinos para los mamíferos 

marinos: continuo, intermitente, y de pulso. NMFS define dos niveles de hostigamiento debido a los niveles 

de ruido en virtud de la MMPA: Nivel A (180 dB) y Nivel B (160 dB intermitente, 120 dB continuo). Estos 

niveles de acoso se definen como:

 Nivel A - daño que puede causar lesiones a un mamífero marino; y

 Nivel B - acoso que puede perturbar a un mamífero marino causando interrupción de los 

patrones de comportamiento, tales como migración, respiración, cuidado de las crías, 

reproducción, alimentación o refugio.
4-76

El ruido submarino generado por el impacto de la hinca de pilotes depende principalmente de los 

siguientes factores:

 la energía del impacto y el tipo de martillo para la hinca de pilotes;

 el tamaño y tipo de pilote;

 la profundidad del agua; y

 la dureza del subsuelo en la que está siendo hincado el pilote.

La modelización acústica se completó con el ampliamente utilizado Range Dependent Acoustic 

Model (modelo acústico que depende del rango) que se basa en la Ecuación Parabólica Standard Split-Step 

Fourier de la Armada de los EE. UU. Como el fondo marino y sus propiedades varían dependiendo de la 

ubicación, es necesario utilizar un modelo dependiente del rango que está programado para tener en cuenta 

estas variaciones a lo largo de la trayectoria de propagación.

El modelado hidroacústico que atenúa el ruido indica que el ruido estimado asociado con las 

actividades relativas a la construcción, sin incluir las actividades para la hinca de pilotes, y las 

embarcaciones de apoyo no superarían el nivel A del umbral de ruido, pero superaría el nivel B de los 

niveles de ruido del límite de 160 dB a menos de 33 pies (10 m) de la fuente; de 120 dB entre 2.1 y 2.2

millas (3.4 a 3.5 km) en el área del Terminal Marítimo de GNL, y de 120 dB entre 0.4 a 1.4 kilómetros (0.5 

a 2.3 km) dentro de la Bahía de Jobos. El modelado hidroacústico que atenúa el ruido indica que la 

pilotadora vibratoria superaría el umbral de 180 dB dentro de los 33 pies (10 m) de la fuente del sonido y 

superaría el umbral de 160 dB entre los 213 y 738 pies (65 y 225 m) dependiendo de la ubicación del pilote. 

El nivel de la fuente de sonido bajo el agua durante las actividades de hinca de pilotes por impacto 

del mayor pilote de 80 pulgadas de diámetro (PI 1) se estima en 228 dB. El nivel de fuente de sonido para la 

instalación del pilote de 24 pulgadas de diámetro más pequeño se estima en 222 dB. Aguirre LLC no 

proporcionó un umbral de distancia de la fuente sonora en la evaluación de los niveles de sonido bajo el 

agua utilizando métodos de martilleo por impacto. Debido a los recientes cambios en los métodos de 

construcción desde la publicación del borrador de la DIA, Aguirre LLC está trabajando con sus contratistas 

para utilizar una barcaza para el tendido de las tuberías submarinas para anclar y tender las tuberías. Sin 

embargo, se determinó que, debido a que el plan de construcción no se ha finalizado, el análisis del impacto 

de los pilotes para el impacto sobre el ruido era apropiado. Ambos niveles de sonido bajo el agua asociados 

al martilleo por impacto de los pilotes exceden los niveles de hostigamiento en virtud la MMPA. El nivel de 

hostigamiento de 120 dB no sería aplicable a las actividades de hinca de pilotes porque no se trata de un 

ruido continuo.

Aguirre LLC llevó a cabo el modelado para determinar la reducción neta prevista en el ruido con la 

implementación de la tecnología de cortina de burbujas durante la hinca de pilotes por impacto. La tabla 

4.5.3-3 resume las distancias al umbral crítico de hostigamiento Nivel A de MMPA de 180 dB utilizando 

técnicas de hinca de pilotes por impacto con y sin tecnología de cortina de burbujas. Los niveles de ruido de 

180 dB asociados con la hinca de pilotes por impacto se superarían dentro de los 65 pies (20 m) con el uso 

de la tecnología de cortina de burbujas, tanto para los pilotes de 80 como para los de 24 pulgadas. Se espera 

una reducción neta similar en los niveles de ruido con el uso de la tecnología de cortina de burbujas durante 

las actividades de la pilotadora vibratoria. Sin embargo, la eficacia de las cortinas de burbujas varía de un 

sitio a otro, y puede variar con el espectro de frecuencia del martillo de impacto. Además, el uso de cortinas

de burbujas puede ser un desafío en áreas con canales profundos o sujetos a fuertes corrientes.
4-77

TABLA 4.5.3-3

Modelado acústico submarino 

Resultados de distancia al umbral de hostigamiento Nivel A de MMPA

durante la hinca de pilotes por impacto con y sin mitigación con cortina de burbujas

Ubicación Descripción

Distancia al umbral de 

180 dB (metros)

Distancia al umbral de

180 dB con mitigación de 

Cortina de Burbuja (metros)

Instalaciones de la terminal 

(PI 1)

La hinca de pilotes de 80" con una 

energía de impacto de 600 kJ

1,815 < 20

Tubería (PI 2) La hinca de pilotes de 24" con una 

energía de impacto de 150 kJ

275 < 20

Tubería (PI 3) La hinca de pilotes de 24" con una 

energía de impacto de 150 kJ

515 < 20

Tubería (PI 4) La hinca de pilotes de 24" con una 

energía de impacto de 150 kJ

500 < 20

Muelle de central eléctrica

(PI 5 y el PI 6)

La hinca de pilotes de 24" con una 

energía de impacto de 150 kJ

180 < 20

El ruido de las embarcaciones entrantes y de las operaciones del Terminal Marítimo de GNL se 

generaría en las inmediaciones de la ruta de navegación y la ubicación de la plataforma. Aguirre LLC midió 

los niveles de ruido de fondo durante el estudio hidroacústico y encontró que eran de alrededor de 120 dB en 

el sitio del Terminal Marítimo de GNL. Se espera que los niveles de sonido modelados de las 

transportadoras de GNL oscilen entre los 160 y 170 dB en su camino desde y hacia el Terminal Marítimo de 

GNL. Se podrían utilizar propulsores según el enfoque y el atraque. Se prevé que este procedimiento será de 

corta duración (menos de 30 minutos) y elevará los niveles de ruido ambiental a 183 dB. El uso de 

propulsores para las embarcaciones de GNL puede minimizarse mediante el uso de remolcadores de apoyo. 

No habría barcos impulsados con propulsores en uso dentro de la Bahía de Jobos. El modelado 

hidroacústico de la atenuación del ruido completado por Aguirre LLC indica que el ruido de la 

transportadora de GNL en tránsito excedería el límite de 120 dB entre las 1.0 y 1.1 millas (1.6 y 1.8 km) de 

la fuente del sonido, dependiendo de la dirección de tránsito de la transportadora de GNL. Si se utilizan 

propulsores, se prevé que el sonido generado superará el límite de 160 dB a 164 pies (50 m) de la fuente. El 

nivel de hostigamiento de 120 dB no se aplicará a los propulsores porque no se trata de un ruido continuo.

Los efectos de sonido conocidos en los mamíferos marinos han sido revisados por diversas fuentes 

(National Research Council, 2003; Southall et al. 2007; Weilgart, 2007). Los sonidos producidos por el 

hombre pueden afectar la capacidad de los mamíferos marinos para comunicarse y recibir información sobre 

su entorno. Este ruido puede interferir o enmascarar los sonidos utilizados y producidos por estos animales y 

por lo tanto interferir con su comportamiento natural. Los efectos provocados por el ruido observados en los 

mamíferos marinos incluyen cambios en las vocalizaciones; la respiración, la velocidad de nado, buceo, y el 

comportamiento de alimentación; mayor estado de alerta; desplazamiento temporal o permanente; evitación; 

cambios en la ruta de migración; estrés; lesión auditiva; pánico; y varamientos (NRC, 2003; Southall et al., 

2007; Weilgart, 2007). La exposición al ruido puede afectar los sistemas vestibulares y neurosensoriales de 

los mamíferos marinos (principalmente pinnípedos) y también podría afectar los patrones respiratorios 

(Southall et al., 2007). Las respuestas de mamíferos marinos al ruido varían ampliamente dependiendo de la 

especie, el contexto y la duración de la exposición, los tipos de fuentes de ruido, la hora del día o año, el 

estado reproductivo del animal, la actividad del animal en el momento de la exposición, y la experiencia o la 

exposición previa del animal (NRC, 2003;. Southall et al, 2007). Los efectos conductuales leves o pasajeros 

a menudo son evidencia de que un animal ha escuchado un sonido y es posible que no se generen 

consecuencias duraderas por la exposición (Southall et al., 2007). Es difícil determinar si los cambios a 

corto plazo en el comportamiento representan un efecto significativo a nivel biológico. Los cambios 

inmediatos o a corto plazo en el comportamiento podrían representar efectos a corto o a largo plazo sobre 

una población. Los impactos a largo plazo de mayor inquietud son los problemas de salud y la viabilidad de 

una población.
4-78

Las ballenas jorobadas macho y las madres con recién nacidos se encuentran en el Caribe, 

incluyendo la costa sur de Puerto Rico, durante el invierno. Las ballenas jorobadas masculinas pueden tratar 

de encontrar pareja a través de vocalizaciones. El aumento del tráfico de embarcaciones en la zona marítima 

relacionada a actividades de construcción y tráfico de transportadoras de GNL durante el proyecto podría 

interrumpir vocalizaciones asociadas con el comportamiento reproductivo de las ballenas jorobadas; estas 

ballenas son conocidas por cambiar su comportamiento en respuesta a los ruidos de origen humano, 

incluyendo el tráfico de embarcaciones (Office of National Marine Sanctuarie, 2010; Reeves, 1992). 

Podrían producirse impactos adversos directos, a corto plazo, de menor importancia, en la fauna 

marina como resultado del ruido generado por los embarcaciones para la construcción y la maquinaria. Para 

minimizar el impacto acústico sobre las especies de fauna marina durante la construcción, Aguirre LLC 

contrataría observadores expertos (MMO) de mamíferos marinos para cada embarcación y barcaza de 

construcción, para supervisar una zona de exclusión de seguridad de 0.3 millas (0.5 km) para mamíferos 

marinos y tortugas marinas, durante todas las fases de la construcción. Si se observa un mamífero marino o 

tortuga marina dentro de la zona de exclusión, se suspenderán las actividades relativas a la construcción, 

incluyendo la hinca de pilotes, hasta que el animal salga de la zona. Se le solicitará a los contratistas que 

utilicen el proceso de 'ramp-up', que implica el incremento gradual de la intensidad de una fuente de sonido 

y es una medida de mitigación que se practica comúnmente durante las actividades de hinca de pilotes. El 

objetivo de este proceso es evitar o reducir la posibilidad de daños a la audición instantánea a un animal en 

las proximidades. El aumento de los niveles de sonido está diseñado para advertir a los animales de las 

operaciones pendientes, y para dar tiempo suficiente a los animales para que abandonen el área inmediata. 

Es posible que los delfines se sientan disuadidos de ingresar en la Bahía de Jobos por las actividades de 

construcción; sin embargo, se espera que esto sea un impacto menor a corto plazo porque hay otras áreas de 

alimentación disponibles en la costa sur de Puerto Rico. Se espera que el impacto acústico en los mamíferos 

marinos durante la operación del Proyecto sea permanente, pero menor. Estos animales tienen una gran 

movilidad y pueden evitar las zonas de ruido que les causen molestias o daños. Sin embargo, reconocemos 

que el uso de algunos hábitats podría perderse debido al impacto acústico. Para llevar a cabo correctamente 

las medidas de mitigación de sonido durante la construcción a fin de reducir los impactos sobre los 

mamíferos marinos y las tortugas de mar cerca de la zona del proyecto recomendamos que:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC verificará que se utilicen cortinas de burbujas 

confinadas en las actividades vibratorias y pilotadoras con el fin de reducir el impacto 

sobre la fauna marina durante la construcción del Proyecto. Además, recomendamos 

que Aguirre LLC desarrolle un protocolo detallado para la mitigación del ruido en 

relación con la zona de exclusión de seguridad (0,3 millas [0,5 km]), que identifique la 

implementación del protocolo de mitigación del ruido durante la construcción y 

explique cómo identificará cada MMO los límites de la zona de exclusión. El protocolo 

deberá incluir las medidas contempladas en la carta de comentarios del borrador de 

la DIA del FWS del 20 de octubre de 2014.

Con estas medidas en vigor, concluimos que el impacto acústico sobre los delfines y las ballenas en 

el ambiente de alta mar será menor. Estos animales tienen una gran movilidad y evitarán las zonas de ruido 

que les causen molestias o daños potenciales.

Las especies de aves en el área del proyecto o en zonas adyacentes pueden experimentar un impacto 

moderado a corto plazo, ya que pueden ser desplazadas temporalmente de las zonas con niveles de ruido 

elevados. El nivel de impacto variaría dependiendo de las especies de aves, tipo de embarcaciones o 

maquinaria, la velocidad de las embarcaciones, el nivel de ruido relativo, la distancia, la frecuencia, y la 

temporada. Durante la instalación del proyecto, el aumento de los niveles de ruido podría desplazar 

temporalmente a las aves costeras y marinas de las zonas de alimentación o de descanso de uso común, pero 

se espera que las aves desplazadas regresen poco después de finalizada la construcción. Se espera que el 
4-79

impacto acústico en las aves durante la operación del Proyecto sea permanente, pero menor. Estos animales 

tienen una gran movilidad y pueden evitar las zonas de ruido que les puedan causar molestias o daños. Para 

evitar o reducir al mínimo el impacto del ruido de funcionamiento y el impacto acústico de la construcción 

sobre las aves, recomendamos lo siguiente:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar ante el Secretario una 

evaluación del posible impacto acústico en aves en reposo y anidación durante la 

construcción (por ejemplo, hinca de pilotes, las embarcaciones y posible HDD) y 

operación del Proyecto e identificar las medidas de mitigación que Aguirre LLC 

implementaría para minimizar o evitar ese impacto.

Derrames de hidrocarburos accidentales

La información acerca del impacto general y la mitigación relativos a los derrames de hidrocarburos 

accidentales se detalla en la sección 4.5.2.4. Los derrames menores de hidrocarburos durante la construcción 

podrían causar un impacto adverso menor a moderado de corto plazo sobre las especies de fauna marina. Se 

espera que los derrames accidentales de hidrocarburos que genere la operación del Proyecto tengan un 

impacto adverso menor a moderado de corto plazo sobre los recursos de vida silvestre marina. Para evitar o 

reducir los impactos de derrames accidentales de hidrocarburos sobre especies que se encuentran en la lista 

federal y aves migratorias, recomendamos que:

 Previo a la construcción, Aguirre LLC presente ante el Secretario, como parte del 

Plan de control y prevención de derrames específicos del sitio, medidas de respuesta 

que se aplicarían en el caso de que la vida silvestre, incluidas las aves migratorias o las 

especies de la lista federal, resulte afectada por un derrame accidental de 

hidrocarburos.

Alteración/pérdida del hábitat

La sección 4.5.2.4 contiene información general acerca del impacto de la modificación del hábitat y 

el área para recursos bentónicos (por ejemplo, las yerbas marinas, corales y macroalgas) utilizados por la 

fauna marina. Los mamíferos marinos y aves en la parte de marítima del área del proyecto probablemente se 

alejen de las zonas de perturbación a otros hábitats similares de zonas adyacentes. En la Bahía de Jobos, la 

destrucción de las yerbas marinas, las macroalgas y los arrecifes de coral causaría una pérdida del hábitat de 

alimentación para varias especies de aves migratorias y especies de delfines, así como también para la 

población del manatí antillano (ver sección 4.6.1.1) y la tortuga marina (ver sección 4.6.1). Se espera que 

este impacto de la construcción tenga lugar dentro de un corredor de 20 pies de ancho (6,1 m) a lo largo de 

la tubería, donde el desplazamiento de sedimentos, la resuspensión, el transporte y la deposición causarían 

un impacto sobre los recursos bentónicos. Aguirre LLC ha desarrollado un plan de mitigación para los

arrecifes de coral y las yerbas marinas para compensar los impactos sobre estos tipos de hábitat, ver el 

borrador del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos en el Apéndice D. las recomendaciones adicionales 

para este plan se han previsto en la sección 4.4.3. Además, si se demuestra que es factible el uso de una 

perforación horizontal direccional (HDD), se reduciría el impacto sobre el hábitat bentónico. Con las 

medidas de mitigación en vigor, se espera que el impacto general en los hábitats durante la construcción sea 

a corto plazo y menor para la mayoría de las especies de fauna marina.

El impacto directo sobre las yerbas marinas, los arrecifes de coral y las macroalgas durante la 

operación de la tubería podría causar una pérdida menor y permanente del hábitat de alimentación para 

varias especies de aves migratorias, tortugas marinas, y especies mamíferas marinas. Se espera que estos 

impactos operativos se produzcan dentro de un corredor de 8 pies de ancho (2.4 m) donde las esteras de 

hormigón se colocan a lo largo de la tubería por encima del nivel en el paso de Boca del Infierno (un total de 

1,700 pies [518 m]) y donde se colocan las esteras en el fondo marino en el segmento cercano a la costa y en 

los lugares PI, como propone Aguirre LLC. Sin embargo, sobre la base de nuestras recomendaciones que 
4-80

podrían reducir o evitar los impactos en esta área, los impactos operativos reales serían menores. Con las 

medidas de mitigación en vigor, y si se implementan las recomendaciones de mitigación adicionales 

detalladas en la sección 4.4.3, se prevé que los impactos totales de la pérdida de hábitat para las yerbas 

marinas y las macroalgas sobre las especies de fauna marina por las operaciones del Terminal Marítimo de 

GNL sean mínimos. La presencia de la estructura permanente en alta mar podría ser un efecto beneficioso 

para las aves migratorias, ya que puede proporcionar un hábitat de posaderos a medida que viajan y se 

alimentan en las aguas costeras.

Sombreado

La sección 4.5.2.4 detalla el impacto general del sombreado sobre los recursos bentónicos (por 

ejemplo, corales y vegetación acuática sumergida) utilizados por mamíferos marinos. Una reducción 

temporal de la productividad de yerbas marinas debido al sombreado podría provocar la pérdida de hábitat 

de alimentación de varias aves migratorias, tortugas marinas, y especies de mamíferos marinos, incluyendo 

la gran población del manatí antillano en la Bahía de Jobos (ver sección 4.6.1.1). Aguirre LLC ha 

desarrollado un borrador del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos (ver apéndice D) para compensar 

los impactos sobre los recursos bentónicos. Sin embargo, los impactos sobre las yerbas marinas debido al 

sombreado del Terminal Marítimo de GNL no han sido abordados en el borrador del plan. En la sección

4.4.3, recomendamos que antes de las actividades de construcción, Aguirre LLC presente planes de 

mitigación adicionales para el impacto del sombreado en 2.9 acres (3 cuerdas) de yerbas marinas del 

Terminal Marítimo de GNL. Con las medidas de mitigación en vigor, se espera que el impacto en estas 

especies sea permanente, pero menor. Sin embargo, si no se abordan los impactos permanentes en las yerbas 

marinas causados por el sombreado del Terminal Marítimo de GNL, estos impactos podrían afectar 

negativamente a varias especies que dependen de las yerbas marinas para la alimentación (es decir, el 

manatí antillano, tortugas de mar) o refugio (es decir, peces y organismos bentónicos).

Vertido de la pluma térmica - Terminal Marítimo de GNL

La sección 4.5.2.4 contiene información acerca del impacto general y la mitigación relacionada al 

vertido de la pluma térmica del Terminal Marítimo de GNL. Se espera que el impacto sobre las especies de 

fauna marina sea menor, ya que los mamíferos marinos y las tortugas de mar tienen una gran movilidad y 

saldrían de la zona de agua caliente.

Agentes anti-incrustantes

Se espera que los impactos asociados con la descarga de cobre de los MGPS sobre las especies de 

fauna marina sean menores a insignificantes. Los mamíferos marinos y tortugas marinas pueden pasar por el 

área de desagüe cerca de la descarga de cobre o podrían consumir organismos que bioacumulan iones 

cúpricos asociados con el área de desagüe.

Iluminación

El Proyecto requeriría la instalación de iluminación temporal para facilitar las actividades de 

construcción durante el horario nocturno y como requisito de seguridad. La operación del terminal requeriría 

la instalación de iluminación permanente para satisfacer los requisitos de seguridad. Para minimizar los 

efectos de iluminación durante las operaciones, el Terminal Marítimo de GNL limitará la cantidad y 

potencia de las luces operativas al mínimo para la seguridad de las operaciones. Las bombillas de luz se 

teñirán o filtrarán, se protegerán bien y se dirigirán hacia abajo, hacia las instalaciones, a fin de minimizar la 

iluminación de las aguas circundantes.

La respuesta de los organismos marinos a las luces artificiales puede variar dependiendo de una 

cantidad de factores tales como la especie, la etapa de la vida y la intensidad de la luz. Los organismos 

pequeños se suelen sentir atraídos por las luces, que a su vez atraen a los grandes depredadores que se 
4-81

alimentan de las agregaciones. Las luces podrían crear agregaciones inducidas artificialmente. En general, el 

impacto sobre las especies de fauna marina será menor ya que estas especies pueden cambiar sus hábitos 

alimenticios en función de esas agregaciones. Para asegurar que se reduzca al mínimo el impacto asociado 

con la iluminación nocturna durante la operación del Proyecto, recomendamos lo siguiente: 

 Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá desarrollar un plan de iluminación,

que identifique las medidas específicas que se implementarían para minimizar o 

evitar el impacto asociado con la iluminación operativa nocturna del Proyecto sobre 

las especies de aves, de peces, mamíferos marinos, las diferentes fases del ciclo vital de 

las tortugas marinas y las personas de la costa. El plan también deberá analizar si el 

Proyecto podría inducir artificialmente agregaciones biológicas y proporcionar 

evidencia empírica de cómo estas posibles agregaciones afectarían la pesca local y el 

turismo. Este plan se deberá presentar ante el Secretario para la revisión y 

aprobación por escrito por parte del Director de la OEP.

4.5.4 Plancton

El plancton está conformado por organismos pequeños que flotan libremente o nadan débilmente y 

que se encuentran suspendidos en la columna de agua. Tienen poderes limitados de locomoción y tienden a 

dejarse llevar por los movimientos imperantes del agua. Las comunidades de plancton están influenciadas 

por una variedad de factores, incluidos la disponibilidad de alimentos, las tasas de pastoreo de los 

depredadores y los procesos costeros, tales como las corrientes, las mareas y las tormentas. Algunos tipos de 

plancton se someten a migraciones verticales diurnas y se concentran en aguas más profundas durante el día 

y en aguas poco profundas durante la noche. El resultado acumulado de todas estas variables conduce a la 

agregación espacial y temporal. La comunidad de plancton también varía entre el ambiente de estuario de la 

Bahía de Jobos y las aguas marinas que rodean el sitio del Terminal Marítimo de GNL. En la Bahía de 

Jobos, los arrecifes de manglares restringen el flujo de agua de alta mar hacia la bahía. Esta estructura 

sugiere una influencia limitada de las especies marinas planctónicas y un predominio de especies de estuario 

dentro de la bahía, en oposición a una comunidad dominada por especies marinas fuera de la bahía.

Las comunidades de plancton se componen de fitoplancton y zooplancton. El fitoplancton está 

conformado por plantas pequeñas y algas microscópicas que utilizan la luz solar y los nutrientes disponibles 

para obtener energía. El zooplancton está conformado por animales pequeños, tales como los protozoos 

unicelulares y las formas de huevos, larvas o adultos de invertebrados y peces marinos que se alimentan de 

fitoplancton y otras partículas. El zooplancton se clasifica a su vez en holoplancton o meroplancton. El 

holoplancton (por ejemplo, los copépodos) pasa toda su vida como plancton, mientras que el meroplancton 

pasa sólo una parte de su ciclo de vida como plancton. El meroplancton incluye las etapas de huevo y 

larvaria de invertebrados y peces (por ejemplo, el ictioplancton).

4.5.4.1 Fitoplancton

En el área del proyecto, la comunidad de fitoplancton está dominada por diatomeas y 

dinoflagelados (Field et al., 2003). En la Bahía de Jobos, se ha observado que las concentraciones de 

clorofila a son significativamente más bajas en las áreas de aguas abiertas de la bahía que dentro de las áreas 

de manglares (Whitall et al., 2011). Las concentraciones también fueron significativamente mayores durante 

la temporada de lluvias, de junio a noviembre (Whitall et al., 2011). Este patrón se encuentra comúnmente 

en los estuarios y zonas costeras alrededor de Puerto Rico (Gilbes et al., 1996;. Otero y Carbery, 2005), ya 

que la lluvia juega un papel importante en las descargas de aguas pluviales de la tierra y la disponibilidad de 

nutrientes. En aguas marinas y costeras, el fitoplancton se estratifica verticalmente y se puede encontrar en 

las aguas donde penetra la luz solar, que varía en función de una serie de factores, incluidas las partículas en 
4-82

suspensión. Dentro de la Bahía de Jobos, es poco probable una estratificación vertical significativa de 

fitoplancton debido a la poca profundidad.

4.5.4.2 Zooplancton

Hay poca información disponible acerca de la comunidad de zooplancton holoplanctónica en el área 

del proyecto. En ecosistemas similares, esta comunidad se compone principalmente de copépodos (RíosJara, 2005). El zooplancton meroplanctónico se compone de las etapas larvarias de peces, decápodos, 

moluscos y poliquetos (Ríos-Jara, 2005).

Aunque los datos sobre la comunidad de zooplancton en las inmediaciones del área del proyecto 

son limitados, el Estudio de demostración 316 2003-2004 llevado a cabo por la Autoridad de Energía 

Eléctrica de Puerto Rico (PREPA, por sus siglas en inglés) en la Bahía de Jobos encontró que las especies 

de zooplancton dominantes eran copépodos calanoideos (Washington Engineers PSC, 2005). Esto es similar 

a la del conjunto taxonómico de holoplancton dominado por el copépodo calanoide, Acartia tonsa, 

encontrado durante las encuestas de línea de base de zooplancton en la Bahía de Jobos entre 1972 y 1973. 

Otros componentes permanentes de la comunidad de zooplancton residente durante todo el año en la Bahía 

de Jobos, de acuerdo con el Estudio de demostración 2003-2004, incluidos los gusanos de quetognatos, 

larvaceos, camarones sergestoide y copépodos ciclopoides. También hubo una prevalencia de larvas de 

invertebrados en el meroplancton durante todo el año, incluidos grupos de especies tales como los 

camarones carideos, cangrejos braquiuros y anomuros, cirrípedos (percebes), poliquetos y gasterópodos 

(Washington Engineers PSC, 2005). Este estudio, al igual que los informes anteriores de la Bahía de Jobos y 

otros sitios de la costa alrededor de Puerto Rico, mostraron un patrón estacional en la abundancia total de 

meroplancton relacionada con la estación seca (por ejemplo, la abundancia significativamente menor entre 

noviembre y febrero [Washington Engineers PSC, 2005]). Se ha demostrado la presencia de larvas de 

equinodermos en los estuarios de Puerto Rico con mayor concentración en el borde de la plataforma, en 

comparación con la zona cercana a la costa o alta mar (Williams y García-Sais, 2010). Por el contrario, la 

etapa (larva) filosoma de las langostas muestra una tendencia de mayores densidades en la zona cercana a la 

costa (Sabater y García-Sais, 1998).

En general, la comunidad de zooplancton combinada es muy diversa en lo relativo a la forma, la 

función y el hábitat preferido (García-Sais et al., 2008). El resto de este tema se centra en las etapas de 

huevo y larvaria de peces (es decir, el ictioplancton) y los corales. Debido a su importancia regional, las 

langostas (familia Palinura) están incluidas en el tema del ictioplancton.

Ictioplancton

A los efectos de esta evaluación, el tema del ictioplancton incluye las fases del ciclo vital tempranas 

de los peces y langostas (familia Palinura), incluidas las etapas de huevo y larvaria hasta el punto en que los 

individuos son lo suficientemente grandes como para nadar contra la corriente. Las larvas de coral se 

detallan en la siguiente sección.

La supervivencia en las primeras fases del ciclo vital de peces y mariscos es altamente impredecible 

y variable. A pesar de producir una gran cantidad de crías, la supervivencia durante estas primeras etapas 

tiene repercusiones para la población en general (Houde, 1987). Los factores importantes para la 

supervivencia durante las primeras fases del ciclo vital incluyen la temperatura, el tamaño, la duración de la 

etapa, la disponibilidad de alimentos y la depredación, con el hambre y la depredación considerados como 

las principales causas de mortalidad de las larvas (Bailey y Houde, 1989).

La presencia, abundancia y composición de la especie de ictioplancton están influenciadas por una 

serie de parámetros, incluidos los patrones de desove, las migraciones, las corrientes de agua, la temperatura 
4-83

del agua, los gradientes de salinidad y el comportamiento de las larvas. El desove en esta región se produce 

durante todo el año y se indica por la presencia de larvas de peces que se encuentran a lo largo del año 

(Ramírez y García-Sias, 1997). El transporte también desempeña una función en la composición de especies 

de la comunidad de plancton. Las corrientes cerca del lugar propuesto del terminal generalmente se mueven 

de este a oeste a lo largo de los cayos de barrera y pueden traer diferentes especies a la región desde otros 

lugares de desove hacia el este (Esteves-Amador, 2005). La marea también puede trasladar especies 

estuarinas a las aguas costeras inmediatas. Un estudio cerca de La Parguera en el suroeste de Puerto Rico 

encontró una comunidad de ictioplancton con taxones que representan a los peces de arrecifes y a las 

especies oceánicas en el borde de la plataforma, con un predominio en cantidad de peces de arrecifes 

(Ramírez y García-Sias, 1997, Ramírez-Mella y García-Sais, 2003). Cerca de la costa, la abundancia 

larvaria total fue mayor, aunque se representaron menos taxones oceánicos. Las principales familias 

atrapadas eran Clupeiformes (desove pelágico), Gobiidae (desove demersal) y Myctophidae (taxones 

oceánicos) (Ramírez-Mella y García-Sais, 2003). Se observó un predominio similar de especies cercanas a 

la costa en la región de Guayanilla y la Bahía de Tallaboa donde se tomaron muestras de las estaciones en 

baja y alta mar de las islas costeras y en el contorno batimétrico de 33 pies (García et al., 1995).

El Estudio de demostración 316 2003-2004 llevado a cabo por la PREPA en la Bahía de Jobos 

informó un patrón bimestral de abundancia de huevos de peces, lo que sugiere la reproducción continua de 

peces que desovan huevos planctónicos (Washington Engineers PSC, 2005). Había una abundancia 

relativamente alta de huevos de peces arrastrados posiblemente debido a la producción in situ de peces 

costeros residentes y el transporte a lo largo de la costa de fuentes cercanas de hábitats de arrecifes y yerbas 

marinas. Los peces costeros de estuarios que desovan huevos planctónicos redondos en la Bahía de Jobos 

incluyen las familias Sparidae (pargos), Sciaenidae (corvinas), Haemulidae (roncos), Carangidae 

(carángidos), Callionymidae (dragoncitos) y Gerreidae (mojarras). Durante el Estudio de demostración 

2003-2004, la abundancia de larvas de peces en la Bahía de Jobos estuvo fuertemente representada por tipos 

de peces demersales, como Gobiidae, Tripterygiidae y Callionymidae, que son familias de peces que se 

reproducen continuamente en hábitats poco profundos de la bahía. Los Clupeiformes, que son desovadores 

pelágicos, también predominaron en cantidad en todas las fechas de muestreo, lo que indica que también se 

reproducen en forma continua en la Bahía de Jobos (Washington Engineers PSC, 2005). Aunque el estudio 

de la PREPA se haya realizado en la Bahía de Jobos, proporciona una idea de los tipos de especie que se 

encuentran en la zona costera del área del proyecto y que podrían ser transportadas a alta mar a través de las 

etapas planctónica o ictioplanctónica pelágica.

Una evaluación preliminar de la variación vertical en la comunidad de ictioplancton cerca de La 

Parguera (Ramírez-Mella y García-Sais, 2004) indica que las especies oceánicas comúnmente se 

incrementaron en abundancia debajo de las aguas superficiales (muestras a una profundidad de 0 a 66 pies 

[de 0 a 20 m]), incluidas las familias Myctophidae (peces linterna), Gonostomatidae (peces luminosos) y 

Photichthyidae (peces faro); mientras que las familias Clupeiformes (peces similares al arenque), 

Pomacentridae (peces damisela y payaso), Haemulidae (roncos) y Holocentridae (peces candil rufo) se 

encontraron en mayor abundancia. Las familias Gobiidae (gobios) y Scaridae (peces loro), aunque son peces 

de arrecifes, también se encontraron en grandes cantidades a mayor profundidad en la columna de agua, y 

Lutjanidae (pargos) se encontró comúnmente en aguas medias. Esto sugiere que si los lugares de admisión 

para el Proyecto se encuentran entre 23 y 36 pies (entre 7 y 11 m) tal como se propuso, habría una 

superposición considerable en el espacio con el lugar donde se encuentran muchas larvas de peces y 

mariscos. Además, la abundancia en diferentes zonas de profundidad cambia a lo largo del día ya que las 

larvas salen a la superficie para alimentarse durante la noche y vuelven a las aguas más profundas durante el 

día para evitar la depredación.
4-84

Aguirre LLC se encuentra en el proceso de desarrollo de un estudio inicial pre-operacional de 

ictioplancton y un plan de monitoreo, en discusión con el NMFS, FWS, DRNA y otras agencias apropiadas. 

El plan ayudaría a analizar la distribución de la población, la abundancia y el momento estacionalidad del 

ictioplancton en el área del Proyecto. Los impactos anticipados del proyecto sobre el ictioplancton serían 

evaluados y debatidos con las agencias de permisos aplicables después de completarse el estudio inicial preoperacional. Por lo tanto, los datos específicos del sitio que figuran a continuación no han sido actualizados 

desde el borrador de la DIA.

Tetra Tech, en nombre de Aguirre LLC, llevó a cabo un muestreo con red de ictioplancton en alta 

mar en el canal de Boca del Infierno, cerca de Guayama, aproximadamente a 1 milla (1.6 km) de distancia 

del JBNERR en la costa sur de Puerto Rico. El muestreo se tomó en eventos de muestreo de un día durante 

cuatro temporadas, entre mayo de 2012 y noviembre de 2013 (Tetra Tech, 2013a; 2013e; 2013g y 2014b). 

La tabla 4.5.4-1 brinda una lista de las larvas ictioplancton recolectadas durante estos eventos.

El total de las densidades de larvas de peces varió de un promedio de 29 a 158 larvas por 26,400 

galones (100 m3) durante los muestreos de invierno, primavera, verano y otoño (Tetra Tech, 2013a; 2013e; 

2013g y 2014e). Este cálculo es menor que el promedio de abundancia de larvas de peces (418 unidades por 

cada 26.400 galones [100 m3]) recolectadas en las muestras de un día durante un año en la estación de toma 

de Aguirre (Washington Engineers PSC, 2005) y de 180 larvas de peces cada 26.400 galones (100 m3) 

informados antes de la operación de la APPC (Youngbluth, 1974). Las larvas de peces del muestreo, como 

se describe en Tetra Tech (2014b), se identificaron a los taxones más bajos posibles (normalmente 

familiares).

Las cantidades relativamente abundantes de huevos de peces se recolectaron durante los muestreos 

de invierno, primavera y verano en el sitio terminal propuesto (Tetra Tech, 2014b). Esto podría ser el 

resultado del transporte por el litoral de los huevos desde arrecifes costeros y aguas pelágicas en los 

alrededores de Boca del Infierno y desde el hábitat de algas adyacentes que sirve como hábitat para el 

desove de muchas especies de peces. Las densidades de huevos de peces fueron particularmente altas 

durante el muestreo de verano, posiblemente debido a las actividades de desove de fase lunar de serránidos, 

corvinas y otras especies de peces comunes en aguas de Puerto Rico (Sale, 1993). Las densidades de huevo 

medias fueron de 169, 401, 1,475 y 96 huevos cada 26,400 galones (100 m3) durante los muestreos de 

invierno, primavera, verano y otoño, respectivamente (Tetra Tech, 2013a; 2013e; 2013g y 2014e). La 

densidad de huevos (1,475 cada 26,400 galones [100 m3]) recogidos en verano fue comparable con la 

abundancia media de huevos recolectados cerca de la APPC de 2,252 huevos por 26,400 galones (100 m3) 

durante los muestreos diurnos y 1,711 larvas cada 26,400 galones (100 m3) durante los muestreos nocturnos 

(PREPA, 2005). Para este estudio (Tetra Tech, 2014b), los huevos no se diferenciaron en base a la forma, 

por lo que no se identificaron taxones específicos.

La Tabla 4.5.4-2 indica las densidades medias de varios taxones clave de interés, en base a los 

resultados de las situaciones de muestreo estacionales de Aguirre LLC. Estos taxones clave son evaluados 

en el análisis del arrastre que se describe en la sección 4.5.4.3 y el apéndice E.
4-85

TABLA 4.5.4-1

Especies de ictioplancton recolectadas por Aguirre LLC en la ubicación propuesta del FSRU

para el Área del Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Familia Nombre común Familia Nombre común

Antennariidae Peces sapo Mugiliformes Lisas 

Apogonidae Apogónidos Myctophidae Mictófidos 

Atherinidae Tinícalos Nemichthyidae Nemíctidos

Aulostomidae Trompetas Ofíctidos Anguila eléctrica 

Balistidae Peces ballesta Ophidiidae Brótulas 

Berycidae Alfonsinos Opistognathidae Bocones 

Blenniidae Blénidos Ostraciidae Peces cofre 

Bothidae Lenguados chuecos Pleuronectiformes Peces planos 

Bythitidae Brótulas vivíparas Pomacanthidae Peces ángel 

Callionymidae Dragoncitos Pomacentridae Pomacéntridos 

Carangidae Carángidos Scaridae Peces loro 

Clupeidae / Engraulidae Sardinas/ anchoas Sciaenidae Corvinas 

Coryphaenidae Peces delfín Scombridae Atunes / verdeles 

Eleotridae Guavinas Scorpaenidae Escorpiones

Ephippidae Pagualas Serranidae Serránidos 

Exocoetidae Peces voladores Sparidae Espáridos 

Gerreidae Mojarras Sphyraenidae Barracudas 

Gobiesocidae Gobiesociformes Syngnathidae Signátidos

Gobiidae Gobios Synodontidae Chiles 

Haemulidae Hemúlidos Tetraodontidae Erizo de mar 

Hemiramphidae Mediopicos Tripterygiidae Tripterígidos 

Labridae Lábridos Beloniformes 

desconocidos

--

Lutjanidae Pargos Larvas de peces 

desconocidos --

Microdesmidae Peces lombriz Huevos de peces --

Monacanthidae Lijas 

____________

Fuente: Tetra Tech, 2013a; 2013e; 2013g; y 2014e

TABLA 4.5.4-2

Densidades (cant.) de taxones de interés representativos elegidos para el cálculo del arrastre en el Área del Proyecto

Taxones 

(Huevos y/o 

larvas)

Nombre 

común

Invierno promedio

Densidad

Primavera promedio

Densidad

Verano promedio

Densidad

Otoño promedio

Densidad

no./100 m3no./MG no./100 m3no./MG no./100 m3no./MG no./100 m3no./MG

Lutjanidae Pargos 1 47 2 65 1 49 0 -

Serranidae Meros y 

lubinas

0.4 16 0.2 6 0 - 0.4 15

Carangidae Carángidos 0 - 1 31 0,1 6 0

Haemulidae Hemúlidos 4 167 5 191 1 49 2 68

Palinuros Langostas 

espinosas

3 110 0.2 9 1 45 1 36

Total de 

huevos de 

peces

-- 169 6,413 401 15,173 1,475 55,845 96 3,651

Larvas de 

peces y otra 

no 

identificada

-- 45 1,708 80 3,040 155 5,872 27 1,006

Otras larvas 

de 

invertebrados

-- 1,151 43,573 1,481 56,068 1,629 61,661 1,847 69,907

____________________

MG = millón de galones (1 MG = 3,785 m3)
4-86

Larvas de coral

Diferentes especies de coral utilizan una variedad de técnicas de reproducción. En el Caribe, 

muchos de los corales formadores de arrecifes se involucran en el desove de crianza o el desove por 

difusión. En las especies con desove por crianza, la fertilización ocurre dentro de los pólipos maternos que 

contienen los óvulos y las larvas permanecen allí hasta una fase avanzada de desarrollo. En este punto, las 

larvas nadan libremente, se liberan y típicamente se asientan sobre el sustrato duro cerca de la colonia 

madre. En las especies con desove por difusión, los huevos y el esperma se liberan en la columna de agua en 

grandes cantidades. Los huevos flotantes y espermatozoides flotan hacia la superficie del agua y se unen 

para formar larvas que pasan días o semanas en la columna de agua antes de convertirse en una etapa de 

nado libre. Después de llegar a esta etapa, las larvas migran hacia abajo en la columna de agua, se depositan 

en el fondo y se adhieren al sustrato duro.

Muchas de las especies de corales en el área del proyecto se involucran en desove masivo, un 

evento sincronizado donde muchas especies liberan sus óvulos y espermatozoides al mismo tiempo. Este 

evento se produce normalmente entre 3 y 8 días después de la luna llena tras el mes más cálido (por lo 

general, agosto, septiembre y octubre). La tabla 4.5.4-3 resume el método y el momento de la reproducción, 

así como el calendario de desarrollo de las larvas, para las especies de corales en el área del proyecto que se 

enumeran en la ESA o las especies propuestas para la inclusión de la ESA.

TABLA 4.5.4-3

Momento y método de reproducción de los corales enumerados en la ESA

Especies a Método reproductivo Momento de la reproducción b

Tiempo para etapa larval 

de nado libre

Acropora cervicornis (A) Desove de difusión 3 días después de la luna llena de agosto, 

entre aprox. 7:00 -10:30 PM

5 a 7 días

Acropora palmata (A) Desove de difusión 3 a 4 días después de la luna llena de 

agosto, aprox. 9:00 PM

5 a 7 días

Dendrogyra cylindrus (A) Desove de difusión No bien conocido; posiblemente de 3 a 4 

días después de la luna llena de agosto, 

aprox. 9:00 PM

Desconocido

Orbicella annularis (A) Desove de difusión 6 a 7 días después de la luna llena de 

septiembre/octubre; aprox. 10:00 PM

3 a 8 días

Orbicella faveolata (A) Desove de difusión 6 a 7 días después de la luna llena de 

septiembre/octubre; aprox. 10:00 PM

3 a 8 días

Orbicella franksi (A) Desove de difusión 6 a 7 días después de la luna llena de 

septiembre/octubre; aprox. 10:00 PM

3 a 8 días

Mycetophyllia ferox (A) Incubación Febrero/marzo Liberadas como larvas 

que nadan libremente

____________

Fuentes: Caribbean Marine Biological Institute, 2012; NMFS, 2012; Brainard et al. 2011; Baird et al., 2009; Riddle, 2008

a A = Amenazada

b. Se enumeran los tiempos de desove máximos, pero puede haber una variabilidad sustancial. Por ejemplo, Adams (2006) 

señala que el desove masivo de corales en Puerto Rico puede ocurrir en cualquier lugar entre 7 a 15 días después de la 

luna llena.

Aguirre LLC se encuentra en el proceso de desarrollo de un estudio inicial pre-operacional de larvas 

de coral y un plan de monitoreo, en discusión con el NMFS, FWS, DRNA y otras agencias apropiadas. El 

plan ayudaría a analizar la distribución de la población, la abundancia y el momento estacional de las larvas 

de coral en el área del Proyecto. Los impactos anticipados del proyecto sobre las larvas de coral serían 

evaluados y debatidos con las agencias de permisos aplicables después de completarse el estudio inicial preoperacional. Por lo tanto, los datos específicos del sitio no han sido actualizados desde el borrador de la 

DIA.
4-87

Con el fin de proporcionar datos específicos sobre las densidades de larvas de coral en las 

proximidades de la FSRU propuesta durante los períodos de actividad de desove regular, Aguirre LLC 

realizó un evento de muestreo entre el 20 y 28 de agosto de 2013 (Tetra Tech, 2014c). Este período fue 

elegido para coincidir con el evento de desove de agosto de 2013, que se prevé que tenga lugar después de la 

luna llena mensual. Si bien la FSRU propuesta estaría sobre un hábitat bentónico que se compone 

principalmente de arena gruesa con corales aislados existentes en bajas densidades, el área concentrada de 

los arrecifes de coral que se encuentra en el canal de Boca del Infierno (aproximadamente 1 milla al este) se 

debe tener en cuenta a la hora de determinar el impacto potencial del Proyecto (NMFS, 2012; Tetra Tech, 

2012). 

El remolque plancton del subsuelo que utilizó Aguirre LLC recogió larvas que nadan libremente de 

muchos cnidarios incluyendo anémonas, corales y octocorales (la mayoría de los cuales son de 0.01 a 0.03 

pulgadas [300-700 micrómetros] de tamaño y recogidos con redes de malla de 300 micrómetros o más 

pequeña) (Tetra Tech, 2014c). Si bien es posible distinguir las larvas de la anémona de coral y octocoral 

bajo un microscopio, es difícil distinguir entre los corales y octocorales y aún más difícil distinguir entre las 

familias de coral, géneros y especies basándose en características morfológicas de las larvas. La mayoría de 

las especies de corales son indistinguibles entre sí hasta que se depositan en el fondo. Los análisis genéticos, 

que no se realizaron en el muestreo, podrían utilizarse para determinar qué especies están presentes. Sin 

embargo, además de no poder distinguir entre los corales enumerados en la ESA en el área (tabla 4.5.4-2), 

no fue posible determinar su densidad por un número de razones, incluyendo: (a) una gran diversidad de 

coral duro y blando en la columna de agua en las profundidades de muestreo (23 a 26 pies [7 a 8 m]; es 

decir, la profundidad de las tomas de la FSRU) durante el período comprendido entre agosto y septiembre 

(por ejemplo, las especies de la ESA no eran las únicas presentes), y (b) las larvas se encuentran en 

agregaciones heterogéneos en parches y se someten a migraciones diarias verticales (Oliver y Willis, 1987; 

Richmond, 1997;. Jones et al, 2010), aumentando la dificultad en su recogida en remolques (Tetra Tech, 

2014c). Por lo tanto, una estimación de densidad bruta de larvas de coral totales (es decir, el número total 

por 26,400 galones [100 m3]) fue derivada y comparada con las densidades de larvas representativas de 

estudios anteriores.

Durante un período de nueve días solo antes y después de la luna llena en agosto de 2013, el 

muestreo antes y después del desove con redes bongo con arrastres diurnos y nocturnos individuales se llevó 

a cabo a lo largo de un solo paso de transecto a través del punto de amarre propuesto para la FSRU (Tetra 

Tech, 2014c). Los remolques se realizaron cada dos días durante el período de muestreo. No se detectaron 

larvas de coral durante los estudios diurnos o nocturnos en los tres primeros días de toma de muestras (22, 

24 o 26 de agosto). Sin embargo, la información anecdótica local indicó que hubo manchas evidentes de 

coral a lo largo de la costa suroeste de Puerto Rico el 24 de agosto. Se detectaron por primera vez larvas de 

coral el 28 de agosto, con una cifra estimada de 456 larvas recogidas en el remolque nocturno. Sin embargo, 

no se realizó ningún otro muestreo después de este remolque, por lo que no es posible realizar un 

seguimiento de densidades después de ese punto. Por lo tanto, el rango de densidad resultante a partir de este 

día del período de muestreo fue de 0.085 larvas de coral cada 264 galones (1 m3) durante el día y 5.31 larvas 

cada 264 galones (1 m3) durante la noche. El rango de densidad de larvas de coral (0-531 larvas cada 26,400 

galones [100 m3]) observado en Tetra Tech (2014c) es inferior al encontrado en estudios sobre 

conglomerado arrecife natal para otros ecosistemas de arrecifes (por ejemplo, Océano Pacífico), donde las 

densidades van desde 10,000 a 1,000,000 cada 26,400 galones [100 m3] (Hodgson, 1985; Oliver et al, 

1992). Sin embargo, la alta densidad estimada de 531 larvas cada 26,400 galones (100 m3) es más 

consistente con la observada en el agua total no arrecife o las áreas perimetrales y donde las densidades a la 

deriva se transportan de forma remota desde un conjunto de arrecifes natales (Hodgson, 1985).
4-88

4.5.4.3 Impacto general y mitigación

La construcción del proyecto se traduciría en un impacto adverso menor y a corto plazo en el 

plancton de la prueba hidrostática, la resuspensión de sedimentos, el uso de bombas de vacío para bajar la 

tubería, y un impacto adverso moderado y de corto plazo de posibles derrames accidentales de materiales de 

hidrocarburos. La operación del Proyecto resultaría en un impacto adverso permanente de menor 

importancia en un área localizada para el plancton debido al vertido de la pluma térmica y la iluminación; 

un impacto menor y permanente en la comunidad de plancton debido a la pérdida de individuos atrapados 

en las tomas de agua de mar; y un impacto adverso moderado y de corto plazo de posibles derrames 

accidentales de materiales de hidrocarburos, como se describe más adelante.

Prueba hidrostática

Los procedimientos de pruebas hidrostáticas, el impacto general y las medidas de mitigación se 

describen en la sección 4.5.2.4. Las tomas de agua de mar podrían arrastrar o vulnerar algunos huevos y 

larvas en contra de la rejilla de entrada. Se supone que el índice de mortalidad de todos los organismos 

arrastrados debe ser de un 100 por ciento. Aunque las pruebas hidrostáticas se traducirían en una pérdida de 

plancton del ecosistema, se espera que el impacto sea menor debido a la relativamente pequeña cantidad de 

agua afectada y la naturaleza de corto plazo de estos eventos de prueba.

Resuspensión de sedimentos

La información sobre el impacto general y la mitigación de la resuspensión de sedimentos se trata 

en la sección 4.5.2.4. Un aumento en la turbidez debido a la resuspensión de sedimentos desde la instalación 

de los amarres propuestos y canalización tiene el potencial de afectar adversamente al plancton. En 

particular, los huevos o larvas demersales podrían ser sofocados a medida en que los sedimentos 

resuspendidos se asientan de nuevo a la parte inferior. El impacto relacionado con la turbidez puede incluir 

reducciones en las tasas de crecimiento y de alimentación, la obstrucción de las estructuras respiratorias y/o 

la muerte. En general, los aumentos de turbidez durante la construcción serían temporales en duración y 

localizados en su alcance, por lo que se estima que el impacto en el plancton sea menor y a corto plazo. Sin 

embargo, el gasoducto también podría dar lugar a la sedimentación y turbidez persistente de erosión y 

deposición de sedimentos alrededor de la tubería. La descarga de aguas procedentes de las transportadoras

de GNL también podría provocar la resuspensión de sedimentos en el Terminal Marítimo de GNL durante 

la operación. Los aumentos de la turbiedadasociados con la erosión alrededor de los pilotes permanentes y 

las descargas de la transportadora de GNL serían localizados, por lo que se espera que el impacto sobre el 

plancton sea permanente, pero de menor importancia.

Derrames accidentales de hidrocarburos

La información acerca del impacto general y la mitigación relativa a los derrames accidentales de 

hidrocarburos se detalla en la sección 4.5.2.4. Los derrames menores de hidrocarburos durante la 

construcción podrían causar un impacto adverso menor a moderado en el corto plazo sobre el plancton. Se 

espera que los derrames accidentales de hidrocarburos que genere la operación del Proyecto tengan un 

impacto adverso menor a moderado y en el corto plazo sobre el plancton, pero los efectos en el nivel de la 

población desde una pérdida de una cohorte de plancton podrían ser permanentes. Sin embargo, dado el uso 

de buques en los procedimientos de respuesta a los derrames, llegamos a la conclusión de que el impacto de 

derrames de hidrocarburos es poco probable.
4-89

Agentes anti-incrustantes

Para evitar la macrocontaminación de los sistemas de toma de agua en bruto de la FSRU, la FSRU 

utilizaría su ánodo MGPS de cobre y aluminio de a bordo. La información acerca del impacto general y la 

mitigación relativa a los agentes anti-incrustantes se detalla en la sección 4.5.2.4. E

Los organismos tienen diferentes mecanismos para lidiar y procesar el cobre. En general, el cobre 

está regulado activamente en peces, crustáceos decápodos y algas (Guardiola et al., 2012). Las especies de 

fitoplancton tienen diferentes sensibilidades a la toxicidad de cobre: resistente (diatomeas), sensibilidad 

intermedia (cocolitóforo y dinoflagelados), y sensibilidad alta (cianobacterias; Guardiola et al, 2012).

Los MGPS liberarían efluente de cobre en el FSRU, que se encuentra por debajo del estándar de 

calidad del agua Clase SB/SC de JCA para la descarga de cobre. Por lo tanto, no se espera que las 

concentraciones resultantes de efluentes de cobre causen efectos adversos en el plancton. Sin embargo, el

plancton en las inmediaciones de la desembocadura puede estar potencialmente expuesto a concentraciones 

de iones de cobre, pero estos efectos serían muy limitados debido a la pequeña zona de posible exposición y 

la capacidad del cobre para unirse a . Materiales orgánicos haciéndolo así menos biodisponible.

Iluminación

Los procedimientos de iluminación, el impacto general y las medidas de mitigación se describen en 

la sección 4.5.3.3. La respuesta del plancton a las luces artificiales puede ser muy variable dependiendo de 

un número de factores tales como el tipo de organismo, la especie y la intensidad de la luz. Por ejemplo, la 

iluminación artificial puede disminuir la migración vertical diaria de zooplancton que sale a la superficie 

para alimentarse de fitoplancton bajo el amparo de la oscuridad. Se espera que el efecto de la iluminación en 

funcionamiento en el plancton sea permanente, pero de menor importancia, debido a la naturaleza altamente 

localizada del impacto. En la sección 4.5.3.3 recomendamos que Aguirre LLC desarrolle un plan de 

iluminación que identifique las medidas específicas que se llevarían a cabo para minimizar o evitar el 

impacto asociado con la iluminación nocturna.

Descarga de la pluma térmica

La sección 4.5.2.4 detalla información acerca del impacto general y la mitigación relacionada al 

vertido de la pluma térmica del Terminal Marítimo de GNL. Las especies de plancton que se someten a 

migraciones verticales están típicamente expuestas a una amplia gama de temperaturas del agua y muestran 

un mayor nivel de tolerancia térmica (Myers et al., 1986). Sin embargo, algunas especies de plancton 

(incluyendo los peces e invertebrados planctónicos) podrían morirse debido a un aumento repentino de la 

temperatura. El plancton que no es capaz de alejarse de la zona de aumento de la temperatura está propenso 

a ser afectado por el estrés térmico y puede morir. Los organismos acuáticos móviles pueden medir los 

cambios de temperatura y ajustar su distribución temporal y espacial (EPA, 2014c). La biota a veces puede 

evitar los impactos térmicos adversos mediante la búsqueda de áreas localizadas de aguas más frías; sin 

embargo, pueden tener dificultades para hacer esto en un entorno homogéneo, tales como una columna de 

aguas abiertas donde la biota no tiene acceso a los refugios (EPA, 2014c). La estructura taxonómica de la 

comunidad de fitoplancton cerca de desagües térmicas puede ser alterada como efecto indirecto del vertido 

térmico y, en general, soporta diferentes comunidades de algas que los presentes en las aguas de fondo 

(EPA, 2014c).

El impacto de la pluma térmica en el plancton se localiza en un área relativamente pequeña y 

representaría un impacto menor en la comunidad global de plancton en la región.
4-90

Toma de agua de mar

Las dos principales fuentes de potencial arrastre para el plancton del Proyecto propuesto son el uso 

del agua en las tomas de la FSRU y en la transportadora de GNL cuando están atracadas en el Terminal 

Marítimo de GNL. El ictioplancton (incluyendo mariscos) y las larvas de coral son los dos principales tipos 

de plancton que tendrían el mayor potencial de impacto; por lo tanto, se llevó a cabo un análisis del arrastre 

para estos dos grupos. . Se supone que todos los huevos y larvas pelágicas en el agua de la toma serían 

arrastradas y sufrirían mortalidad. Se proporcionaron los cálculos del arrastre del ictioplancton y las larvas 

de coral en la siguiente sección para el borrador de la DIA y no han cambiado. Aguirre LLC se encuentra en 

el proceso de desarrollo de un estudio inicial pre-operacional del ictioplancton y las larvas de coral y un plan 

de monitoreo, en discusión con el NMFS, FWS, DRNA y otras agencias apropiadas. El plan ayudaría a 

analizar la distribución de la población, la abundancia y el momento estacionalidad del ictioplancton y de las 

larvas de coral en el área del Proyecto. Los impactos anticipados del proyecto asociados con el uso del agua 

para la construcción y las operaciones de la instalación propuestas serían evaluados y debatidos con las 

agencias de permisos aplicables después de completarse el estudio inicial pre-operacional. Por lo tanto, los 

números de arrastre e impacto de larvas de coral e ictioplancton no se han modificado desde el borrador de 

la DIA.

Los cálculos del arrastre se realizaron sobre la base de los usos del agua previstos para la FSRU y la 

transportadora de GNL propuestas. Como se aborda en la sección 4.3.1.3, hay una amplia gama de posibles 

volúmenes de entrada de operaciones diarias para transportadora de GNL (basados en valores derivados de 

proyectos anteriores). Teniendo en cuenta el tipo y el tamaño de la transportadora de GNL en la flota actual, 

el extremo superior de ese rango es probablemente el más representativo del Proyecto. Por lo tanto, a los 

fines del análisis, se utilizó el volumen máximo de entrada de la transportadora de GNL de 81.6 millones de 

galones por día (308,900 m3 por día) para calcular el arrastre. Supusimos que habría 50 entregas por año y 

que cada entrega demoraría 88 horas.

Ictioplancton

Aguirre LLC llevó a cabo una evaluación para estimar el impacto anual de arrastre en términos de 

pérdidas de adultos equivalentes para el Proyecto, utilizando las cuatro situaciones de muestreo estacionales 

tomadas hasta la fecha (Tetra Tech, 2014b). Sin embargo, el estudio de Aguirre LLC fue inadecuado ya que 

no incluyó los índices de mortalidad o de supervivencia específicos por edad, necesarias para convertir con 

precisión los números de arrastre e impacto en equivalentes de edad 1. Por lo tanto, se realizó un análisis de 

pérdidas equivalente separado para evaluar el impacto potencial de arrastre sobre huevos y larvas de peces y 

langostas asociados con la toma de agua de mar durante las operaciones del GasPort. Tenga en cuenta que 

se calculó el impacto del arrastre únicamente para la fase de explotación del proyecto, ya que no se 

proporcionaron datos sobre el uso del agua durante la construcción. El análisis completo se proporciona en 

el apéndice E y se resume brevemente a continuación. 

El cálculo del arrastre se realizó en parte siguiendo la metodología desarrollada por NOAA/USCG 

en forma conjunta para el arrastre de ictioplancton, tal como se describe en el modelo de evaluación de 

ictioplancton anexo a la Declaración de Impacto Ambiental Definitivo del Gulf Landing (USCG y la 

Administración Marítima de los Estados Unidos, 2005 y las revisiones y aclaraciones posteriores). No todos 

los pasos descritos en esta guía eran aplicables a este proyecto debido a la falta de un muestreo amplio de 

ictioplancton estacional.

Se analizó una selección de especies y taxones de interés específico para servir como indicador del 

impacto potencial del arrastre del Proyecto. Las especies/taxones analizados para la evaluación de arrastre 

de ictioplancton fueron escogidos debido a su adecuada información sobre el ciclo vital y a su importancia 
4-91

ecológica y económica. La información sobre densidad basada en el muestreo con red de arrastre de 

ictioplancton como se describe en Tetra Tech (2014b) es solo a nivel de familia. De este modo, se 

seleccionaron especies específicas dentro de cada taxón clave y se utilizaron como representativas de los 

datos necesarios del ciclo vital para obtener equivalentes a la clase de edad uno y el crecimiento y la 

producción previsibles para individuos perdidos. La Tabla 4.5.4-4 enumera los taxones de interés elegidos 

para el análisis del arrastre y sus respectivas especies representantes como datos del ciclo vital. Para el 

cálculo del arrastre de los huevos de peces y los no identificados y otras larvas de peces, se utilizaron dos 

especies representantes como datos del ciclo vital para obtener un rango de crecimiento y producción 

previsibles para individuos perdidos. Como la categoría "otras larvas de invertebrados" se compone de una 

amplia gama de taxones, no se pudo seleccionar una especie representante para datos del ciclo vital; por lo 

tanto, para este grupo se calcularon solamente los números de arrastre sin procesar.

Las Tablas 4.5.4-5 y 4.5.4-6 presentan los resultados del análisis del arrastre para la FSRU y la 

transportadora de GNL, respectivamente. Estas tablas incluyen la cantidad sin procesar de individuos 

arrastrados, la cantidad de equivalentes de edad 1 perdidos y las pérdidas de clases de edad 1 + durante el 

proyecto, que se estima que durará 40 años.

TABLA 4.5.4-4

Taxones de interés representativos elegidos para los cálculos del arrastre en el lugar del Proyecto

Taxones 

(Huevos y/o larvas) Nombre común Especies Representantes de los datos del ciclo vital Lógica de análisis

Lutjanidae Pargos Lutjanus vivanus Peces de arrecife de destino en la 

pesquería comercial

Serranidae Meros y lubinas Mero de Nassau Taxones de plataforma continental 

importantes

Carangidae Carángidos Jurel azul Desembarques altamente recreativos 

enumerados en el Plan de 

Administración Pesquera (FMP) apara 

Peces de Arrecifes de Aguas Poco 

Profundas

Haemulidae Hemúlidos Haemulon aurolineatum Plataformas altamente recreativas 

enumeradas en el FMP para peces 

en arrecifes de aguas poco profundas

Palinuros Langostas espinosas Langosta espinosa del Caribe Taxones de plataforma continental 

importantes

Huevos de peces -- Engraulidae (anchoa) y 

Haemulidae (tomate)

Ambas especies son abundantes en 

los eventos de muestreo, por lo tanto 

prevalecen en la zona

No identificados y todas 

los demás larvas de 

peces

-- Engraulidae (anchoa) y 

Haemulidae (tomtate ronco)

Mayoría de las larvas de peces 

recogidas durante el muestreo de 

temporada b

Todas las demás larvas 

de invertebrados

Decápodos, moluscos y 

Ceflápodos

- La mayoría de las larvas de 

invertebrados se recolectaron durante 

el muestreo de temporada

____________

Fuentes: 

a Consejo de Administración Pesquera del Caribe, 1985

b

Tetra Tech, 2013a; 2013e; 2013g; y 2014e
4-92

TABLA 4.5.4-5

Impacto en la población anual en operaciones continuas de FSRU

Taxones

Nombre 

común Etapa

Cant. de individuos 

perdidos (millones)

Cant. de equivalentes de 

edad 1 perdidos

Pérdidas clases de edad 1 + 

(libras [kg])

Anualmente

Duración 

del 

proyecto a Anualmente 

Duración del 

proyecto a Anualmente

Proyecto

Duración a

Lutjanidae Pargos Larvas 0.8 32.9 0.13 5.4 0.28 (0.13) 11.2 (5.1)

Serranidae Meros Larvas 0.2 7.6 0.01 0.2 0.03 (0.01) 1.0 (0.5)

Carangidae Carángidos Larvas 0.2 7.4 0.04 1.5 0.08 (0.04) 3.2 (1.4)

Haemulidae Hemúlidos Larvas 2.4 96.6 0.03 1.3 0.22 (0.10) 9.0 (4.1)

Palinura Langosta Larvas 1.0 40.7 0.04 1.5 0.06 (0.03) 2.5 (1.4)

Todos los demás 

taxones de peces 

como Engraulidae

Boquerones Larvas 59.5 2,379.7 0.46 18.5 0.22 (0.10) 9.0 (4.1)

Todos los demás 

taxones de peces 

como Haemulidae

Hemúlidos Larvas 59.5 2,379.7 0.78 31.3 5.52 (2.50) 220.8 

(101.1)

Huevos de peces 

como Engraulidae

Boquerones Huevos 333.8 13,353.6 2.60 104.0 28.56 (12.96) 1,142.5 

(518.2)

Huevos de peces 

como Haemulidae

Hemúlidos Huevos 333.8 13,353.6 4.39 175.7 30.97 (14.05) 1,238.8 

(561.9)

____________

a Se estima que la duración del proyecto es de 40 años.

TABLA 4.5.4-6

Impactos de población anual asociados a las entregas de buques de GNL

Taxones

Nombre 

común Etapa

Cant. de individuos 

perdidos (millones)

Cant. de equivalentes de 

edad 1 perdidos

Pérdidas clases de edad 1 + 

(libras [kg])

Anualme

nte

Duración 

del 

proyecto a Anualmente 

Duración del 

proyecto a Anualmente

Proyecto

Duración a

Lutjanidae Pargos Larvas 0.6 24.2 0.10 3.9 0.21 (0.09) 8.3 (3.7)

Serranidae Meros Larvas 0.1 5.6 0.00 0.2 0.02 (0.01) 0.7 (0.3)

Carangidae Carángidos Larvas 0.1 5.4 0.03 1.1 0.06 (0.03) 2.3 (1.1)

Haemulidae Hemúlidos Larvas 1.8 71.0 0.02 0.9 0.16 (0.07) 6.6 (3.0)

Palinura Langosta Larvas 0.7 30.0 538.62 1.1 0.05 (0.02) 1.8 (0.8)

Todos los demás 

taxones de peces 

como Engraulidae

Boquerones Larvas 43.5 1,739,3 0.34 13.5 0.16 (0.07) 6.6 (3.0)

Todos los demás 

taxones de peces 

como Haemulidae

Hemúlidos Larvas 43.5 1,739.3 0.57 22.9 4.03 (1.83) 161.3 (73.2)

Huevos de peces 

como Engraulidae

Boquerones Huevos 243.4 9,737.3 1.90 75.9 20.83 (9.45) 833.1 (377)

Huevos de peces 

como Haemulidae

Hemúlidos Huevos 243.4 9,737.3 3.20 128.1 22.58 (10.24) 903.3 

(409.7)

____________

a Se estima que el ciclo del proyecto es de 40 años.
4-93

En función de los resultados del análisis del arrastre de ictioplancton, las pérdidas anuales de peces 

e invertebrados de más de un año son relativamente bajas. Sin embargo, estas estimaciones de arrastre deben 

ser utilizadas con la advertencia de que solo se basan en cuatro situaciones de muestreo estacionales de un 

día para obtener las densidades de peces y plancton de invertebrados. Sobre la base de la información 

disponible, la operación del Proyecto generaría un impacto permanente y menor sobre las poblaciones de 

peces y mariscos en la región debido al arrastre. La pérdida de peces y mariscos planctónicos debido al 

arrastre también provocaría una reducción de la disponibilidad de alimentos para las especies de peces e 

invertebrados que se alimentan de aquellos. Se espera que este impacto sea permanente aunque menor.

Aguirre LLC se encuentra en el proceso de desarrollo de un estudio inicial pre-operacional de 

ictioplancton y un plan de monitoreo, en discusión con el NMFS, FWS, DRNA y otras agencias apropiadas. 

El plan ayudaría a caracterizar mejor el ictioplancton en el área propuesta de GasPort para comprender los 

impactos potenciales asociados con las operaciones de las instalaciones propuestas y con el agua necesaria 

para la actividad de construcción. Una vez que este estudio inicial pre-operacional adicional se haya 

realizado, recomendamos que: 

 Aguirre LLC consulte con el NMFS, FWS, DRNA y demás agencias apropiadas para 

desarrollar medidas de mitigación del impacto del arrastre de ictioplancton y larvas 

de coral asociado con las operaciones del Proyecto y el uso del agua requerida. Estas 

medidas deberán incluir un estudio de 3 años para analizar el impacto de las tomas de 

agua asociadas a las operaciones del Proyecto. Además, Aguirre LLC analizará los 

posibles impactos sobre el mero de Nassau, que es más grande que las larvas que 

pueden congregarse cerca de las tomas de mar del Terminal Marítimo de GNL. 

Aguirre LLC debe presentar ante el Secretario los resultados del análisis de impacto 

sobre el mero, los resultados del estudio inicial y el plan de monitoreo del 

ictioplancton y larvas de coral, y las medidas de mitigación del impacto del arrastre 

antes de la implementación de las operaciones del Proyecto. Cuando se haya 

completado el análisis, Aguirre LLC también deberá presentar los resultados del 

estudio del impacto de las tomas de agua por 3 años.

Larvas de coral

Las siete especies de difusión de desove encontradas en el área del proyecto que están en la lista de 

la ESA (ver tabla 4.5.4-3), correrían el riesgo de estar expuestas al arrastre durante un período de 

aproximadamente 10 días en agosto y, potencialmente, una semana en septiembre/octubre, dependiendo de 

la temperatura del agua de verano. Las larvas en la profundidad de las tomas de FSRU, a 23 y 36 pies (7 y 

11 m) por debajo de la superficie del agua correrían el mayor riesgo de arrastre. Los gametos de coral 

podrían estar expuestos al arrastre, ya que se generan cerca del fondo, luego suben a la superficie y vuelven 

a través de la columna de agua para asentarse. También existe la posibilidad de arrastre ya que las larvas son 

llevadas a través de la columna de agua nuevamente, debido a las olas y a las corrientes. Las larvas en la 

lista de la ESA que anidan (tabla 4.5.4-3) estarían potencialmente expuestas al impacto del arrastre después 

de ser liberadas. Sin embargo, las crías de larvas anidadas no flotan y normalmente suelen dispersarse solo a 

poca distancia de su colonia de origen; por lo tanto, el riesgo de arrastre sería relativamente bajo.

El potencial de arrastre de larvas de coral desde la FSRU y de las transportadoras de GNL que 

hacen escala, se estimó en función de la densidad mínima (durante el día) y máxima (durante la noche) de 

larvas de coral observada en el estudio de Tetra Tech (2014c). Las estimaciones de arrastre máximo diario 

se aplican solo a las densidades de coral planctónico presente en la columna de agua a raíz de la actividad de 

desove y deberían considerarse como estimaciones aproximadas, ya que se basan en un solo día de muestreo 

en el que las larvas estuvieron presentes. Con el fin de determinar el número de larvas de coral arrastrado 

por año, se deben tener en cuenta dos factores: 1) los dos desoves de coral más importantes (agosto y 
4-94

septiembre-octubre) que se han identificado para la costa sur de Puerto Rico; y 2) la duración de la etapa 

larval antes del asentamiento que puede variar de 2 a 10 días (Baird, 2001). Por lo tanto, la siguiente 

ecuación se puede utilizar para estimar el arrastre anual de larvas de coral: 

Número de larvas de coral arrastrado anualmente (n) = Σ (larvasdía* 0.5 días + larvasnoche* 0.5 días)* 

(Volumen diario retirado en m3) * (Duración de la etapa larval)

Donde:

 Las larvasdía = Densidad de larvas durante el evento de muestreo diurno de Tetra Tech 

(2014c): 0.085 larvas / m3);

 Las larvasnoche = Densidad de larvas durante el evento de muestreo nocturno de Tetra 

Tech (2014c): 5.31 larvas / m3);

 Volumen diario retirado = retiro diario de agua por la FSRU o la transportadora de GNL (m3);

 Duración de la etapa larval = duración estimada de la exposición para la etapa larval del 

coral antes del asentamiento, 10 días (Baird, 2001) para dos desoves diferentes.

Esta estimación asume que las larvas solo estarían presentes en la profundidad de la toma, 23 a 36 

pies (7-11 m), durante los desoves, lo cual es una hipótesis conservadora. La tabla 4.5.4-7 resume el arrastre 

convertido anual de las larvas de coral para la FSRU y la transportadora de GNL.

TABLA 4.5.4-7

Estimación anual cualitativa de arrastre de larvas de coral por transportadoras de GNL y FSRU del Terminal Marítimo de GNL 

para el Área del Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Escenario de Operación

Densidad 

diurna de 

larvas de coral 

(No/m3)

a

Densidad 

nocturna de 

larvas de coral 

(No/m3)

a

Duración de la 

susceptibilidad 

larval al arrastre 

(días)

Estimación de 

arrastre máximo 

diario (No de 

individuos)

Arrastre anual 

estimado (No 

de individuos)

FSRU 0.085 5.31 20 b571,417 11,428,336

Transportadora de GNL 0.085 5.31 12.7 c833,231 10,582,031

____________

Fuente: Tetra Tech (2014c).

a

Total de larvas de coral recolectadas en un evento de muestreo – 28 de agosto de 2013.

b Supone dos eventos principales de desove por año con 10 días de duración de las larvas durante cada evento.

c Suponiendo 50 nacimientos por año, que están espaciados uniformemente, un nacimiento tendría lugar cada 7.3 días. Por 

lo tanto, podría producirse un máximo de 1.7 nacimientos (de 367 días de duración cada uno) durante cada uno de los dos 

desoves de 10 días.

Los análisis equivalentes de adultos utilizados en la estimación del impacto del arrastre para los 

peces no se pueden utilizar para las larvas de coral, debido a la falta de parámetros conocidos de nivel de 

población, el período temporal corto para la fase pelágica y el complejo desarrollo de las larvas de coral de 

organismos pelágicos a organismos sésiles. Como resultado, estas estimaciones de arrastre anual de la Tabla 

4.5.4-7 podrían considerarse conservadoras, ya que no tienen en cuenta la mortalidad natural de las larvas. 

Sin embargo, estas estimaciones de arrastre deben ser utilizadas con la importante salvedad de que se basan 

en un día de muestreo dentro de un evento de muestreo de nueve días en agosto de 2013, lo que puede no 

representar densidades típicas de larvas pos-desove.

Durante los períodos de desove, existe la posibilidad de arrastre de las larvas de coral con el mayor 

riesgo cerca de la profundidad de la toma de la FSRU. El arrastre de las larvas de coral probablemente 

tendría un impacto permanente, moderado en las poblaciones de coral de la región.
4-95

Para el análisis del arrastre del coral se utilizaron datos basados en un día de muestreo dentro de un 

evento de muestreo de 9 días en agosto de 2013, que probablemente no represente las densidades típicas de 

post-desove de las larvas. Aguirre LLC se encuentra en el proceso de desarrollo de un estudio inicial preoperacional de larvas de coral y un plan de monitoreo, en discusión con el NMFS, FWS, DRNA y otras 

agencias apropiadas. El plan ayudaría a caracterizar mejor las larvas de coral en el área propuesta de 

GasPort para comprender los impactos potenciales asociados con el agua necesaria para la actividad de 

construcción y para las operaciones en las instalaciones de Gaport. Como se mencionó anteriormente, una 

vez que este estudio inicial adicional se haya realizado, y antes de la ejecución de las operaciones del 

Proyecto, recomendamos que Aguirre LLC implemente medidas de mitigación de los impactos del arrastre 

sobre las larvas de coral y el ictioplancton.

4.5.5 Recursos pesqueros

El estuario de la Bahía de Jobos y las aguas costeras del mar Caribe ofrecen un hábitat valioso para 

una gran variedad de especies de peces tropicales. Las especies de peces más comunes que se encuentran en 

la Bahía de Jobos incluyen anchoas, barracudas, jureles, sábalos, budiones, damiselas, roncos, pargos, peces 

cirujano y peces loro.

Las especies de peces tropicales están presentes en el estuario de la Bahía de Jobos y en el Mar 

Caribe. Los estuarios son áreas protegidas cercanas a la costa, como bahías, brazos de mar, ensenadas y 

desembocaduras de ríos, influenciadas tanto por el agua de mar como por el agua dulce. Debido a los ciclos 

de las mareas y a la escorrentía de agua dulce, la salinidad varía dentro de los estuarios, con el resultado de 

una gran diversidad que, a escasa distancia, ofrece agua dulce, agua salobre y hábitats marinos. Los 

estuarios tienden a ser poco profundos, protegidos, ricos en nutrientes y son biológicamente productivos ya 

que proporcionan un hábitat importante para los organismos marinos.

4.5.5.1 Pesca de interés especial

Los recursos pesqueros de interés especial que se encuentran dentro del área del Proyecto son:

 HEP federalmente designado para los corales, el caracol reina (carrucho), la langosta, los 

peces de arrecifes y las especies altamente migratorias;

 especies catalogadas como federalmente amenazadas, en peligro de extinción, propuestas 

o candidatas en el marco de la ESA y su hábitat designado o propuesto como crítico;

 especies que figuran como especies de interés por NMFS; y

 la pesca protegida bajo las regulaciones anuales del NMFS relativas a límites de captura.

El HEP dentro del área del Proyecto se aborda en la sección 4.5.5.2, y las especies incluidas en la 

ESA y sus hábitats críticos se abordan en la sección 4.6. Las especies de pesca protegidas en virtud de las 

regulaciones anuales relativas a límites de captura se tratan en la sección 4.5.5.3. A continuación se analizan 

las especies de interés del NMFS.

Las especies de interés se definen como aquellas especies con información suficiente como para 

requerir su inclusión en la ESA. Sin embargo, el NMFS tiene inquietudes con respecto al estatus y sus 

amenazas. Estas especies no están protegidas por la ESA. Sin embargo, el estatus designado se mantiene 

para atraer la atención y las acciones de conservación de la especie. Una especie de interés, el tiburón 

arenero, tiene el potencial para subsistir en el área del Proyecto.

El tiburón arenero está catalogado como una especie de interés en el Atlántico occidental por 

NMFS, aunque su gama incluye todas las aguas que rodean Puerto Rico. Esta especie es un tiburón costero 

altamente migratorio que se encuentra en zonas costeras de oleaje y en alta mar. Las razones de la 
4-96

disminución incluyen la pesca comercial y recreativa ilegal de tiburones y su captura fortuita. El tiburón 

arenero madura tarde en la vida, crece lentamente y solo se reproduce cada 3 años, por lo que es muy 

susceptible a la sobrepesca (NMFS, 2010c). El Proyecto no contribuiría a la pesca comercial o recreativa 

dentro del área del proyecto, como se explica en el apartado 4.5.5.3. Por lo tanto, el impacto del proyecto 

sobre el tiburón arenero sería similar a las acciones que se describen a continuación para especies EFH y no 

sería significativo. 

4.5.5.2 Hábitat esencial de peces

La MSA (Ley Pública 94-265 modificada el 11 de octubre de 1996) se estableció, junto con otros 

objetivos, para promover la protección de HEP en la revisión de los proyectos llevados a cabo en virtud de 

permisos federales, licencias u otras autoridades que afecten o tengan el potencial de afectar tales hábitats. 

HEP se define en la MSA como esas aguas y sustratos necesarios para el desove, la cría, la alimentación o el 

crecimiento de peces hasta la madurez. 

Las agencias federales que autoricen, financien o realicen actividades que puedan tener un impacto 

nocivo sobre el HEP deben consultar con NMFS. Aunque no se han establecido criterios absolutos para la 

realización de consultas HEP, NMFS recomienda consultas HEP combinadas con procedimientos de 

coordinación entre organismos requeridos por otros estatutos, como la NEPA, la Ley de Coordinación de 

Pesca y Vida Silvestre y la ESA con el fin de reducir la duplicación y mejorar la eficiencia (50 CFR 600.920 

(e)). En general, el proceso de consulta HEP incluye los siguientes pasos:

1. Notificación - La agencia de acción debe establecer claramente el proceso que se utilice 

para las consultas HEP (por ejemplo, la incorporación de la consulta HEP en un EIS).

2. Evaluación del HEP – La agencia de acción deberá preparar una Evaluación del HEP, que 

incluya tanto la identificación del HEP afectado como una evaluación del impacto. En 

concreto, la Evaluación del HEP debe incluir:

 una descripción de las medidas propuestas; 

 un análisis de los efectos (incluidos los efectos acumulativos) de las medidas 

propuestas sobre HEP, las especies de peces administradas y las principales 

especies presa; 

 los puntos de vista de la agencia federal con respecto a los efectos de la acción en 

el HEP; y la

 propuesta de mitigación, en su caso.

3. Recomendaciones para la Conservación del HEP - Después de revisar la evaluación del 

HEP, NMFS debe proporcionar recomendaciones a la agencia de acción con respecto a las 

medidas que esaagencia puede tomar para conservar el HEP.

4. Respuesta de la agencia - Dentro de los 30 días de recibidas las recomendaciones, el 

agencia de acción debe responder a NMFS. La agencia de acción podrá notificar a NMFS 

que se entregará una respuesta completa a las recomendaciones de conservación en una 

fecha de terminación especificada, aceptable para todas las partes. La respuesta debe incluir 

una descripción de las medidas propuestas por la agencia para evitar, mitigar o compensar 

el impacto de la actividad sobre el HEP. Para cualquier recomendación de conservación 

que no se adopte, la agencia de acción debe explicar a NMFS su razón para no seguir la 

recomendación.
4-97

Estamos combinando consultas HEP para el Proyecto con el proceso de estudio de impacto 

ambiental.

Identificación del hábitat esencial de peces 

El HEP potencialmente afectado por el proyecto se identificó mediante la revisión de las 

regulaciones del NMFS y del Consejo de Administración Pesquera del Caribe (CFMC). El CFMC gestiona 

los planes de administración pesquera (FMP) para varias especies en el área del Proyecto, incluidos el 

carrucho, la langosta, los corales y los peces de arrecifes. Las especies altamente migratorias son 

administradas por NMFS y los límites geográficas específicos se definen como HEP para cada especie 

(NMFS, 2009). De acuerdo con la enmienda genérica 1998 de HEP relativa a los FMP del Caribe de los EE. 

UU., el HEP para estas especies está identificado como "todas las aguas y sustratos (barro, arena, conchas, 

rocas y comunidades biológicas asociadas), incluyendo los hábitats de coral (arrecifes de coral, fondo duro 

de coral y arrecifes de octocorales), la vegetación submareal (yerbas marinas y algas) y la vegetación 

intermareal adyacente (humedales y manglares). Por lo tanto, HEP incluye prácticamente todas las aguas 

marinas y sustratos (barro, concha, roca, arrecifes de coral y comunidades biológicas asociadas) desde la 

costa hacia mar adentro de la zona económica exclusiva" (CFMC, 1998).

Caracol reina (carrucho)

El HEP del caracol reina está designado dentro de todas las aguas marinas y sustratos para las fases 

posteriores a la del huevo y del ciclo vital larval dentro del área del Proyecto. El caracol reina dentro de la 

ZEE está administrado por el CFMC según el FMP para los recursos del caracol reina de Puerto Rico y las 

Islas Vírgenes de los EE. UU. (CFMC, 1996). El caracol reina es una especie candidata a ser incluida en la 

ESA y se aborda en detalle en la sección 4.6.1.5. Las regulaciones sobre el límite de captura anual para el 

caracol reina se tratan en la sección 4.5.5.3.

Langosta 

El HEP de la langosta está designado dentro de todas las aguas marinas y sustratos para las fases 

posteriores a la del huevo y del ciclo vital larval dentro del área del Proyecto. Dos especies se incluyen en la 

designación del HEP: la langosta y la langosta resbaladiza. La langosta dentro de la ZEE está administrada 

por el CFMC según el FMP para la pesca de la langosta de Puerto Rico y las Islas Vírgenes de los EE. UU. 

(CFMC, 1981). La langosta y las regulaciones sobre los límites de captura anuales se tratan en la sección 

4.5.5.3.

Peces de arrecifes

El HEP de peces de arrecifes está designado dentro de todas las aguas marinas y sustratos para las 

fases posteriores a la del huevo y del ciclo vital larval dentro del área del Proyecto. Seis grupos de peces de 

arrecifes, con un total de 43 especies, se incluyen en la designación del HEP. Los seis grupos incluyen pez 

ballesta, jureles, budiones, pargos, blanquillo y meros. Los peces de arrecifes en la ZEE son administrados 

por el CFMC según el FMP para pesca de peces de arrecifes de aguas poco profundas de Puerto Rico y las 

Islas Vírgenes de los EE. UU. (CFMC, 1985). Los peces de arrecifes y sus regulaciones sobre límites de 

captura anuales se discuten en la sección 4.5.5.3.

Coral 

El HEP del coral está designado dentro de todas las aguas marinas y sustratos para las fases 

posteriores a la del huevo y del ciclo vital larval dentro del área del Proyecto. Los corales dentro de la ZEE 

son administrados por el CFMC según el FMP para corales y plantas e invertebrados asociados de arrecifes 
4-98

de Puerto Rico y las Islas Vírgenes de los EE. UU. (CFMC, 1994). Los arrecifes de coral se tratan en la 

sección 4.5.2.1, y las especies de corales incluidas en la ESA se tratan en la sección 4.6.

Especies Altamente Migratorias 

El HEP para las especies altamente migratorias en el área del Proyecto ha sido designado para las 

especies individuales debido a que sus ciclos biológicos son muy variables. Cuatro especies altamente 

migratorias tienen HEP designado dentro del área del proyecto: tiburón limón, pez vela del Atlántico, aguja 

picuda y el tiburón tigre. Las especies altamente migratorias son administradas por la División de 

Administración de Especies Altamente Migratorias de NMFS (NMFS, 2009).

4.5.5.3 Pesca comercial y recreativa

La Bahía de Jobos y el mar Caribe respaldan una serie de valiosas pescas comerciales y recreativas. 

La pesca comercial en Puerto Rico es generalmente a pequeña escala y se limita a las zonas costeras. La 

pesca recreativa se practica dentro de la Bahía de Jobos y en aguas costeras. Las especies de peces comunes 

comerciales y recreativas en el área del Proyecto incluyen: anchoas ballena, arenques, jureles, caracolas, 

pulpos, langostas y peces loro (DRNA, 2010). Durante las últimas décadas, las pescas locales han sufrido 

sobrepesca debido a las prácticas de pesca legal e ilegal y la pérdida de hábitat. La información sobre la 

pesca deportiva y comercial en el área del Proyecto se incluye en la sección 4.7.

Los amerizajes de peces constituyen la mayoría de las pescas comerciales en Puerto Rico, aunque 

los amerizajes de invertebrados se han incrementado con el tiempo como resultado de la disminución de los 

amerizajes de peces (NMFS, 2011a). La pesca comercial se lleva a cabo mediante el uso de una variedad de 

herramientas de pesca, incluyendo las cuerdas de mano, nasas, trampas de jaula de madera, redes de 

enmalle, trasmallos, palangres verticales y horizontales, curricán, arpones, trampas, garfios y recolección a 

mano. La pesca recreativa para varias especies estuarinas antes mencionadas se realiza mediante pesca 

artesanal o pesca con caña. Las especies pelágicas, como el pez delfín, el guajo, el pez de pico y el atún, se 

pescan en buques arrastreros. La pesca por buceo de superficie también se utiliza para la pesca recreativa en 

aguas profundas o en los arrecifes de borde de la plataforma.

Varias pescas están reguladas por los límites de captura anuales desarrollados por el NMFS y el 

CFMC para evitar la pesca excesiva que resulta de las prácticas de pesca comercial y recreativa en las aguas 

federales del Caribe estadounidense. Estas pescas reguladas incluyen peces de arrecifes, langosta, caracol 

reina y plantas e invertebrados asociados con corales y arrecifes (NMFS, 2011a).

Pesca de langosta

La langosta se encuentra a lo largo del Mar Caribe y en el Océano Atlántico occidental y el Golfo 

de México, en el sur de los Estados Unidos y en el norte de América del Sur. Las langostas espinosas del 

Caribe ocupan varios tipos de hábitat a lo largo de su ciclo de vida. Las langostas adultas utilizan entornos 

de alta mar, viven en grupos sociales y utilizan los afloramientos de roca, los orificios del arrecife o las 

estructuras creadas artificialmente como hábitat de guarida cerrada. Las larvas se liberan cerca de los bordes 

de los arrecifes o plataformas costeras y pasan de 6 a 10 meses por una serie de fases larvales planctónicas 

que las distribuyen por todo el Caribe. Las langostas jóvenes a menudo habitan en cúmulos de algas rojas, 

praderas marinas, esponjas o raíces sumergidas de manglares que proporcionan refugio y fuente de 

alimento. Las langostas juveniles y las subadultas utilizan los arrecifes de coral, las cuevas y las esponjas 

como hábitat. Las langostas espinosas del Caribe migrarán en fila india hacia aguas más profundas para 

evitar ambientes estresantes, como aguas frías y turbias (NMFS, 2005).
4-99

En promedio, la langosta representa aproximadamente la mitad de todos los amerizajes comerciales 

de invertebrados en el Caribe. La pesca de langosta comprende aproximadamente el nueve por ciento de los 

amerizajes comerciales totales en los municipios de Salinas y Guayana, entre 1993 y 2003. Históricamente, 

las langostas fueron capturadas utilizando principalmente pescado o nasas para langosta y trampas. Sin 

embargo, en los últimos años, los pescadores comerciales han utilizado el buceo como método principal 

para capturar estas especies. Los amerizajes comerciales para la langosta han mostrado una tendencia 

general a la disminución.

Las langostas del Caribe utilizan una variedad de tipos de hábitat que están presentes en todo el área 

del Proyecto, incluyendo los arrecifes de coral, las algas y las praderas marinas, los manglares y el hábitat 

marino. En estudios bentónicos realizados en junio de 2009 (Whitall et al., 2011), no se documentaron 

langostas del Caribe dentro de la Bahía de Jobos. Aguirre LLC realizó estudios bentónicos adicionales 

dentro del área del Proyecto en mayo de 2012 durante los cuales dos individuos subadultos fueron 

documentados en el hábitat del arrecife de coral.

Pesca de caracol reina

El caracol reina es una especie candidata en la lista de la ESA; por lo tanto, sus características y su 

distribución en todo el área del Proyecto y el impacto y la mitigación asociados se discuten en las secciones 

4.6.1.5 y 4.6.2, respectivamente. Esta especie madura tarde en la vida, crece lentamente, y se reproduce en 

grupo en aguas poco profundas, por lo que es muy susceptible a la sobrepesca. El caracol reina se cosecha 

principalmente a mano, tanto de manera comercial como recreativa. Los pescadores comerciales y 

recreativos tienen restringida la recolección a una cantidad limitada de caracoles por día y dentro de los 

marcos de tiempo estacionales desde el 1° de noviembre hasta el 31 de julio, dentro de las aguas territoriales 

de Puerto Rico. El CFMC coordinó el Grupo de Trabajo del Caracol Reina (anteriormente conocido como 

Iniciativa Internacional del Caracol Reina) compuesto por un grupo de países de la región del Caribe que 

tienen intereses comunes en la promoción de una estrategia universal para la gestión de los recursos de 

caracol reina en el Caribe (CFMC, 2012). 

Pesca de peces de arrecifes

El FMP de peces de arrecifes se compone de más de 137 especies de peces de arrecifes, de las 

cuales 55 están asociadas con el comercio de acuarios. La categoría de peces de arrecifes comprende una 

variedad de diferentes especies, incluyendo el pargo, corvina, mero, pez loro, roncos, salmonete, pargos, 

candiles, blanquillo, jureles, esturiones, peces ballesta, lija, peces cofre, budiones y angelote (CFMC, 1985). 

Los amerizajes de recreación para los peces de arrecifes en Puerto Rico se incluyen en la tabla 4.5.5-1.

Pesca de plantas e invertebrados asociados con corales y arrecifes

Más de 100 especies de coral y más de 60 especies de plantas e invertebrados se incluyen en el 

FMP para plantas asociadas con corales y arrecifes. Las características de los arrecifes de coral y 

distribución en todo el área del Proyecto se analizan en la sección 4.5.2.1. Información similar con respecto 

a las especies de corales enumeradas en la ESA se incluye en la sección 4.6.1.5. Actualmente, se prohíbe la 

extracción de yerbas marinas, hidrocorales, antozoos, gorgonias, corales duros y corales negros en las aguas 

territoriales de Puerto Rico, salvo que esté permitido para investigación científica, educación o a menos que 

se haya completado la restauración. Roca viva, camarón chasqueador, cangrejo esmeralda, caracol de 

cuentas, estrella cojín o estrella del mar de las Indias Occidentales, camarón bandeado, camarón dorado, 

cangrejo flecha de línea amarilla y camarón anémona son todos objetivo para el comercio de acuarios 

(CFMC, 1994).
4-100

TABLA 4.5.5-1

Amerizajes recreativos de peces de arrecifes para Puerto Rico en 2011

Grupo de especies a Captura total notificada bLímite de captura anual b

Porcentaje del límite de 

captura anual

Angelote 167 4,492 3.7

Comercio de acuarios 1,405 8,155 17.2

Pez cofre 2,477 4,616 53.7

Mero gigante 0 0 n/c

Salmonete 277 362 76.5

Mero 14,830 77,213 19.2

Hemúlidos 2,113 5,028 42.0

Carángidos 3,1982 51,001 62.3

Mero de Nassau 221 0 n/c

Pez loro 10,391 15,263 68.1

Espáridos 1,787 2,577 69.3

Unidad de pargos 1 39,230 95,526 41.1

Unidad de pargos 2 0 34,810 0

Unidad de pargos 3 27,896 83,158 33.5

Unidad de pargos 4 9,745 28,509 34.2

Candil 754 3,891 19.4

Pez ballesta y lija 1,970 21,929 9.0

Lábridos 5,539 5,050 109.7

____________________

a

La Unidad de pargos 1 incluye chillo ojo amarillo, chopa negra, chilla alinegra, vesugo y voraz; la Unidad de pargos 2 incluye 

caracol reina y panchito ojón; la Unidad de pargos 3 incluye pargo prieto, arrayao, sama, cubera diente de perro, pargo 

amarillo y pargo ojón; la Unidad de pargos 4 incluye mero pinto.

b

Libras de pescado entero.

Fuente: NMFS, 2014

4.5.5.4 Impacto general y mitigación

La construcción del Proyecto propuesto causaría un impacto directo e indirecto sobre la pesca. El 

impacto directo incluye el arrastre de las larvas de peces, la pérdida o alteración de su hábitat y la mortalidad 

directa de las especies resultantes de las actividades de construcción. También se produciría un impacto 

indirecto como consecuencia de la turbidez, el ruido, la calidad del agua, y la iluminación. La operación del 

Proyecto causaría un impacto adverso permanente, de menor importancia sobre los recursos pesqueros a 

causa de un mayor tráfico de embarcaciones y arrastre, sombreado, agentes anti-incrustantes, vertido de la 

pluma térmica, ruido e iluminación; un impacto adverso, moderado y permanente por la alteración/pérdida 

del hábitat asociado con la tubería y la colocación de las esteras de hormigón; y un impacto adverso 

moderado a corto plazo de posibles derrames accidentales de materiales de hidrocarburos. Gran parte del 

análisis del impacto incluido a continuación se aplica a los peces protegidos por la ESA, que se describen en 

detalle en la sección 4.6 y al EFH designado bajo el MSA, que se analizará más adelante en la sección 

4.5.5.2. Además, los mamíferos marinos y las tortugas marinas que se encuentran a lo largo de la vía fluvial 

para el tráfico marítimo de GNL están protegidos por la ESA y/o la MMPA y se describen en las secciones

4.6.1.1 y 4.5.3.1.

Actividades de construcción en el agua

Los recursos pesqueros podrían verse impactados por las actividades de construcción en el agua, 

tales como la hinca de pilotes y la colocación y el descenso de la tubería submarina (incluyendo el uso de 

bombas de vacío) y de las esteras de hormigón. El impacto directo de las actividades de construcción en el 

agua sobre los recursos pesqueros incluiría el desplazamiento de las especies de pesca dentro del área 

afectada y la mortalidad directa de algunos individuos. La mayoría de las especies de peces tienen una gran 

movilidad y saldrían de las inmediaciones del área del Proyecto durante las actividades de construcción. Sin 
4-101

embargo, las actividades de construcción podrían causar la mortalidad de especies menos móviles, como el 

caracol reina, si se las encuentra durante la construcción.

Prueba hidrostática

Los procedimientos de pruebas hidrostáticas, el impacto general y las medidas de mitigación se 

describen en la sección 4.5.2.4. La toma de agua impactaría sobre los recursos pesqueros en el área del 

Proyecto mediante el arrastre y el efecto adverso sobre larvas. El impacto del arrastre y el efecto adverso en

las larvas de peces se aborda en la sección 4.5.4.3 y recomendamos que Aguirre LLC desarrolle medidas de 

mitigación de los impactos de arrastre asociados con las operaciones del proyecto y el uso del agua 

requerida. El vertido se dirige a través de un tubo asegurado de casi 6 pies (1.8 m) por debajo de la 

superficie del agua de la bahía para minimizar la alteración de la superficie. Para reducir la velocidad de 

descarga y minimizar la resuspensión de sedimentos en el punto de descarga, Aguirre LLC atribuiría una 

cabeza difusora al tubo de descarga durante las operaciones de deshidratación.

Resuspensión de sedimentos

La información sobre el impacto general y la mitigación de la resuspensión de sedimentos se trata 

en la sección 4.5.2.4. Un aumento en la turbidez debido a la resuspensión de sedimentos desde la instalación 

de la tubería propuesta tiene el potencial de afectar los recursos pesqueros. El aumento de la turbidez puede 

afectar negativamente los huevos de peces y la supervivencia de peces jóvenes, la diversidad y la salud de la 

comunidad bentónica, el éxito de la alimentación y la aptitud del hábitat de desove. El aumento de la 

turbidez también puede reducir la visibilidad en el agua que puede afectar la capacidad de la vista de los 

alimentadores para localizar la presa. En cantidades suficientes, el aumento de los niveles de turbidez 

pueden afectar el intercambio de oxígeno a través de las branquias en las especies de pesca, lo que resulta en 

individuos debilitados o su mortalidad. Además, los sedimentos en la columna de agua pueden depositarse 

sobre sustratos cercanas, lo que podría enterrar a los macroinvertebrados acuáticos (una fuente importante 

de alimento para muchas especies de peces). En general, los incrementos de turbiedad durante las 

actividades relacionadas con la construcción serían temporales y localizados en toda su dimensión (ver 

sección 4.2.3.2). En la sección 4.5.2.4 recomendamos que Aguirre LLC incluya medidas en su plan de 

implementación para asegurar la eficacia de las cortinas de turbiedad. Por lo tanto, anticipamos que el 

impacto en los recursos pesqueros será a corto plazo y de menor importancia. Sin embargo, el gasoducto 

también podría dar lugar a sedimentación y turbiedad persistentes por la erosión y la deposición de 

sedimentos alrededor de los pilotes y potencialmente, donde yacen las esteras de hormigón a lo largo del 

fondo del mar. Las descargas de aguas procedentes de las transportadoras de GNL también podrían provocar 

la resuspensión de sedimentos en el Terminal Marítimo de GNL durante la operación. Los aumentos de 

turbiedadasociados con la erosión alrededor de los pilotes, donde están ubicadas las esteras de hormigón, y 

las descargas de la transportadora de GNL estarían localizados en su alcance, por lo que se espera que el 

impacto sobre los recursos pesqueros sea permanente, pero de menor importancia.

Derrames accidentales de hidrocarburos

La información acerca del impacto general y la mitigación relativa a los derrames accidentales de 

hidrocarburos se detalla en la sección 4.5.2.4. Los derrames menores de hidrocarburos durante la 

construcción podrían causar un impacto adverso menor a moderado en el corto plazo sobre los recursos 

pesqueros. Debido a que las embarcaciones para la construcción, la FSRU y las transportadoras de GNL 

podrían cumplir con sus respectivos planes de derrames, llegamos a la conclusión de que los derrames 

accidentales durante la operación tendrían un impacto insignificante sobre las especies de peces.
4-102

Alteración/pérdida del hábitat

La información general acerca del impacto de la modificación del hábitat y el área para recursos 

bentónicos usados por recursos pesqueros (yerbas marinas, corales y macroalgas) se detallan en la sección 

4.5.2.4. El impacto de la modificación/pérdida del hábitat temporal sobre los recursos pesqueros varía. Los 

peces en la parte de alta mar del área del Proyecto probablemente se alejen de las zonas de perturbación a 

otros hábitats adyacentes similares. Dentro de la Bahía de Jobos, la destrucción de las yerbas marinas, las 

macroalgas y los arrecifes de coral sería una pérdida de hábitat para las especies de pesca. A

Se prevé que la pérdida de hábitat para las yerbas marinas y las macroalgas como consecuencia del 

Terminal Marítimo de GNL sea menor. Además, Aguirre LLC se ha comprometido a conducir la mitigación 

de sus impactos en las yerbas marinas. La presencia de la estructura permanente en alta mar podría ser un 

efecto beneficioso para algunas especies de peces, ya que puede proporcionar un hábitat de arrecife artificial 

en las aguas costeras marítimas.

De acuerdo a la propuesta actual del Proyecto, el paso de Boca del Infierno sería alterado por la 

presencia de la tubería que podría actuar como un elemento de disuasión física dividiendo el paso en dos.

Muchas especies de pesca tienen una gran movilidad y no se verían afectadas directamente por la presencia 

de la tubería. . Sin embargo, el carrucho es menos móvil y podría verse afectado directamente por el 

segmento de la tubería extendido a lo largo del fondo marino en el paso de Boca de 1.0 a 1.6 MPs. Los 

impactos en relación con la presencia de la tubería en el carrucho y una recomendación para realizar el 

seguimiento, posterior a la construcción, del carrucho y los recursos bentónicos se discuten en las secciones 

4.5.2.4 y 4.6.2.2. Nuestras recomendaciones que darían lugar a la reducción del impacto en el paso de Boca 

del Infierno también reducirían los impactos sobre las especies pesqueras. Con las medidas de mitigación en 

vigor, se espera que el impacto general en los hábitats durante la construcción sea a corto plazo y menor 

para la mayoría de las especies de pesca.

Ruido

El impacto general y la información de mitigación, así como los niveles de ruido actuales y los 

resultados del modelado en el área del Proyecto se discuten en la sección 4.5.3.3. Desafortunadamente, se 

sabe relativamente poco sobre los efectos de la exposición al sonido bajo el agua en la mayoría de los 

organismos acuáticos, especialmente los peces (Popper y Hastings, 2009). Incluso en los casos en que se 

dispone de datos, la mayoría de los expertos recomienda extrema precaución al tratar de extrapolar entre 

especies (Popper y Hastings, 2009). Los estudios han demostrado que los peces enjaulados expuestos a 

sonidos de un destornillador de impacto pueden resultar lesionados o morir; sin embargo, estos estudios no 

establecen métricas o umbrales adecuados para la lesión (Stadler y Woodbury, 2009). La falta de 

indicadores y umbrales crea un alto grado de incertidumbre respecto a la posibilidad de que un proyecto 

individual perjudique a los peces (Stadler y Woodbury, 2009). Este grado de incertidumbre conduce a la 

elaboración de criterios provisionales para el inicio de un daño físico a los peces expuestos a sonidos 

subacuáticos, generados por la hinca de pilotes por impacto, conducido por un grupo de trabajo de agencias 

federales y estatales, expertos en acústica submarina y biólogos pesqueros (Stadler y Woodbury, 2009). Sin 

embargo, estas evaluaciones de daños físicos a los peces expuestos a los sonidos generados por la hinca de 

pilotes requieren mayor estudio para refinar los umbrales de efecto y proporcionar mayor certeza (Stadler y 

Woodbury, 2009). Los criterios provisionales utilizaron dos indicadores como el nivel de presión acústica 

máxima y el nivel de exposición al ruido. Los criterios provisionales sugirieron que se espera la aparición de 

daños físicos si el nivel de presión acústica máxima excede los 206 dB (re: 1 Pa) o si el nivel de exposición 

al ruido, acumulado a lo largo de todos los impactos de pilotes que ocurren generalmente en un solo día, 

supera los 187 dB (re: 1 Pa2seg) para los peces de 2 gramos o mayor tamaño, o 183 dB para los peces más 

pequeños (Stadler y Woodbury, 2009). La sección 4.5.3.3 analiza el ruido asociado a la actividad de 

construcción y operación del proyecto. 
4-103

Las especies de peces con vejigas natatorias parecen ser más susceptibles al impacto del ruido/de la 

presión. Sin embargo, estas especies de peces tienen una gran movilidad y serían capaces de evitar las áreas 

de ruido que les puedan causar molestias o daños. El impacto acústico potencial incluye impactos 

temporales o permanentes en los sistemas auditivos de los peces que podrían reducir la supervivencia, el 

crecimiento y la reproducción de los peces afectados por el aumento del riesgo de depredación y la 

reducción de búsqueda de alimento o el éxito del desove. El impacto de la construcción podría crear grandes 

volúmenes de ruido/presiones (sobre todo durante la instalación de los pilotes). Sin embargo, estos impactos 

serían temporales. En el borrador de la DIA recomendamos que Aguirre LLC proporcione medidas de 

disminución para limitar el impacto acústico asociado a la hinca de pilotes. En respuesta a esta 

recomendación, Aguirre LLC llevó a cabo el modelado para determinar la reducción neta prevista en el 

ruido con la implementación de la tecnología de cortina de burbujas durante la hinca de pilotes por impacto. 

La tabla 4.5.3-3 resume las distancias de las técnicas de hinca de pilotes por impacto a 180 dB, con y sin 

tecnología de cortina de burbujas. Los niveles de ruido de 180 dB asociados con la hinca de pilotes por 

impacto se superarían dentro de los 65 pies (20 m) de la fuente de sonido, con el uso de la tecnología de 

cortina de burbujas, tanto para los pilotes de 80 como para los de 24 pulgadas. Se espera una reducción neta 

similar en los niveles de ruido con el uso de la tecnología de cortina de burbujas durante las actividades de la 

pilotadora vibratoria. Se les pedirá a los contratistas que utilicen el proceso de 'ramp-up', que implica el 

incremento gradual de la intensidad de una fuente de sonido y es una medida de mitigación que se practica 

comúnmente durante las actividades de hinca de pilotes. La intención del aumento de intensidad es evitar o 

reducir la posibilidad de daños a la audición instantánea a un animal en las proximidades. El aumento de los 

niveles de sonido está diseñado para advertir a los animales de las operaciones pendientes, y para dar tiempo 

suficiente para que los animales abandonen el área inmediata. Se espera que el impacto sobre los recursos 

pesqueros en el medio ambiente en alta mar de la FSRU y las transportadoras de GNL sean permanentes 

pero de menor importancia, dadas las condiciones de ruido existentes en el área del Proyecto.

Iluminación

Los procedimientos de iluminación, el impacto general y las medidas de mitigación se describen en 

la sección 4.5.3.3. La respuesta de las especies de pesca a las luces artificiales puede ser muy variable 

dependiendo de un número de factores tales como la especie, la etapa de vida y la intensidad de la luz. Los 

organismos pequeños se suelen sentir atraídos por las luces, que a su vez atraen a los grandes depredadores 

que se alimentan de las agregaciones biológicas. Las luces podrían causar agregaciones biológicas inducidas 

artificialmente. En general, el impacto sobre los recursos pesqueros sería menor, ya que estas especies 

pueden cambiar sus hábitos de alimentación basados en estas agregaciones. En general, con las medidas de 

mitigación en el lugar, se espera que el efecto de la iluminación de la construcción sobre las especies de 

pesca sea permanente y menor debido a la naturaleza altamente localizada del impacto. En la sección 4.5.3.3 

recomendamos que Aguirre LLC desarrolle un plan de iluminación que identifique las medidas específicas 

que se llevarían a cabo para minimizar o evitar el impacto sobre varias especies asociado con la iluminación 

nocturna. Recomendamos en la sección 4.5.3.3. que Aguirre LLC analice si el Proyecto podría inducir 

artificialmente agregaciones biológicas y proporcionar evidencia empírica de cómo estas posibles 

agregaciones afectarían la pesca local y el turismo.

Sombreado

El impacto general del sombreado sobre los recursos bentónicos (por ejemplo, corales y SAV) 

utilizados por especies de pesca se detalla en la sección 4.5.2.4. El impacto de esta pérdida de hábitat sobre 

las especies para la pesca puede afectar las interacciones predador/presa; sin embargo, llegamos a la 

conclusión de que este impacto sería permanente, pero menor. Aguirre LLC está actualmente trabajando con 

las agencias apropiadas para ultimar su Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos para compensar estos 

efectos en los hábitats.
4-104

Vertido de la pluma térmica - Terminal Marítimo de GNL

Se detalla en la sección 4.5.2.4 la información acerca del impacto general y la mitigación 

relacionada al vertido de la pluma térmica del Terminal Marítimo de GNL. Los peces han sido 

correctamente estudiados en relación con la tolerancia de temperatura y límites térmicos en el campo y en el 

laboratorio. El vertido térmico pueden influir en la distribución espacial de los peces debido a las respuestas 

directas a las alteraciones de temperatura, el efecto sobre las concentraciones de oxígeno disuelto, y los 

impactos sobre la disponibilidad de la presa y del hábitat (EPA, 2014c). En general, hay menos sensibilidad 

a la temperatura en los peces de estuario marino, que a menudo son más tolerantes que los peces en alta mar, 

ya que los peces de estuario están sujetos a las fluctuaciones ambientales regulares (EPA, 2014c).

Se espera que el impacto sobre los recursos pesqueros sea permanente, pero de menor importancia, 

ya que los organismos móviles serían capaces de salir de la zona de agua caliente.

Vertido de agua salada – Terminal Marítimo de GNL

La operación del Terminal Marítimo de GNL produciría un vertido de aproximadamente 0.27 

millones de galones por día (1,022 m3por día) de agua salada de la unidad de ósmosis inversa de 

desalinización. Se estima que los niveles de salinidad de los vertidos de agua salada del Terminal Marítimo 

de GNL sean de 64 a 70 ppt (64 a 70 mg/L), lo que representa aproximadamente el doble que en el caso del 

agua de alimentación suministrada. Los cambios en la salinidad del agua pueden influir en los organismos 

acuáticos, incluyendo especies de pesca, de diferentes maneras, entre ellas el desarrollo de especies, la 

reproducción y la densidad de la población (Danoun, 2007). Los cambios en la salinidad del agua pueden 

influir, además, en las etapas larvarias de las especies de pesca. El impacto sobre ictioplancton se discute en 

la sección 4.5.4.3. Esperamos que la pluma de agua salada se disipe rápidamente debido a las corrientes 

locales y la mezcla vertical cerca del Terminal Marítimo de GNL. Antes de la dispersión, los organismos 

móviles saldrían del área con mayor salinidad del agua. Se espera un impacto mínimo sobre los recursos 

pesqueros causado por el vertido de agua salada.

Agentes anti-incrustantes

Para evitar la macrocontaminación de los sistemas de toma de agua en bruto de la FSRU, la FSRU 

utilizaría su ánodo MGPS de cobre y aluminio de a bordo. Los organismos tienen diferentes mecanismos 

para lidiar y procesar el cobre. En general, el cobre está regulado activamente en peces, crustáceos 

decápodos y algas (Guardiola et al., 2012). La información acerca del impacto general y la mitigación 

relativa a los agentes anti-incrustantes se detalla en la sección 4.5.2.4.

Los MGPS liberarían efluente de cobre en el FSRU, que se encuentra por debajo del estándar de 

calidad del agua Clase SB/SC de JCA para la descarga de cobre. Por lo tanto, no se espera que las 

concentraciones resultantes de efluentes de cobre causen efectos adversos en las especies para la pesca. 

Mientras, las especies para la pesca en las inmediaciones de la desembocadura pueden estar potencialmente 

expuestas a concentraciones de iones de cobre, pero se espera que estos efectos sean insignificantes debido a 

la pequeña zona de posible exposición y la capacidad del cobre para unirse a materiales orgánicos 

haciéndolo así menos biodisponible.

Toma de agua de mar

Los usos operativos del agua de mar pueden perjudicar las poblaciones de peces mediante el 

arrastre de etapas larvarias (ver sección 4.5.4.3). Se prevé que la toma de agua tenga un impacto 

insignificante sobre los peces jóvenes y adultos en el área del Proyecto, ya que todos son lo suficientemente 

grandes para evitar el arrastre y lo suficientemente móviles para evitar el área de toma.
4-105

Introducción de especies exóticas

Las transportadoras de GNL en tránsito hacia y desde el Terminal Marítimo de GNL podrían 

importar especies exóticas en sus cascos y equipo exterior. La FSRU debe ser sometida a tareas de

mantenimiento en dique seco aproximadamente cada 5 años. Durante los períodos en dique seco 

programados, la PREPA puede solicitarle a Aguirre LLC que use una FSRU similar para cumplir con las 

tasas de envío contractuales. Por tanto, la FSRU nueva o de regreso también podría importar especies 

exóticas en su casco y el equipo exterior. Los operadores de buques comerciales tienen un interés 

económico importante en el mantenimiento de la obra viva del casco de buques en condiciones. Las 

incrustaciones en el casco de buques genera un aumento en los costos de combustible para viajes y también 

podría reducir la velocidad máxima de tránsito del buque. Para evitar las incrustaciones y los costos 

económicos asociados, los operadores utilizan de manera agresiva y consciente programas de conservación 

y mantenimiento del casco.

Las transportadoras de GNL no descargan agua de lastre durante la descarga de GNL en el 

Terminal Marítimo de GNL. Sin embargo, la puesta en servicio de una unidad flotante de almacenamiento y 

regasificación (FSRU) nueva y/o que vuelve a ingresar asociada con el mantenimiento en dique seco 

probablemente requiera la descarga de agua de lastre desde un lugar fuera del sitio. La Guardia Costera de 

los EE. UU. (USCG) ha desarrollado respuestas a organismos exóticos e invasivos relacionados con 

embarcaciones extranjeras. La Oficina de Normas Operativas y Ambientales de USCG ha desarrollado 

Prácticas obligatorias para todos los buques con tanques de lastre en todas las aguas de los Estados 

Unidos. Las prácticas obligatorias incluyen requisitos para enjuagar las anclas y cadenas de ancla durante la 

recuperación para eliminar organismos y sedimentos en su lugar de origen y remover organismos que se 

incrusten en el casco, tuberías y depósitos de forma regular y disponer de las sustancias eliminadas en virtud 

de las regulaciones locales, estatales y federales.

De acuerdo con las descripciones anteriores de los tratamientos del recubrimiento de la superficie 

del casco, las prácticas obligatorias exigidas por la USCG, la falta de descarga de agua de lastre de las 

transportadoras de GNL y la poca frecuencia de las descargas de agua de lastre de las FSRU nuevas y/o que 

vuelven a ingresar, es poco probable que la operación del Proyecto introduzca especies exóticas o invasoras 

en el área del Proyecto.

El pez león es una especie invasora que se encuentran en el Atlántico Sur EE. UU. y el Mar Caribe 

incluyendo Puerto Rico. El pez león es un depredador por naturaleza y tiene muy pocos depredadores 

naturales conocidos. El pez león es conocido porque reduce considerablemente las poblaciones de peces en 

los arrecifes donde llega a establecerse. El pez león es una especie generalista y se pueden encontrar en la 

mayoría de los tipos de hábitats marinos, en las aguas cálidas de los trópicos de 1 a 1,000 pies (0.3 m hasta 

305 metros) de profundidad incluyendo el fondo duro, manglares, yerbas marinas, así como también en los 

corales y arrecifes artificiales. No se espera que la operación del proyecto genere un impacto sobre las 

poblaciones de pez león ya establecidas en o alrededor del área del proyecto. 

4.6 ESPECIES AMENAZADAS Y EN PELIGRO DE EXTINCIÓN

Las agencias federales están obligadas por el Artículo 7 de la Ley sobre Especies en Peligro de 

Extinción (ESA, 19 USC § 1536 (c)) y sus modificatorias, a garantizar que todas las acciones autorizadas, 

financiadas o realizadas por la agencia no pongan en peligro la existencia de especies en peligro de 

extinción o amenazadas que se encuentran detalladas en una lista federal, o que causen la destrucción o 

modifiquen adversamente el hábitat designado como crítico de una especie en la lista federal. Se requiere

que las agencias de acción consulten con el FWS y/o NMFS para determinar si especies en peligro o 

amenazadas en lista federal o en un hábitat crítico designado se encuentran en las proximidades de un 

proyecto propuesto, y para determinar los posibles efectos de la acción sobre las especies o hábitats críticos. 

En el caso de acciones que implican actividades de construcción importantes con el potencial de afectar a las 
4-106

especies incluidas o el hábitat crítico designado, la agencia federal deberá preparar una Evaluación 

Biológica (BA) para aquellas especies que pueden verse afectadas. La agencia de acción debe presentar su 

BA ante el FWS y/o el NMFS y, si se determina que la acción probablemente afectará negativamente a las 

especies enumeradas, la agencia federal debe presentar una solicitud de consulta formal para cumplir con el 

Artículo 7 de la ESA. En respuesta, el FWS y/o el NMFS emitirían una Opinión Biológica sobre si la acción 

federal probablemente pondría en peligro la existencia de una especie de la lista, o causaría la destrucción o 

modificación perjudicial del hábitat crítico designado.

Hemos revisado la información presentada por Aguirre LLC, realizado nuestra propia investigación 

y consultado directamente con las agencias con respecto a las especies enumeradas en la lista federal en el 

área del Proyecto. Nuestro análisis de los posibles impactos relacionados con el Proyecto sobre estas

especies y sus hábitats designados como críticos se analiza a continuación.

El personal de FERC continuará llevando a cabo su consulta en virtud de la Sección 7 de la ESA

con FWS y NMFS. Sin embargo, desde la publicación del borrador de la DIA, Aguirre LLC cambió su 

diseño para la tubería submarina a fin de cumplir con los estándares de tuberías DOT en 49 CFR 192. Como 

se mencionó anteriormente, el diseño modificado de la tubería incluye el entierro de la tubería en alta mar 

por debajo del fondo natural en algunos lugares y a 3 pies hasta la parte superior de la tubería en otros, con 

la excepción de aproximadamente 1,700 pies (518 m) en la zona a largo del paso de Boca del Infierno, 

donde Aguirre LLC propone la colocación directa sobre el arrecife de coral con esteras de hormigón de 

protección colocadas sobre la tubería. Si bien estamos de acuerdo con los cambios en el diseño de la tubería 

para el cumplimiento de las regulaciones del DOT, hemos llegado a la conclusión de que el diseño actual de 

la tubería que cruza el paso Boca del Infierno no es ambientalmente aceptable. Por lo tanto, no hemos 

incluido nuestro EB (evaluación biológica) en la DIA final. Una vez determinada la ruta final de tuberías (ya 

sea una HDD debajo del pase de Boca del Infierno o una Ruta Alternativa 6), prepararemos nuestra 

Evaluación Biológica definitiva para su sometimiento a FWS y NMFS. Para asegurar que se aborde el 

impacto sobre las especies incluidas en el SEC, recomendamos que:

 Aguirre LLC no comience la construcción del Proyecto hasta que:

a. recibamos comentarios de FWS y de NMFS en relación con las medidas 

propuestas;

b. Completemos cualquier consulta necesaria de la sección 7 con FWS y NMFS, 

si es necesario; y

c. Aguirre LLC haya recibido notificación por escrito del Director de la OEP en 

cuanto a que se pueda iniciar la construcción o el uso de mitigación.

Además de la ESA, el Estado Libre Asociado de Puerto Rico conserva especies en virtud de la 

reglamentación que rige las Especies Amenazadas y en Peligro de Extinción (Reglamento N o 6766) y 

protege a todos los corales en virtud de la Ley 147 del 15 de julio de 1999. A los fines de esta discusión, las 

especies de estatus especial de plantas y animales son especies que existen en los hábitats costeros de Puerto 

Rico y se encuentran dentro o cerca del área del proyecto y están enumeradas por el gobierno federal o por 

Puerto Rico como especies en peligro, amenazadas, o se proponen/o son candidatas para ser incluidas en la 

lista. Otras especies de estado especial, como las protegidas por la MBTA y la MMPA, se discuten en la 

sección 4.5.3.

Las especies de estado especial que potencialmente existen en el área del proyecto se resumen en la 

tabla 4.6-1 y se aborda su discusión en la sección 4.6.1. El impacto potencial sobre las especies de estado 

especial y su hábitat designado como crítico se aborda en la sección 4.6.2.
4-107

TABLA 4.6-1

Especies Amenazadas y en Peligro de Extinción que potencialmente existen en el Área del Proyecto del de Terminal Marítimo 

de GNL de Aguirre

Nombre común Nombre científico

Estado

Federal

Estado en 

Puerto Rico

Áreas que cruza el proyecto, donde pueden 

existir las especies a

Mamíferos Marinos

Manatí antillano Trichechus manatus 

manatus

E E Bahía de Jobos, Marítima

Ballena azul Balaenoptera musculus E NL Marítima

Rorcual común Balaenoptera physalus E E Marítima

Ballena jorobada Megaptera novaeangliae PE V Marítima

Rorcual norteño Balaenoptera borealis E E Marítima

Cachalote Physeter macrocephalus E E Marítima

Reptiles

Tortuga de mar verde Chelonia mydas T, CH E Bahía de Jobos y alta mar

Tortuga carey Eretmochelys imbricate E, CH E Bahía de Jobos y alta mar

Tortuga laúd Dermochelys coriacea E, CH E Bahía de Jobos y alta mar

Tortuga boba Caretta caretta T NL Bahía de Jobos y alta mar

Boa puertorriqueña Epicrates inornatus E V Tierras Altas

Aves

Pelícano pardo Pelecanus occidentalis DL E Bahía de Jobos y alta mar

Frailecillo silbador Charadrius melodus T CE Bahía de Jobos

Guaragüao de bosque Buteo platypterus 

brunnescens

E CE Tierras Altas

Chotacabras 

puertorriqueño

Caprimulgus noctitherus E E Tierras Altas

Paloma boba 

puertorriqueña

Columba inornata wetmorei E E Tierras Altas

Gavilán pecho rufo 

puertorriqueño

Accipiter striatus venator E CE Tierras Altas

Chorlo nevado Charadrius alexandrinus NL b CE Bahía de Jobos

Mariquita de Puerto Rico Agelaius xanthomus E E Tierras Altas

Correlimos gordo Calidris canutus rufa A NL Bahía de Jobos y alta mar

Anfibios

Coquí dorado Eleutherodactylus jasper T, CH CE Tierras Altas

Peces

Caballito de mar enano Hippocampus zosterae C V c Bahía de Jobos

Mero gigante Epinephelus itajara NL CE Bahía de Jobos y alta mar

Gran tiburón martillo Sphyrna mokarran C NL Bahía de Jobos y alta mar

Mero de Nassau Epinephelus striatus PA PE Bahía de Jobos y alta mar

Tiburón martillo Sphyrna lewini A NL Bahía de Jobos y Marítima
4-108

TABLA 4.6-1 (continuación)

Especies Amenazadas y en Peligro de Extinción que potencialmente existen en el Área del Proyecto de Terminal Marítimo de 

GNL de Aguirre

Nombre común Nombre científico

Estado

Estado

Estado en 

Puerto Rico

Áreas que cruza el proyecto, donde pueden 

existir las especies a

Invertebrados

Coral pilar estrella Orbicella annularis A NLd Bahía de Jobos y Marítima

Coral cuerno de alce Acropora palmata A, HC NLd Bahía de Jobos y Marítima

Coral estrella elíptico Dichocoenia stokesii NL NLd Bahía de Jobos y Marítima

Coral laminar Lamarck Agaricia lamarcki NL NLd Bahía de Jobos y Marítima

Coral de estrellas 

rocosas

Orbicella faveolata A NLd Bahía de Jobos y Marítima

Coral columna Dendrogyra cylindrus A NLd Bahía de Jobos y Marítima

Caracol reina Strombus gigas C NL Bahía de Jobos y Marítima

Micetocoral espinoso 

áspero

Mycetophyllia ferox A NLd Bahía de Jobos y Marítima

Coral cuerno de ciervo Acropora cervicornis A, HC NLd Bahía de Jobos y Marítima

Coral estrella Orbicella franksi A NLd Bahía de Jobos y Marítima

Plantas

Erubia Solanum drymophilum E E Tierras Altas

Cóbana Negra Stahlia monosperma T V Tierras Altas

Palo de Ramón Banara vanderbiltii E CE Tierras Altas

Puerto Rico manjack Varronia rupicola A PE Tierras Altas

Island brittleleaf Gonocalyx concolor PE NL Tierras Altas

____________________

Fuentes: NMFS, FWS, Departamento de Recursos Naturales y Ambientales de Puerto Rico.

a Alta mar hace referencia al área sur de la Bahía de Jobos (más allá de las islas de barrera).

b Solo la población occidental de EE. UU. clasificada como especie amenazada.

c Puerto Rico enumera todos los caballitos de mar como vulnerables.

d

Las especies de corales no se encuentran en el Estado Libre Asociado de Puerto Rico que rige las Especies Amenazadas y 

en Peligro de Extinción (Reglamento N o 6766); sin embargo, todos los corales están protegidos en virtud de la Ley 147 del 

15 de julio de 1999.

Notas:E = En Peligro, T = Amenazada, PE = Propuesta de Estado en Peligro, PT = propuesta para la condición de amenazada, CH =

hábitat crítico, C = Candidato, DL = eliminado de la lista, CE = en Peligro Crítico, V = Vulnerable, NL = No está en la lista

Las especies amenazadas y en peligro de extinción adicionales que se encuentran en la región se 

enumeran en la tabla 4.6-2. Debido a la distancia de su hábitat primario de la zona del proyecto, se espera 

que el proyecto no tenga efecto sobre esas especies. Por lo tanto, no se discuten más adelante en esta 

sección. Nuestra determinación de los efectos sobre las especies restantes se resume en la sección 4.6.3.
4-109

TABLA 4.6-2

Justificación de las determinaciones sin ningún efecto sobre las especies enumeradas en la lista federal

para el Área del Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Nombres de especies Descripción del hábitat y evaluación del proyecto

Reptiles

Boa puertorriqueña Especie existente en bosque lluvioso y húmedo, monte y arbustos de manglar de tierra, 

bosque seco maduro y bosque seco cerca de cuerpos de agua. No existe ninguna 

probabilidad de hábitat presente en el Área del Proyecto.

Aves

Frailecillo silbador Especie que aparece a lo largo de las playas costeras, marismas y planicies de marea. Se 

considera un migrante poco común en Puerto Rico y no se ha informado su aparición en el 

JBNERR. El FWS declaró que no habría efectos sobre esta especie (FWS, 2014A).

Gavilán aliancho puertorriqueño Especie que se encuentra en los tipos de hábitat de bosques húmedos subtropicales y 

bosques lluviosos subtropicales. Puede existir transitoriamente en las inmediaciones del 

Proyecto, pero no se espera que utilice el área del Proyecto para alimentarse, anidar o 

reproducirse.

Chotacabras puertorriqueño Especie existente en áreas de bosque en el sur de Puerto Rico. El chotacabras 

puertorriqueño fue documentado a unas 3 millas (4.8 km) al noreste del área del Proyecto, 

donde se encuentra el hábitat adecuado más cercano. Sin embargo, no hay un hábitat 

adecuado en el área del Proyecto.

Paloma boba puertorriqueña Hábitat generalista; anida, busca comida y se posa en árboles cerca de las carreteras, se 

reproduce en los bosques maduros cerca de cuerpos de agua. No existe probabilidad de 

hábitat presente en el área del proyecto.

Gavilán pecho rufo puertorriqueño Especie que se encuentra en los tipos de hábitats de tipo bosque húmedo subtropical. Puede 

existir transitoriamente en las inmediaciones del Proyecto, pero no se espera que utilice el 

área del Proyecto para alimentarse, anidar o reproducirse.

Correlimos gordo Especie que se encuentra a lo largo de las playas costeras, marismas y planicies de marea. 

Se considera un migrante poco común en Puerto Rico y no se ha informado su aparición en 

el JBNERR. El FWS declaró que no habría efectos sobre esta especie (FWS, 2014A). 

Anfibios

Coquí dorado Especie que se encuentra en las montañas boscosas a más de 2.300 pies (700 metros) de 

altura. No existe probabilidad de hábitat presente en el área del proyecto.

Plantas

Erubia Hábitat que incluye bosques de hoja perenne en suelos volcánicos en altitudes superiores a 

1.000 pies (305 metros). La población se limita a Tetas de Cayey en la Sierra de Cayey en la 

Cordillera Central de Puerto Rico. No existe probabilidad de hábitat presente en el área del 

proyecto.

Cóbana Negra El hábitat de la especie comprende tierras altas cerca de agua salobre y manglares 

inundados estacionalmente, principalmente en el noreste y suroeste de Puerto Rico. No 

existe probabilidad de hábitat presente en el área del proyecto.

Palo de Ramón El hábitat de la especie comprende colinas de piedra caliza en el noroeste y montañas 

centrales de Puerto Rico en alturas superiores a 300 pies (92 metros). No existe ninguna 

probabilidad de hábitat presente en el Área del Proyecto.

Puerto Rico manjack (Cordia 

rupicola)

. El hábitat incluye zonas con bosques de chaparral y matorral nativo remanente sobre 

sustrato calizo dentro de la zona subtropical de vida de bosque seco costero. Hay siete 

poblaciones en Puerto Rico, pero ninguna se encuentra dentro de Salinas o Guayama. Se 

han designado siete unidades de hábitat crítico para la especie; sin embargo, ningún hábitat 

crítico ocurre dentro del área del Proyecto. La unidad más cercana de hábitat crítico (Unidad 

4) se produce 30 millas al oeste del Proyecto en Peñuelas y Ponce. La zona de tierras altas 

del Proyecto ha sido perturbada por el desarrollo; no hay hábitat potencial para el manjack 

(Cordia rupicola) de Puerto Rico en el área del Proyecto.

Island brittleleaf Un pequeño arbusto que crece como epífita sobre los árboles muertos y vivos y en el suelo 

del bosque en las zonas húmedas de gran altitud (más de 620 metros). Hay tres poblaciones 

conocidas en el Bosque de Carite dentro del Estado Libre Asociado, del centro-este de 

Puerto Rico. Hay dos unidades designadas como hábitat crítico 15 millas tierra adentro desde 

el área del Proyecto. No existe ninguna probabilidad de hábitat presente en el Área del 

Proyecto.

____________________

Fuentes: FWS, 2010, 2011a, 2014A
4-110

4.6.1 Descripción de las especies potencialmente afectadas

4.6.1.1 Mamíferos marinos

Manatí antillano

El manatí es un mamífero marino herbívoro que se encuentra más comúnmente en estuarios 

costeros y ríos. Hay tres especies en todo el mundo, pero sólo el manatí antillano (Trichechus manatus) se 

puede encontrar en aguas de . UEstados Unidos. El manatí antillano se divide en dos subespecies: el manatí 

del Caribe (Trichechus manatus manatus) y el manatí de Florida (Trichechus manatus latirostris). El manatí 

antillano y sus subespecies se encuentran dentro de las especies enumeradas en peligro de extinción 

conforme a la ESA y mermados bajo la Ley sobre Protección de Mamíferos Marinos de 1972. La protección 

mundial del manatí antillano es proporcionada por la Unión Internacional para la Conservación de la 

Naturaleza (IUCN), que menciona a la especie como en peligro de extinción (Self-Sullivan y MignucciGiannoni 2008). 

El manatí de Florida está restringido a la costa de la Florida durante los meses de invierno y luego 

viaja hacia el norte a lo largo de la costa atlántica (hay mayor abundancia en Georgia, hasta el norte de 

Rhode Island) y al oeste a lo largo de los estados de la costa del Golfo (hasta Texas) de marzo a noviembre, 

(Deutsch y otros, 2008). Por lo tanto, no se espera que el manatí de Florida exista en el área del Proyecto.

Los manatíes antillanos habitan las áreas costeras del este de México y América Central, el norte y 

el este de América del Sur y en las Antillas Mayores (FWS, 2009b). La población del manatí antillano en 

Puerto Rico ha sido registrada en áreas protegidas tales como cayos, bahías y lechos de hierbas marinas 

poco profundas al este de San Juan y a lo largo de las costas este, sur y suroeste, donde existen fuentes de 

agua dulce. Sin embargo, los manatíes antillanos son más abundantes y se encuentran constantemente a lo 

largo de las costas del sur y del este, específicamente en el área de la Bahía de Jobos y de la Base Naval 

Roosevelt Roads, Ceiba, que es de aproximadamente 45 millas (72 km) al noreste del área del Proyecto 

(FWS, 2014b; Field y colab., 2003).

En 2008, la Unión Internacional para la Conservación de la Naturaleza estimó que la población de 

las subespecies de manatíes en las Antillas era de alrededor de 4,100 individuos. Se prevé que esta 

población disminuya en un 20 por ciento durante los próximos 40 años (Deutsch y otros, 2008). Se prevé 

que la disminución se produzca como resultado de las acciones de conservación no eficaces contra las 

amenazas antropogénicas actuales y proyectadas (Self-Sullivan y Mignucci-Giannoni, 2008). En 2009, se 

determinó que la población de Puerto Rico era estable o estaba ligeramente en aumento (FWS, 2014b). La 

Bahía de Jobos se ha documentado como el segundo lugar con la segunda población más grande de 

manatíes de las Antillas en Puerto Rico (Field y otros, 2003). El FWS estima que la población de manatíes 

antillanos en Puerto Rico se compone de un mínimo de 142 individuos y un máximo de 618 (FWS, 2014b; 

Drew et al., 2012). 

El hábitat preferido de los manatíes consiste en aguas poco profundas protegidas, algunas fuentes de 

agua dulce frescas y lechos de hierbas marinas. Se sabe que se congregan cerca de las salidas de agua 

caliente asociadas con las fuentes antropogénicas. Los manatíes se alimentan de hierbas marinas y 

ocasionalmente de otras hierbas marinas, incluyendo algas verdes, manglares y jacintos de agua (FWS, 

2007). Los manatíes identificados alrededor de Puerto Rico mostraron patrones residentes y transitorios; 

algunos individuos se documentaron con muy poco movimiento dentro del estuario en el que estaban 

identificados, mientras que otros viajaron entre los estuarios a lo largo de la costa sur (FWS, 2007b). La 

reproducción y los nacimientos se producen durante todo el año y los individuos viven 50 o 60 años de edad 

(FWS, 1986).
4-111

Se observaron tres manatíes antillanos sobre lechos de hierbas marinas cerca del canal de Boca del 

Infierno durante los estudios de mamíferos marinos de Aguirre LLC en abril/mayo de 2012 (Tetra Tech, 

2013d). Se observó un manatí antillano en alta mar en el canal de Boca del Infierno durante el mapeo de 

corales de Aguirre LLC en noviembre de 2013 (Tetra Tech, 2014d).

Ballenas

Las ballenas son mamíferos marinos de larga vida que habitan los océanos del mundo. Muchas 

especies migran distancias extremadamente largas para aprovechar recursos alimentarios estacionales o 

sitios tranquilos de invernada para sus crías. Se pueden dividir en dos grupos principales: ballenas dentadas 

y ballenas barbadas. La morfología para alimentarse y cazar son las principales diferencias entre estos 

grupos. Comúnmente, las ballenas se localizan en aguas tropicales cálidas durante los meses de invierno, 

cuando los mares polares son fríos, están cubiertos de hielo y contienen poco alimento, aunque algunas 

especies se quedan en estas regiones todo el año.

El cachalote (Physeter macrocephalus) es una ballena dentada que habita las aguas profundas de los 

océanos del mundo durante todo el año. Se alimenta principalmente de calamares y otras criaturas de las 

profundidades marítimas. Las migraciones no son tan diferentes de otras especies y se cree que siguen 

principalmente los recursos alimenticios (NMFS, 2010). La población del Atlántico se considera separada 

de las poblaciones de los océanos Pacífico e Índico. Además, se solicitó que la población del Golfo de 

México se enumere de forma separada como un segmento distinto de población en virtud de la ley ESA, 

debido al aislamiento en el norte del Golfo de México y a las amenazas únicas en esa zona, como el 

desarrollo del petróleo y del gas y la degradación del hábitat (WildEarth Guardians, 2011). Debido a la 

compleja batimetría en la zona de Puerto Rico y el mar Caribe, los cachalotes podrían utilizar el área del 

Proyecto en alta mar como zona de alimentación.

La ballena jorobada (Megaptera novaeangliae) es una ballena barbada presente en todos los 

océanos del mundo. Por lo general, pasa los meses de invierno en aguas templadas y tropicales a menor 

latitud y luego migra hacia el norte y hacia el sur en los meses de verano para alimentarse en áreas de alta 

productividad (es decir, latitudes altas). En la zona del Caribe y el Atlántico occidental, las ballenas 

jorobadas suelen encontrarse al sur de las Bahamas y a lo largo de la República Dominicana, con alguna 

actividad en la zona oeste de Puerto Rico y las Antillas Menores (NMFS, 1991). Los nacimientos se 

producen principalmente durante los meses de invierno y la única zona de reproducción en aguas de los 

Estados Unidos se encuentra en la costa noroeste de Puerto Rico (NMFS, 1991). Se ha realizado una 

investigación limitada fuera de Puerto Rico para determinar la abundancia, el movimiento y el uso del 

hábitat de las ballenas jorobadas. La investigación se llevó a cabo cada invierno desde el año 2011 hasta el 

2014 para recoger datos oportunistas de fauna marina en forma de fotografías de ballenas (incluidas las 

ballenas jorobadas), delfines, manatíes y tortugas marinas. Sobre la base de los datos no publicados 

(Mackay, 2014) presentados durante el período de comentarios públicos del borrador de la DIA, se concluye 

que:

 las ballenas jorobadas se encuentran estacionalmente y de forma predecible en las aguas 

que rodean a Puerto Rico, incluyendo la costa sur, aproximadamente desde el 1 de enero 

hasta el 1 de mayo;

 la temporada alta es aproximadamente desde mediados de febrero a mediados de marzo;

 las ballenas jorobadas utilizan las aguas de la costa sur de Puerto Rico como vía entre sus 

hábitats del norte y las Antillas Menores cada invierno;
4-112

 las aguas alrededor de Puerto Rico se utilizan como zonas de cría de ballenas jorobadas y 

para comportamientos reproductivos cerca de la costa y en alta mar; y

 se detectaron grupos de reproducción competitivos de las ballenas jorobadas y las 

ballenas Yubartas (machos que buscan oportunidades de reproducción) en las aguas de 

Puerto Rico cada invierno. 

Otras ballenas barbadas, incluyendo la ballena de aleta (Balaenoptera physalus), el rorcual norteño 

(Balaenoptera borealis) y la ballena azul (Balaenoptera musculus), están dentro de la lista del NMFS como 

presentes dentro de la región sureste (en general, en el Golfo de México y en los territorios de Estados 

Unidos en el Caribe). Estas ballenas no suelen encontrarse en los alrededores de Puerto Rico, pero podrían 

utilizar la zona durante las migraciones u otros movimientos. No se espera que estas especies se alimenten 

en Puerto Rico o sus alrededores, ya que suelen alimentarse de zooplancton y grupos de peces pequeños 

durante los meses de verano en el Atlántico Norte (NMFS, 1998; 2010a; 2011b). No se identificaron 

territorios de cría y de reproducción para estas especies en Puerto Rico.

No se observaron ballenas durante los estudios de mamíferos marinos realizados por Aguirre LLC 

para el Proyecto (Tetra Tech, 2013d). Sin embargo, los estudios sólo se produjeron a finales de abril hasta 

principios de mayo, obviando la temporada pico de mediados de febrero a marzo.

4.6.1.2 Tortugas marinas

Las tortugas marinas se encuentran en los mares tropicales y subtropicales del mundo. Todas las 

especies están clasificadas como amenazadas o en peligro según la ESA. El comercio de tortugas marinas 

está restringido por la Convención sobre el Comercio Internacional de Especies Amenazadas; sin embargo, 

no todos los países han dejado de cazar estas especies. Las principales amenazas para las poblaciones de 

tortugas marinas son la sobre explotación, la pesca de captura secundaria, la enfermedad, la contaminación y 

el desarrollo costero de playas de anidación. Cuatro especies de tortugas marinas podrían existir en las 

proximidades de la zona del proyecto: la verde (Chelonia mydas), la carey (Eretmochelys imbricata), la 

tortuga laúd (Dermochelys coriacea) y la tortuga boba (Caretta caretta).

Las tortugas marinas son altamente migratorias y transitan distancias significativas entre zonas de 

alimentación y de anidación. La fidelidad al lugar de nacimiento es una gran influencia para todas las 

especies y la cría y la migración asociada ocurre entre 1 a 4 años, dependiendo de la especie (Lutz y otros, 

2003). Muchos individuos marcados siguen rutas circunglobales entre la anidación y los lugares de 

alimentación, que pueden estar a cientos o miles de kilómetros de distancia (Luschi y otros, 2003).

Las tortugas marinas utilizan las playas de arena para desovar. La edad a la que las tortugas marinas 

llegan a la madurez sexual varía considerablemente entre y dentro de las especies, que van desde tan solo 

varios años hasta dos décadas (Milton y Shigenaka, 2003). Se reproducen en el mar y las hembras regresan a 

sus playas natales para desovar en la arena. Las hembras suelen anidar 1 a 10 veces durante la temporada de 

anidación, de nuevo dependiendo de la especie, con tamaños de nidada de 80 a 150 huevos. 

Aproximadamente 2 meses después de ser despedidos, se rompe el cascarón y las crías entran 

inmediatamente al mar. Una vez en el mar, los machos rara vez, o nunca, vuelven a tierra.

Desde el punto de vista del desarrollo, las tortugas marinas verdes, carey y cabezonas siguen un 

patrón de estadios juveniles oceánicos seguido de la utilización de la zona nerítica (es decir, las aguas 

costeras que cubren la plataforma continental) en etapas de desarrollo posteriores (Bolten, 2003). Por el 

contrario, la tortuga laúd muestra el patrón más fuerte del uso de hábitat pelágico durante toda su vida. Este 

patrón afecta el lugar donde se alimentan las tortugas y de cuáles especies lo hacen (Bjorndal, 1997; Bolten, 

2003).
4-113

Cinco tortugas marinas verdes fueron avistadas en el área del Proyecto durante el estudio de 

mamíferos marinos y tortugas marinas completado por Aguirre LLC (Tetra Tech, 2013d). No se observó el 

resto de las especies. Sin embargo, estos estudios solo se realizaron desde finales de abril hasta principios de 

mayo, que es un período limitado para la observación de estos animales de gran alcance y gran movilidad. 

Se observaron dos tortugas marinas cabezonas en alta mar en el paso de Boca del Infierno durante el mapeo 

de coral de Aguirre LLC en noviembre de 2013 (Tetra Tech, 2014d).

Tortuga marina carey

La tortuga marina carey se encuentra ampliamente distribuida en todas las aguas tropicales de los 

océanos del mundo. Se ha demostrado que migra distancias significativas entre sitios de alimentación y de 

anidación (Plotkin, 2003). La tortuga carey se encuentra comúnmente en las aguas alrededor de Puerto Rico 

y de las islas asociadas, anida en diversas playas (NMFS y FWS, 2007b) tanto en Puerto Rico como en todo 

el Caribe y sus sitios de anidación más importantes se encuentran en la península de Yucatán (NMFS y 

FWSasociados , 1993). El número estimado de tortugas carey adultas que vivían en el Caribe en 2003 fue de 

27,000 (NOAA, 2014). Se sabe que las tortugas carey tienen una fuerte fidelidad al sitio por sus playas de 

anidación y son capaces de regresar a áreas específicas de playa cada 2 a 3 años para anidar. En Puerto Rico, 

se sabe que las tortugas marinas carey anidan en las playas de Humacao, Isla Culebra, Isla Caja de Muertos 

e Islas Mona y Monita (NMFS y FWS, 2007b). Isla Caja de Muertos está a unas 20 millas (32 km) al oeste 

del área del Proyecto, mientras que Humacao está a unas 30 millas (48 km) al este, lo que sugiere que las 

tortugas podrían buscar alimento o/y emigrar a través del área del Proyecto con frecuencia. Los hábitats de 

Isla Monita e Isla Mona, que se encuentran a más de 100 millas (161 km) al oeste del área del Proyecto, han 

sido designados como hábitat críticos para la tortuga carey desde 1998 (Registro Federal 63 [FR] 46693). La 

temporada pico de anidación en Isla Mona es de agosto a octubre. Un monitoreo reciente ha concluido que 

cada año se ponen alrededor de 500 a 1,000 nidos de tortugas carey en la Isla de Mona (NOAA, 2014). Las 

tortugas carey anidan en promedio de 3 a 5 veces por temporada (NOAA, 2014); por lo tanto, se estima que 

100 a 333 tortugas carey hembras anidan en la Isla de Mona anualmente. Las tortugas marinas carey jóvenes 

se alimentan en asociación con mantos de Sargassum y, después de abandonar la fase pelágica, suelen 

alimentarse en los arrecifes de coral y en el sustrato duro del fondo. También se las puede encontrar sobre 

yerbas marinas y en bahías bordeadas de manglares (Bjorndal, 1997). En el Caribe, las esponjas son la 

principal, y en muchos casos la única, fuente de alimento (Bjorndal, 1997).

Tortuga marina laúd

La tortuga marina laúd es la mayor y más pelágica de las tortugas marinas. Esta especie se 

encuentra en todo el mundo, y se extiende más hacia el norte y el sur que las otras especies, probablemente 

debido a su capacidad para mantener la temperatura del cuerpo más caliente (NMFS y FWS, 2007c). Las 

poblaciones reproductoras más grandes se encuentran en la costa del Pacífico de México. En el Caribe, la 

Guayana francesa cuenta con la población más grande, seguido de un número de otros países, mientras que 

el Caribe estadounidense tiene relativamente pocas colonias de anidación (NMFS y FWS, 1992). Sin 

embargo, el número de nidos de tortuga marina laúd ha ido en aumento durante los últimos 30 años, con al 

menos 469 nidos registrados cada año desde 2000 hasta 2005 en Puerto Rico. Las áreas de anidación 

importantes en Puerto Rico se encuentran en Fajardo y la Isla de Culebra, situada a unas 40 a 60 millas (64 a 

97 km) al noreste del Proyecto, respectivamente. Los sitios de anidación en Culebra han estado en constante 

disminución desde 2004, con solo cinco hembras que anidan en la isla en 2012. La evidencia sugiere que 

esto no es representativo de una pérdida de la población reproductora, sino más bien un cambio en la 

preferencia del sitio de anidación, que aún se encuentra en estudio (NMFS y FWS, 2013). Aunque se 

considera omnívora (se alimenta de erizos de mar, crustáceos, peces y algas flotantes), la tortuga marina 

laúd se alimenta principalmente de alimentos blandos, como los cnidarios (medusas, sifonóforos) y los 

tunicados (salpas, pyrosomas) (Bjorndal, 1997; NMFS y FWS, 1992). Las tortugas marinas laúd también 
4-114

pueden alimentarse por la noche a profundidades de sifonóforos y salpas en la capa profunda de dispersión 

(NMFS y FWS, 1992).

Tortuga marina verde

La tortuga marina verde se encuentra en todos los océanos del mundo donde las temperaturas se 

mantienen por encima de los 68 °F (20 °C). Hay tres poblaciones reproductoras: la población mundial, que 

se considera amenazada, mientras que las otras dos poblaciones reproductoras (Florida y el Pacífico 

mexicano) se consideran en peligro de extinción (NMFS y FWS, 2007a). Si bien no hay sitios importantes 

de anidación de tortugas marinas verdes en Puerto Rico o en las islas circundantes, las aguas costeras son 

zonas de alimentación probablemente comunes para las poblaciones reproductoras globales y de Florida 

(Lutz et al., 2003). El hábitat crítico para la tortuga marina verde se encuentra en Isla Culebra, Puerto Rico, 

que está a más de 60 millas (97 km) al noreste del área del Proyecto. Las tortugas marinas verdes pueden 

presentar una alta lealtad con el sitio tanto para la anidación como para la alimentación, lo que puede llevar 

a rutas migratorias comunes (Luschi et al., 2003). Sin embargo, se documentó alguna individualidad y 

variación. La tortuga marina verde, una de las especies más costeras de tortugas marinas, se alimenta 

principalmente de organismos bentónicos. Las fuentes de alimento incluyen yerbas marinas, algas y 

animales tales como moluscos, crustáceos, briozoos, esponjas, medusas, poliquetos, equinodermos, peces y 

huevos de peces (Bjorndal, 1997; NMFS y FWS, 1991). En el Caribe, la principal fuente de alimento de 

yerbas marinas es la hierba de tortuga (Bjorndal, 1997), que es una de las especies de yerbas marinas

dominantes en la Bahía de Jobos.

Tortuga marina cabezona

La tortuga marina cabezona se encuentra más comúnmente sobre las plataformas continentales de 

todo el mundo y puede estar presente en el área del Proyecto. Las tortugas marinas cabezonas pueden migrar 

grandes distancias entre las zonas de alimentación, áreas de reproducción y los lugares de anidación 

(Plotkin, 2003). Las tortugas marinas cabezonas anidan alrededor de la cuenca del Golfo de México, 

incluyendo Cuba y la costa sureste de la parte continental de Estados Unidos (NMFS y FWS, 2008). Ya no 

se observa anidación a lo largo del resto de las Antillas Mayores, incluyendo Puerto Rico (NMFS y FWS, 

2007d). Las tortugas marinas cabezonas son omnívoras, se alimentan de una gran variedad de presas 

béntonicas como mariscos, cangrejos, percebes, ostras, medusas, calamares y erizos de mar, y de vez en 

cuando de peces, algas y algas flotantes (Lutz y Musick, 1997; NMFS y FWS, 2008). Al igual que las 

tortugas marinas verdes, las tortugas marinas cabezonas se mueven desde las preferencias de alimentación 

pelágica a una alimentación más bentónica a una determinada edad (Bjorndal, 1997). Son conocidas por 

alimentarse de sustratos bentónicos suaves y fuertes. Durante su fase pelágica, a menudo se las encuentra 

asociadas con las esteras de macroalgas.

4.6.1.3 Aves

Chorlitejo patinegro

Los frailecillos silbadores son aves costeras migratorias que invernan en los climas más cálidos y 

migran al norte durante los meses de verano para reproducirse. Durante el invierno, estas aves se alimentan 

en las playas costeras, marismas y planicies de marea en busca de presas epifaunal e infauna bentónica. La 

subespecie del sudeste de chorlitejo patinegro (Charadrius alexandrinus tenuirostris) reside en Puerto Rico 

(76 FR 55638 hasta 55641). La subespecieincluye la población del Golfo de México y el Caribe y representa 

alrededor de 1,500 individuos, de los cuales 27 pares residen y se reproducen en Puerto Rico (Morrison et 

al., 2006). Aunque esta subespecie de chorlitejo patinegro no está enumerada en la lista federal de ESA, está 

protegida bajo la MBTA y está catalogada como en peligro crítico de extinción por el Estado Libre 
4-115

Asociado de Puerto Rico. En Puerto Rico, la anidación comienza en enero en las playas de arena y la época 

de cría puede durar de marzo a mediados de verano.

Pelícano pardo

Los pelícanos pardos (Pelecanus occidentalis) se eliminaron de la lista de la ESA en 2009 (74 FR 

59444-59472). Sin embargo, Puerto Rico enumera esta ave como en peligro de extinción. Los pelícanos 

pardos viven en colonias durante todo el año en Puerto Rico y anidan de forma irregular desde finales de 

otoño hasta junio, pero algunos migran al norte para reproducirse. Se alimentan por medio de buceo en el 

agua. Su dieta consiste principalmente en peces, pero en ocasiones se alimentan de otros organismos 

marinos. Esta especie se posa después de bucear para secar el plumaje y conservar energía (FWS, 2007a). 

Hábitats artificiales tales como muelles, dársenas y boyas son comúnmente utilizados para este propósito. 

Los pelícanos anidan en zonas con vegetación, como árboles, arbustos y manglares. Se ha estimado que la 

población reproductora en Puerto Rico es constante con 150 a 250 parejas reproductoras durante una serie 

de estudios (FWS, 2009a). Los pelícanos pardos son vistos comúnmente en la JBNERR y es probable que 

residan y se alimenten en las aguas dentro de la bahía y el océano costero que la rodea.

Mariquita de Puerto Rico

La mariquita de Puerto Rico (Agelaius xanthomus) es endémica de Puerto Rico y utiliza marismas y 

salinas, manglares negros y cayos de mangle rojo en alta mar para hábitat de anidamiento. Los nidos se 

construyen generalmente en grupos bajos en manglares o en grandes árboles de hoja caduca cerca de los 

manglares. Su época de reproducción es comúnmente de abril a agosto, pero varía en cierta medida, ya que 

coincide con la temporada de lluvias (FWS, 2011b). Puede ocurrir tan pronto en febrero y tan tarde como 

noviembre. Aunque la mariquita de Puerto Rico no es migratoria, partes de la población se mueven hacia el 

interior desde las zonas costeras durante la temporada no reproductiva para alimentarse (FWS, 2011b). Esta 

especie se alimenta principalmente de insectos, semillas y néctar, pero se ha documentado el consumo de 

raciones de ganado, comida para perros, fruta, arroz cocido y azúcar granulada en comederos de aves y 

alrededor de los animales domésticos. Se han observado mariquitas de Puerto Rico en la JBNERR donde los 

manglares y cayos pueden proporcionar hábitat de anidación adecuado (Field et al., 2003). El hábitat crítico 

para esta especie se designa en Puerto Rico. Sin embargo, el hábitat crítico más cercano está a más de 40 

millas (64 km) al oeste del área del Proyecto (42 FR 47842). Aunque las mariquitas de Puerto Rico prefieren 

anidar en los manglares negros, se han documentado utilizando zonas urbanas para la anidación. En 2000, se 

observaron varios nidos de mariquitas de Puerto Rico en las instalaciones de la PREPA en Aguirre y 

Guayama (FWS, 2011b). Por lo tanto, es posible que esta especie pueda encontrarse dentro de la porción en 

tierra del área del Proyecto.

4.6.1.4 Peces

Mero gigante

El mero gigante (Epinephelus itajara) es el más grande de los meros del Atlántico, crece hasta 

aproximadamente 8 pies (2.4 m) de longitud y pesa hasta 700 libras (317 kilogramos [kg]). La cosecha de 

esta especie está prohibida en las aguas territoriales de Puerto Rico y en la zona económica exclusiva. Sus 

larvas son pelágicas y los individuos jóvenes se encuentran comúnmente en manglares y praderas de yerbas 

marinas. Los adultos tienden a preferir las áreas de alto relieve, presumiblemente en busca de refugio y 

protección, y se pueden encontrar en estructuras hechas por el hombre, además de grietas de las rocas y 

salientes (NMFS, 2006). Los adultos son sedentarios y prefieren hábitats más superficiales hasta unos 164 

pies (50 m) de profundidad. Se alimentan de una gran variedad de presas, incluyendo crustáceos como la 

langosta y en oportunidades de otras presas que pasan. Los meros gigantes son reproductores por dispersión. 

El momento del desove es regional y se cree que su punto máximo ocurre en julio y agosto en el Caribe 
4-116

(NMFS, 2006). Pueden formar agregaciones de desove, pero esto no está bien documentado. Los manglares 

constituyen algunas de las islas de barrera que forman la Bahía de Jobos, además de un extenso manglar de 

la JBNERR. Como resultado, es probable que esta especie se pueda encontrar dentro del área del Proyecto.

Mero de Nassau

El mero de Nassau (Epinephelus striatus) es un pez de arrecifes candidato para ser incluido en la 

lista de la ESA (79 FR 51929). Los meros de Nassau se encuentran en las Indias Occidentales, Bahamas y el 

sur del Golfo de México. Crecen hasta aproximadamente 4 pies (1.2 m) de longitud y pueden pesar hasta 44 

libras (20 kg) (Jory e Iversen, 1989). Prefieren hábitats con relieve alto como los arrecifes de coral y los 

fondos rocosos. Los meros de Nassau se pueden encontrar en aguas poco profundas hasta aguas con una 

profundidad de más de 295 pies (90 m). Las preferencias de profundidad parecen estar asociadas con el 

tamaño, con animales más grandes que tienden a ocupar hábitats más profundas (Jory e Iversen, 1989). Los 

meros de Nassau son hermafroditas protóginos y pueden cambiar de hembras a machos cuando alcanzan un 

tamaño de entre aproximadamente 1 a 2.6 pies (0.3 a 0.8 m) de longitud (Jory e Iversen, 1989). Se 

reproducen en el invierno y forman grandes agregaciones de desove durante la luna llena. Los huevos y las 

larvas son planctónicas y se pueden dispersar en las corrientes costeras. Los individuos jóvenes utilizan 

lechos de yerbas marinas durante el desarrollo antes de su madurez.

En Puerto Rico, la especie está protegida y la cosecha está prohibida. Hay pocos informes de 

agregaciones de desove alrededor de la isla (Aguilar-Perera et al., 2006). Los meros son carnívoros y se 

alimentan de crustáceos y otros peces pequeños. Su dieta puede ser ontogenética, que consiste 

principalmente en crustáceos cuando son más pequeños y se encuentran en lechos de yerbas marinas, pero 

cambian a principalmente presa de peces cuando maduran y se trasladan a hábitats del arrecife de coral 

(Eggleston et al., 1998). No se observó esta especie durante el estudio del hábitat bentónico realizado por 

Aguirre LLC, pero tiene el potencial de existir en el área del Proyecto. 

Tiburones

El tiburón martillo común es una especie amenazada y se encuentra en la lista de ESA (79 FR 

38214). El gran tiburón martillo es actualmente candidato a la lista. Ambas especies tienen el potencial de 

existir en el área del Proyecto. Una especie de tiburón adicional que se encuentran en la región, el tiburón 

arenero, aparece como una especie de preocupación por parte del NMFS. Estas especies se discuten en la 

sección 4.5.5.1.

La principal amenaza para el gran tiburón martillo y el tiburón martillo es la sobrepesca, sobre todo 

en el comercio de aletas de tiburón, pero también como resultado de la captura incidental en otras pescas. 

Ambas especies se encuentran en todos los océanos tropicales y templados del mundo. En los estudios de 

marcado, se ha demostrado que el tiburón martillo se congrega en áreas centrales y tiene fidelidad al sitio, 

pero el tiempo pasado fuera de las ubicaciones de marcado originales varía ampliamente (Miller et al., 

2013). Los grandes tiburones martillo son más solitarios y generalmente se encuentran en las plataformas 

continentales, las terrazas de la isla y en los canales y lagunas de atolones de coral en profundidades del 

agua que van de 3 a más de 262 pies (1 a más de 80 m) (Instituto de Investigación de Tiburones, 2005). La 

dieta de ambas especies se compone de una variedad de especies de presa, que van desde peces y crustáceos 

hasta organismos gelatinosos. Se ha demostrado que la población del Atlántico occidental del tiburón 

martillo crecerá más lentamente que otros segmentos de la población (Miller et al., 2013). Luego de que los 

individuos de tiburón martillo maduran hasta cierto tamaño, son capaces de reproducirse y dar a luz a crías 

vivas, aproximadamente una vez cada 2 años. Se ha observado que los grandes tiburones martillo, a 

diferencia de la mayoría de las otras especies de tiburones, se aparean en las aguas cerca de la superficie 

(Instituto de Investigación de Tiburones, 2005; Museo de Historia Natural, sin fecha Florida). Se 

presenciaron grandes tiburones martillo en las Bahamas que emergían desde una profundidad de 70 pies (21 
4-117

m), moviéndose en espiral lentamente cerca unos de otros y copulando en la superficie (Instituto de 

Investigación de Tiburones, 2005).

Caballitos de mar

El caballito de mar enano (Hippocampus zosterae) es un pez de arrecifes que se propone para ser 

incluido en la lista de ESA. Se solicitó incluir esta especie en el listado recientemente debido a la pérdida de 

hábitat, la recolección con fines comerciales y la puesta en peligro debido al derrame de petróleo de BP 

Deepwater Horizon 2010 en el Golfo de México (Centro para la Diversidad Biológica, 2011). Esta especie 

se encuentra a lo largo de la costa atlántica de Florida y en todo el Golfo de México y el Caribe, habitando 

en praderas marinas poco profundas en estas áreas de aguas cálidas. Se alimentan de crustáceos, pelágicos y 

bentónicos. Esta pequeña especie, el caballito de mar más pequeño en aguas de Estados Unidos, vive 

alrededor de 1 año y alcanza la madurez sexual alrededor de los 3 meses de edad (Foster y Vincent, 2004). 

Forma parejas monógamas y se reproduce a lo largo de la mayor parte del año, de febrero a noviembre, 

hasta dos veces por mes (Foster y Vincent, 2004). Al igual que con todos los caballitos de mar, las crías 

nacen después de la incubación en la bolsa del macho. No se observaron caballitos de mar enanos durante el 

estudio del hábitat bentónico realizado por Aguirre LLC, pero tiene el potencial de existir en el área del 

Proyecto. Otras especies de caballitos de mar que pueden estar presentes en el área del Proyecto incluyen H. 

erectus y H. reidi (Foster y Vincent, 2004), ambas incluidas como especies vulnerables en Puerto Rico.

4.6.1.5 Invertebrados

Corales

Los arrecifes de coral son ecosistemas estructural y biológicamente complejos. La estructura física 

de los arrecifes es proporcionada principalmente por corales escleractinios (grava). Estas especies crecen en 

aguas costeras y ofrecen muchos servicios a otras especies que residen entre ellos. Además de proporcionar 

hábitat estructural, también producen energía a través de la fotosíntesis, reciclan nutrientes, depositan 

carbonato de calcio y producen arena (Brainard et al., 2011).

La mayoría de los corales son especies clonales, lo que significa que pueden crecer añadiendo 

pólipos adicionales. Aparte del crecimiento, una colonia puede expandirse a través de la fragmentación 

donde las piezas separadas se pueden volver a adherir a sustrato cercano y seguir creciendo (Equipo de 

Revisión Biológica del Acropora [Acropora BRT], 2005). Además, los corales también pueden reproducirse 

sexualmente, más comúnmente por el desove por difusión o incubación. Ambos mecanismos de crecimiento 

son importantes para la supervivencia, ya que la reproducción asexual permite el crecimiento rápido, pero el 

coral puede salir de la colonia susceptible a enfermedades y otros impactos debido a la falta de la diversidad 

genética. Una discusión adicional sobre la reproducción sexual del coral y las larvas de coral en el área del 

proyecto se puede encontrar en la sección 4.5.4.2.

Los corales se pueden alimentar tanto de manera autotrófica (es decir, mediante la síntesis de sus 

propios alimentos) como de forma heterotrófica (o sea, al alimentarse de otros organismos). Durante el día, 

las colonias de coral se proveen de carbono mediante el proceso de fotosíntesis empleado por las algas 

simbióticas que viven dentro de los corales. Además, los corales se alimentan directamente de zooplancton 

filtrado de la columna de agua, que proporciona nutrientes adicionales que no se adquieren a través de la 

fotosíntesis (Brainard et. al., 2011).
4-118

Los arrecifes de coral son muy sensibles a los cambios ambientales. Aunque son capaces de 

soportar algunas fluctuaciones, la supervivencia de las especies individuales y del ecosistema de los 

arrecifes se ve afectada en general por una serie de variables. La temperatura es una variable importante para 

la supervivencia de los corales. Los aumentos de temperatura pueden ocasionar episodios de decoloración. 

Un aumento en la temperatura de tan solo 2 a 4 °F (1.1 a 2.2 °C) puede poner a una población en riesgo 

(Acropora BRT 2005) y un aumento de 5 a 7 °F (2.8 a 3.9 °C) puede causar tensión térmica hasta ocasionar 

la muerte (Brainard et al., 2011). Esto es muy importante durante los meses más cálidos de verano y durante 

los períodos de El Niño-Oscilación del Sur, cuando las temperaturas ya son elevadas. Sin embargo, el uso 

humano también puede elevar la temperatura del agua en parches localizados. Otros efectos del uso humano 

directo, tales como el anclaje, pueden causar gran destrucción (García-Sais et al., 2008).

Los efectos físicos para el coral están bien documentados en la región general del proyecto. Los 

huracanes pueden causar mares de alta energía que afectan a los arrecifes menos profundos y también puede 

penetrar en los arrecifes más profundos (García-Sais et al., 2008). Otros efectos de las tormentas, tales como 

aumento de la escorrentía de aguas pluviales desde tierra, pueden tener consecuencias adicionales. La 

escorrentía de aguas pluviales puede aumentar la carga de sedimentos hacia aguas sobre los arrecifes, lo que 

reduce la disponibilidad de luz (García-Sais et al., 2008). Las especies Acropora son particularmente 

susceptibles a la pérdida de la luz y han demostrado ser una de las especies más sensibles de los arrecifes 

(Acropora BRT, 2005).

Históricamente, se encontraron corales cuerno de alce (Acropora palmata) y cuerno de ciervo (A. 

cervicornis) a lo largo de las aguas poco profundas del mar Caribe, al sur del Golfo de México y el centrooeste del Atlántico (Acropora BRT, 2005). Sin embargo, a principios de la década de 1980 se produjo una 

importante disminución, lo que redujo las poblaciones a menos del 97% de los niveles de población 

históricos. Desde esta disminución, se ha producido una recuperación poco apreciable y se registró la 

pérdida adicional de las colonias establecidas a lo largo de la década de 1990. Acropora BRT (2005) evaluó 

la situación de estas especies y concluyó que no había peligro inmediato de extinción pero que podría 

suceder en el futuro próximo. Por lo tanto, se propusieron estas especies como amenazadas conforme a la 

ESA en mayo de 2005 (70 FR 24359). Al aprobarse un año más tarde (71 FR 26852), se mantuvieron en el 

nivel de amenaza hasta que se propusieron para el listado elevado de especies en peligro, en diciembre de 

2012 (77 FR 73219). Para entonces, el hábitat había recibido la designación de crítico (73 FR 72210), que 

incluye todas las aguas de menos de 98 pies (30 m) de profundidad alrededor de Puerto Rico y las islas 

asociadas. Este hábitat crítico se extiende desde la costa aproximadamente 2.8 millas (4.8 km) mar adentro 

del Cayo Barca, que se ubica aproximadamente a 2.2 millas (3.5 km) al sur del área del proyecto. El hábitat 

crítico de los corales cuerno de alce y cuerno de ciervo se puede ver en la figura 4.6.1-1 como áreas 

sombreadas en color rosa que rodean a Puerto Rico y las Islas Vírgenes de . EE. UU. Una norma final 

publicada por NMFS en agosto de 2014 determinó que los corales cuerno de alce y cuerno de ciervo aún 

justifican la entrada a especies en estado peligro, y no fueron elevados a la lista de especies en peligro (79 

FR 53853).
4-119
4-120

En agosto de 2014, NMFS publicó una norma final (79 FR 53853) para adherir a la lista a cinco

especies de corales duros como especies en peligro de extinción, los corales estrella (Orbicella annularis), . 

Corales estrella rocosos (O. faveolata), . Corales estrella (O. franksi), coral en forma de pilar (Dendrogyra 

cylindrus) y el cactus coral (Mycetophyllia ferox). Se propusieron dos especies, coral laminar de Lamarck 

(Agaricia lamarcki) y el coral estrella elíptica (Dichocoenia stokesii) como especies amenazadas; sin 

embargo, la regla NMFS de 2014 determinó que no se justificaba el ingreso de estas especies a la lista de 

peligro de extinción de ESA y ls mismas fueron retiradas posteriormente de la protección federal. Todas 

estas especies amenazadas y propuestas se encontraron dentro del área del proyecto propuesto durante los 

estudios bentónicos realizados por Aguirre LLC. Estos estudios bentónicos también identificaron 24 

especies de corales que no figuran en la lista federal. Como se comentó anteriormente, el Estado Libre 

Asociado de Puerto Rico protege todos los corales bajo la Ley 147 del 15 de julio de 1999. Los impactos 

sobre estas especies de coral que no figuran en la lista serían similares a los analizados más adelante. Sin 

embargo, como se indica en el borrador del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos de Aguirre LLC, 

previo a la construcción, todas las especies de coral en la lista o fuera de ella serán retiradas del corredor de 

la construcción en el paso de Boca del Infierno y, únicamente, se trasladarán las especies de coral en la lista 

federal subyacentes al Terminal Marítimo de GNL.

El coral cuerno de ciervo es común en aguas de hasta 66 pies (20 m) de profundidad con colonias 

formando estructuras menos densas en el hábitat más profundo (Acropora BRT, 2005). El coral cuerno de 

alce es común en aguas de hasta 50 pies (15 m) de profundidad, pero se encuentra con más frecuencia en 

aguas de menos de 16 pies (5 m) de profundidad. A estas profundidades, las colonias pueden estar expuestas 

a mareas bajas y son particularmente susceptibles a un aumento de energía durante las tormentas (Acropora 

BRT, 2005). Las especies Acropora spp. están en riesgo de extinción debido a la susceptibilidad a la sombra 

y condiciones disminuidas de la calidad del agua, además de las enfermedades y de las reducciones 

importantes en su población que ya han sufrido. Un estudio realizado por Rogers (1983) mostró que 

aplicaciones individuales de 0.1 onzas por pulgada cúbica (200 miligramos por centímetro cúbico) de 

sedimento a las colonias causaron la muerte del tejido de coral, ya que se acumularon sedimentos en las 

ramificaciones de la especie. Este estudio sugiere que el sombreado proveniente del Terminal Marítimo de 

GNL puede afectar negativamente a cualquiera Acropora spp. en el área sombreada, lo que da como 

resultado una reducción de la viabilidad de las colonias, o mortalidad. Se espera que las transportadoras de 

GNL atraquen en el terminal durante aproximadamente 183 días al año (50 entregas por año a 88 horas cada 

una). Por lo tanto, el sombreado de las transportadoras de GNL también podrían afectar adversamente la 

Acropora spp.

El Orbicella annularis (coral pilar estrella) se divide en tres especies hermanas (es decir, coral pilar

estrella, O. faveolata, (coral estrella rocoso), y O. franksi (coral estrella) en el oeste del Atlántico y el Caribe 

debido a las diferencias en la morfología, el rango de profundidad, la ecología y el comportamiento. Sin 

embargo, esta es una división de especies reciente con algunos cuestionamientos (Brainard et al., 2011). El 

coral estrella rocoso es el más genéticamente distinto de las tres especies. Crece en las cabezas o las hojas 

que pueden ser lisas o tienen quillas o protuberancias. El coral pilar estrella crece en columnas que muestran 

un crecimiento rápida y regular hacia arriba; las colonias vivas suelen carecer de crestas o protuberancias. El 

coral estrella se caracteriza por pólipos grandes dispuestas de forma desigual que dan a la colonia su 

característica superficie irregular (Brainard et al., 2011). Históricamente, estas especies de coral eran 

abundantes en muchos arrecifes; sin embargo, la población se redujo significativamente en la década de los 

años 1990 y 2000. El potencial de recuperación es bajo debido al crecimiento lento y el bajo reclutamiento. 

Estas especies son hermafroditas reproductoras por difusión y las tasas de crecimiento posterior al 

asentamiento son lentas.

El Dendrogyra cylindrus (coral en forma de pilar) es un coral tipo columna que es raro pero 

fácilmente identificable durante los estudios (Brainard et al., 2011). Los jóvenes se identifican con poca 

frecuencia durante los estudios y la reproducción asexual se cree que es el principal modo de crecimiento de 

la población. El coral en forma de pilar está en riesgo debido a su baja densidad de población (que puede ser 
4-121

parte del motivo por el que es rara la reproducción sexual), el bajo tamaño de su población y enfermedades 

(Brainard et al., 2011).

El Mycetophyllia ferox (cactus coral) es un coral incrustante y es poco común en Puerto Rico. Es 

hermafrodita y se reproduce por incubación (Brainard et al., 2011). El cactus coral está en riesgo debido a su 

rareza y a enfermedades.

El Agaricia lamarcki (coral laminar de Lamarck) es un coral incrustante común en mayores 

profundidades y se lo puede encontrar ocasionalmente en zonas con menos luz (Brainard et al., 2011). La 

especie tiene un esqueleto espeso y puede ser susceptible a la rotura. Poco se sabe acerca de la reproducción 

de esta especie, pero se ha determinado que el reclutamiento es muy bajo (Brainard et. al., 2011). El coral 

laminar de Lamarck está en riesgo de extinción debido a la degradación general de las condiciones en el 

Caribe y la susceptibilidad de esta especie a las enfermedades. Sin embargo, se le encuentra a mayores 

profundidades que otras especies, donde las alteraciones son menos frecuentes (Brainard et al., 2011).

El Dichocoenia stokesii (coral elíptico) es esférico en su estructura y más común en los arrecifes 

menos profundos. Las colonias son gonocóricas (es decir, macho o hembra, en lugar de hermafroditas) y el 

desove ocurre dos veces al año. Los grupos jóvenes se encuentran comúnmente en aguas con escasez de 

nutrientes y se ha demostrado que la especie se comporta bien en estas condiciones (Brainard et al., 2011). 

El coral elíptico se encuentra en riesgo debido al impacto a nivel de población debido a enfermedades. Sin 

embargo, cierta tolerancia puede ocurrir debido a la variedad de los hábitats en que esta especie puede 

habitar (Brainard et al., 2011).

Caracol reina (carrucho)

El caracol reina o carrucho (Strombus gigas) es una especie candidata para su inclusión en el listado 

conforme la ESA. Este herbívoro invertebrado marino bentónico se encuentra en todo el Caribe, el Golfo de 

México y la costa sureste de la parte continental de EE. UU. El caracol reina es una especie de larga vida, 

que se estima alcanza hasta 30 años de edad. Ponen huevos bentónicos que eclosionan en larvas que son 

planctónicas durante dos a cinco semanas antes de depositarse en las aguas poco profundas donde 

permanecen durante un máximo de cuatro años (Stoner, 2003).

El caracol reina ha demostrado tener varios patrones de movimiento. El primero es un cambio hacia 

aguas más profundas a medida que envejece. El segundo es la migración estacional entre las áreas de 

alimentación de sustrato duro y yerbas marinas o lechos de algas y los sitios reproductivos que son 

generalmente en sustrato arenoso (Glazer y Riñón, 2004). En el Caribe, donde la reproducción se produce 

principalmente en el verano, el caracol se encuentra en sustratos arenosos, sea en estado inactivo o 

reproductivo (Stoner y Sandt, 1992). El resto del año se la encuentra a esta especie alimentándose de algas y 

otra materia vegetal.

La pesca del carrucho es importante en el Caribe y se permite en aguas de Puerto Rico. Se observó 

la presencia del carrucho en los hábitats de yerbas marinas a lo largo de la ruta de la tubería y en la 

ubicación del Terminal Marítimo de GNL durante los estudios sobre hábitat bentónico realizados por 

Aguirre LLC.

4.6.2 Impacto general y mitigación

Las actividades que llevan a la captura incidental de los manatíes antillanos no están autorizadas 

bajo la MMPA y, por lo tanto, no pueden ser autorizadas bajo la ESA. Cualquier actividad con el potencial 

de dar lugar a la captura incidental debería modificarse hasta el punto en el que haya certeza razonable de 

que dicha captura no se llevará a cabo. Se han proporcionado varias recomendaciones, descriptas a 

continuación y en la sección 4.5.3.3, para contrarrestar aún más y reducir la posibilidad de una captura 
4-122

incidental de un manatí antillano y para reducir los impactos sobre las tortugas marinas durante las 

actividades de construcción del Proyecto.

Aguirre LLC se encuentra en el proceso de desarrollo de un estudio inicial pre-operacional de 

ictioplancton y un plan de monitoreo, en discusión con el NMFS, FWS, DRNA y otras agencias apropiadas. 

El plan ayudaría a caracterizar mejor el ictioplancton en el Terminal Marítimo de GNL para comprender los 

impactos potenciales asociados con las operaciones de las instalaciones propuestas y con el agua necesaria

para la actividad de construcción.

Aumento del tráfico y golpes de las embarcaciones

El impacto general y las medidas de mitigación relativos a un aumento del tráfico y de los golpes de 

las embarcaciones se discuten en la sección 4.5.3.3. Los manatíes en la Bahía de Jobos tienen el mayor 

potencial de impacto, ya que se sabe que se alimentan dentro del área del proyecto, y los golpes de las 

embarcaciones en aguas poco profundas son una fuente importante de mortalidad. La alimentación se puede 

ver interrumpida por la presencia física de embarcaciones y equipo. LLos manatíes han demostrado 

responder a los buques que se aproximan a ellos cambiando la frecuencia de aleteo, el rumbo y la 

profundidad de buceo (Southall, 2005). Aunque las actividades de construcción podrían aumentar 

temporalmente el tráfico de embarcaciones en el área del Proyecto, la operación del Proyecto se traduciría 

en una disminución del 90% en el tráfico de barcazas dentro de la Bahía de Jobos, lo que disminuiría el 

riesgo actual de golpes producidos por las embarcaciones en las especies protegidas dentro de la bahía.

El aumento del tráfico de embarcaciones podría interrumpir vocalizaciones asociadas con el 

comportamiento reproductivo de las ballenas jorobadas; estas ballenas son conocidas por cambiar su 

comportamiento en respuesta a los ruidos de origen humano, lo que incluye el tráfico de buques (Oficina de 

Santuarios Marinos Nacionales, 2010; Reeves, 1992). El aumento del tráfico de embarcaciones podría 

impedir potencialmente la circulación de las ballenas jorobadas con sus neonatos mar adentro en la zona del 

Proyecto. El aumento en el tráfico marítimo podría cambiar su ruta de migración o interrumpir el 

amamantamiento, lo que podría aumentar el riesgo de mortalidad por su inclusión en áreas en las que son 

más vulnerables a los depredadores o por la reducción de sus reservas de energía conservada (Oficina de 

Santuarios Marinos Nacionales, 2010; Reeves, 1992.

Las tortugas marinas pueden resultar heridas o muertas si son golpeadas por una embarcación, sobre 

todo si son golpeadas por una hélice acoplada. El aumento de tráfico marítimo podría resultar en un mayor 

número de colisiones entre buques y tortugas marinas, lo que aumenta los casos de lesiones o muertes de 

éstas últimas. Aunque las tortugas marinas adultas pueden ser visibles en la superficie durante el día y en 

tiempo con buena visibilidad, son difíciles de ver desde una embarcación en movimiento cuando subyacen 

debajo de la superficie del agua, o durante la noche o en períodos de tiempo inclemente. Las tortugas 

marinas pasan la mayor parte de sus vidas sumergidas y por lo tanto son difíciles de ver por los operadores 

de las embarcaciones. Las tortugas marinas verdes de Tampa Bay pasaron un promedio de 91 por ciento de 

su tiempo sumergidas (Meylan et al., 2003). El riesgo de que una embarcación golpee a una tortuga de mar 

no se puede cuantificar fácilmente; sin embargo, las redes de tortugas varadas han recopilado datos útiles. 

Existe para las Islas Vírgenes de los EE. UU. entre 1982 y 1997 un total de 122 registros (desde 1982 hasta 

1997) de tortugas muertas o lesionadas (Abreu Grobois et al., 2000). Durante este período, los varamientos 

reportados anuales han oscilado entre 1 y 25, con una tendencia que muestra un aumento gradual de 

varamientos reportados (Abreu Grobois y otros, 2000). Los varamientos han incluido 79 tortugas verdes, 38 

tortugas Carey y 5 tortugas Laúd (Abreu Grobois y otros, 2000). Las lesiones relacionadas con choques con 

barcos representan el mayor número de varamientos (34.4 por ciento), seguido por causas indeterminadas 

(29.5 por ciento), la caza furtiva (13.1 por ciento), otros (12.3 por ciento), y enredos con aparejos de pesca 

(10.7 por ciento; Abreu Grobois y otros, 2000). La mayoría de los varamientos de tortugas verdes son 

debido a las choques contra barcos, probablemente debido a su selección de hábitats en bahías oscuras 
4-123

donde éstos operan comúnmente, mientras que la mayoría de los varamientos de tortugas Carey son debidos 

a la caza furtiva (Abreu Grobois y otros, 2000).

Toda colisión de una embarcación con un mamífero marino amenazado o en peligro sería 

considerada como una “captura” tanto para MMPA como para ESA. Todo golpe de una embarcación a una 

tortuga marina amenazada o en peligro sería considerado como una “captura” tanto para MMPA como para 

ESA. Aunque se sabe que un aumento en el tráfico marítimo aumenta el riesgo de colisión, la probabilidad 

de dicho riesgo no se puede cuantificar fácilmente. Basado en las medidas de mitigación propuestas por 

Aguirre LLC (por ejemplo, MMO certificados y la reducción de velocidad de las embarcaciones), y en base 

a nuestras recomendaciones adicionales enunciadas en la sección 4.5.3.3 que protegerían aún más la vida 

silvestre de las colisiones con embarcaciones y el tráfico durante la construcción, se anticipa que el impacto 

del tráfico de embarcaciones será de corto plazo y de importancia prácticamente nula para las ballenas y 

tortugas marinas y de corto plazo y de importancia menor para los manatíes. Se prevé que el impacto y los 

golpes de las embarcaciones durante la operación sean permanentes pero menores para las ballenas, 

manatíes y tortugas marinas.

Prueba hidrostática

Los procedimientos de pruebas hidrostáticas, el impacto general y las medidas de mitigación se 

describen en la sección 4.5.2.4. Se prevé que la toma de agua tenga un impacto insignificante sobre las 

especies protegidas jóvenes y adultas en el área del Proyecto, ya que todas son lo suficientemente grandes 

para evitar el arrastre y lo suficientemente móviles para evitar el área de toma. El impacto del arrastre y 

atrapamiento de larvas se aborda en la sección 4.5.4.3. El vertido se dirige a través de un tubo asegurado de 

casi 6 pies (2 m) por debajo de la superficie del agua de la bahía para minimizar la alteración de la 

superficie. Para reducir la velocidad del vertido y minimizar la resuspensión de sedimentos en el punto de 

vertido, se conectaría una cabeza difusora al tubo de vertido durante las operaciones de deshidratación. Se 

espera que la alteración de la cubierta bentónica y la resuspensión de sedimentos próximos al lugar de 

vertido tengan impactos menores a corto plazo sobre las especies protegidas.

Resuspensión de sedimentos

La información sobre el impacto general y la mitigación de la resuspensión de sedimentos se trata 

en la sección 4.5.2.4. Un aumento en la turbidez debido a la resuspensión de sedimentos por la instalación 

de los amarres propuestos y por la bajada de la canalizacióncon técnicas manuales,tiene el potencial de 

afectar adversamente a las especies protegidas. En particular, las especies de corales podrían verse sofocadas 

a medida que los sedimentos resuspendidos se asienten de nuevo en el fondo. Además, el aumento de la 

sedimentación podría tener impacto en las yerbas marinas que sirven como zona de alimentación para las 

tortugas marinas, mamíferos (incluido el manatí Antillano), peces y especies invertebradas que están bajo

protección. El impacto relacionado con la turbidez puede incluir reducciones en las tasas de crecimiento y 

de alimentación, la obstrucción de las estructuras respiratorias y/o la muerte. Aunque todas las especies de 

corales pueden verse afectadas por la sedimentación, las dos especies de corales enumeradas por la ESA (el 

coral cuerno de alce y el coral cuerno de ciervo) son particularmente susceptibles a la asfixia, lo que puede 

provocar un impacto localizado en niveles moderados. Otras especies, incluyendo peces de arrecifes, son 

móviles y, por lo tanto, capaces de evitar las zonas de sedimentos temporalmente suspendidos. En general, 

los aumentos en la turbidez serían temporales en duración y se localizarían en el ámbito, de modo que se 

espera que el impacto sobre las especies protegidas sea menor y a corto plazo, con excepción de las especies 

de corales, donde el impacto podría ser moderado. Sin embargo, los pilotes, potencialmente áreas donde se 

colocarán esteras de hormigón por encima del grado con el fondo marino natural, y la porción de tubería 

directamente propuesta para ser cubierta con concreto en el paso de Boca del Infierno también podría dar 

lugar a la sedimentación y turbidez persistente de socavación y la deposición de sedimentos, lo que reduce 

la penetración de la luz, las tasas de fotosíntesis y la productividad primaria de la zona. Las descargas de 

aguas procedentes de las transportadoras de GNL también podrían provocar la resuspensión de sedimentos 
4-124

en el Terminal Marítimo de GNL durante la operación. El aumento de la turbidez asociado con la erosión y 

las descargas de la transportadora GNL sería localizado dentro de su alcance, por lo que el impacto sobre las 

especies protegidas aunque permanente, no sería de importancia.

Ruido

El impacto general y la información de mitigación, así como los niveles de ruido actuales y los 

resultados del modelado en el área del Proyecto se discuten en la sección 4.5.3.3. Los impactos adicionales 

específicos a las especies se describen a continuación. Al tener implementadas las medidas de mitigación 

propuestas y las que recomendamos, se espera que el impacto sobre las ballenas y tortugas marinas en el 

entorno en alta mar sea de menor importancia. Estos animales tienen una gran movilidad y evitarían las 

zonas de ruido que les puedan causar molestias o daño. Se ha documentado que las ballenas jorobadas 

cambian sus rutas de migración para evitar fuentes de ruido antropogénico, lo que resulta potencialmente en 

un mayor gasto de energía en las ballenas o en un movimiento a un lugar donde son más vulnerables a los 

depredadores. Los cantos de las ballenas jorobadas podrían ser potencialmente enmascarados 

conduciéndolas a la alteración de la actividad de cría y su comportamiento. Las tortugas marinas pueden 

verse disuadidas de entrar en la Bahía de Jobos, debido a las actividades de construcción. Sin embargo, se 

espera que esto sea un impacto menor a corto plazo. Los manatíes dentro de la Bahía de Jobos pueden 

experimentar un impacto moderado a corto plazo, ya que no pueden ser capaces de escapar de los elevados 

niveles de ruido dentro de la bahía. Los Sirenios (manatíes y dugongos) parecen tener un rango 

relativamente estrecho de sensibilidad auditiva (aproximadamente 5 kilohertz a 30 kilohertz) en base a los 

datos disponibles limitados (Southall, 2005). La mayor parte de la energía acústica radiada desde grandes 

buques comerciales es inferior a 1 kHz; por lo tanto el mayor potencial para el enmascaramiento existe para 

los grupos de animales marinos que producen y reciben sonido en esta banda para las funciones biológicas, 

entre los que se encuentran principalmente los misticetos, los pinnípedos y los peces (Southall, 2005).

La importancia biológica de la audición en las tortugas marinas sigue siendo poco estudiada, pero es 

probable que utilizan el sonido para la navegación, para localizar presas, para evitar depredadores y para la 

conciencia ambiental general (Piniak, 2012). Las tortugas marinas no parecen utilizar sonidos para la 

comunicación (Piniak, 2012). Las tortugas marinas son capaces de detectar la mayor parte del sonido 

intenso y prevalente de baja frecuencia (50 a 2,000 hertz) en el océano, como los producidos por la 

exploración y extracción de petróleo y gas, el sonar naval de baja frecuencia, la hinca de pilotes y el 

transporte marítimo (Piniak, 2012). Existen pocos datos sobre las respuestas de comportamiento de las 

tortugas marinas al sonido antropogénico; sin embargo, varios estudios han examinado la respuesta de 

comportamiento de las tortugas marinas a las armas de aire comprimido sísmicas (McCauley y otros, 2000; 

Piniak, 2012). Las respuestas estudiadas incluyen un comportamiento de nado errático y en incremento 

tendiente a alejarse de las armas de aire y a aumentar el comportamiento de buceo descripto como 

“respuesta de sobresalto” (McCauely y otros, 2000; Piniak, 2012). Los estudios han demostrado que las 

tortugas marinas expuestas a explosiones submarinas asociadas con el retiro de estructuras de petróleo y gas 

terminaron muertas o lesionadas (Keevin and Hempen, 1997). Un estudio realizado por McCauley y otros 

(2000) determinó que un umbral de alteración del comportamiento de referencia para las tortugas marinas es 

de 166 dB.

La hinca de pilotes se produce en pequeñas escalas relativamente cortas espaciales y temporales 

(dependiendo de la actividad de la construcción) y produce sonidos de baja frecuencia de alta intensidad que 

pueden ser detectados por las tortugas marinas. Las principales fuentes de ruido durante las actividades de 

construcción son la hinca de pilotes donde se usa martilleo vibratorio y de impacto, además de los ruidos 

producidos por los motores de las embarcaciones. Las actividades de hinca de pilotes para el Proyecto 

pueden solaparse cuando las tortugas marinas se encuentran principalmente en las costas de Puerto Rico 

(agosto y febrero). La hinca de pilotes mar adentro es probable que no tenga un impacto en la alimentación 

o la reproducción de las tortugas marinas en las aguas cercanas a la costa de la Bahía de Jobos. Las tortugas 

marinas dentro de la Bahía de Jobos pueden sufrir un impacto adverso por la actividad a corto plazo, durante 
4-125

la actividad temporaria de la hinca de pilotes. El comportamiento de evitación se podía esperar que se 

produzca a distancias que van desde unos pocos metros a unos pocos cientos de metros del martillo 

neumático. La exposición al ruido durante la hinca de pilotes podría interrumpir la alimentación, el descanso 

u otras conductas, o podría causarle a la tortuga un cambio en su ruta de viaje. Las interrupciones podrían 

continuar durante el tiempo que continúe la hinca de pilotes, o hasta que la tortuga pueda nadar fuera de la 

zona de influencia. Los cambios a corto plazo en la actividad que reduce la cantidad de tiempo en la 

alimentación podrían representar desafíos a largo plazo mediante la reducción de adquisición de energía. 

Debido a la extensión limitada del área de los impactos, la corta duración de la actividad de la hinca de 

pilotes y la mitigación propuesta para reducir el ruido asociado a la construcción (es decir, de aceleración 

del proceso y, potencialmente, la instalación de la tecnología de cortina de burbujas durante la hinca de 

pilotes), se esperan impactos menores y de corto plazo en las tortugas marinas.

Todas las especies de tortugas marinas podrían estar expuestas al ruido de la embarcación utilizada 

en la construcción. Aunque los sonidos creados por los equipos de construcción y por los buques serían 

continuos durante la instalación de tuberías, las actividades progresarían lentamente a lo largo de la ruta 

mientras el gasoducto y la plataforma mar adentro estén en construcción. Por lo tanto, cualquier área estaría 

sujeta a los niveles máximos de ruido por sólo uno o dos días cada vez que las actividades de construcción 

pasen por esa zona. Es probable que las tortugas marinas sean capaces de oír el ruido de baja frecuencia bajo 

el agua emitido por las embarcaciones utilizadas para la construcción y posiblemente experimenten algunas 

molestias. Los impactos más probables serían los cambios de comportamiento a corto plazo tales como el 

buceo y la natación evasiva, actividades de interrupción, o la salida de la zona.

Se han propuesto varias medidas de mitigación para hacer frente a estos impactos a corto plazo 

sobre las tortugas marinas si se producen en el área del proyecto o cerca de ella durante las actividades de 

construcción. Las medidas de mitigación se describen en la sección 4.5.3.3, e incluyen el uso de un MMO 

en cada embarcación durante la construcción del proyecto y el establecimiento de una zona de exclusión y 

monitoreo, planes detallados de respuesta MMO, la creación de un plan detallado de la mitigación del ruido, 

el uso del procedimiento de aceleración durante las actividades relacionadas con la hinca de pilotes para 

proporcionar un mecanismo de alerta para la vida marina, así como también el uso potencial de cortinas de 

burbujas para reducir los ruidos asociados con las actividades mencionadas.

Las especies de aves protegidas en el área del proyecto o en zonas adyacentes pueden experimentar 

un impacto moderado a corto plazo, ya que pueden ser desplazadas temporalmente de las áreas con elevados 

niveles de ruido. Las temporadas de anidación del chorlito nevado y/o de la mariquita de Puerto de Rico 

pueden verse afectadas durante los meses de marzo a agosto si las actividades de construcción se llevan a 

cabo para entonces. Los pelícanos pardos anidan de forma irregular en la zona, con inicio por lo general a 

finales de otoño y se extiende hasta junio, tiempo durante el cual el ruido puede provocar que abandonen sus 

nidos. En la sección 4.5.3.3 recomendamos que Aguirre LLC proporcione información adicional 

relacionada con el impacto acústico en las aves y con las medidas de mitigación asociadas que 

implementaría.

Se espera que el impacto sobre mamíferos marinos protegidos, tortugas marinas y peces en el 

entorno marino como resultado de la operación del Proyecto sea permanente, pero de menor importancia. 

Estos animales tienen una gran movilidad y evitarían las zonas de ruido que les puedan causar molestias o 

daño.

Derrames accidentales de hidrocarburos

La información acerca del impacto general y la mitigación relativa a los derrames accidentales de 

hidrocarburos se detalla en la sección 4.5.2.4. Los derrames menores de hidrocarburos durante la 

construcción podrían causar un impacto adverso de menor a moderado a corto plazo sobre las especies 

protegidas. Se espera que los derrames accidentales de hidrocarburos que genere la operación de área del 
4-126

proyecto tengan un impacto adverso de menor a moderado en el corto plazo sobre las especies protegidas. 

Como se describe en el punto 4.3.3.3, a los contratistas de la construcción y al personal de operaciones 

portuarias se les requerirá que cumplan con todas las leyes y reglamentaciones relacionadas con el manejo 

de combustibles y lubricantes, y Aguirre LLC prepararía un plan de control y prevención de derrames 

específicos del sitio para la construcción y operación, con el fin de minimizar la posibilidad de un derrame 

accidental. En la sección 4.3.3.3 recomendamos que Aguirre LLC proporcione este plan para su revisión y 

aprobación antes de la construcción. Además, estamos recomendando en la sección 4.5.3.3 que Aguirre 

LLC proporcione un plan de respuesta que identifique medidas que implementaría si la vida silvestre, 

incluidas especies de la lista federal y aves migratorias, se viera afectada por un derrame inadvertido de

hidrocarburos. Con estas medidas, concluimos que el impacto en las especies propuestas y enumeradas en la 

ESA se reduciría al mínimo, en la medida de lo posible.

Alteración/pérdida del hábitat

La información general acerca del impacto de la modificación del hábitat y el área en acres 

correspondiente a recursos bentónicos utilizados por las especies protegidas (yerbas marinas, corales y 

macroalgas) se detalla en la sección 4.5.2.4. El impacto de la modificación/pérdida temporal del hábitat 

sobre las especies protegidas varía. Las aves en la parte terrestre del área del proyecto, así como los 

mamíferos marinos, tortugas marinas, aves y peces en la parte de alta mar del área del proyecto, 

probablemente se alejarían de las zonas de alteración a otros hábitats adyacentes similares. DLa destrucción 

temporaria de aproximadamente 22.6 acres (23.3 cuerdas) de yerbas marinas y 80.8 acres (83.1 cuerdas) de 

macroalgas sería una pérdida de zona de alimentación para manatíes, tortugas marinas, caballitos de mar, el 

carrucho y peces. Aguirre LLC ha desarrollado un anteproyecto de un Plan de Mitigación de Recursos 

Bentónicos para compensar los impactos sobre estos tipos de hábitat. EEstamos recomendando en la sección 

4.4.3 que Aguirre LLC presente un plan final antes de la construcción. Dado el alcance limitado del área del 

proyecto y las medidas de mitigación de Aguirre LLC, llegamos a la conclusión de que el impacto en el 

hábitat durante la construcción sería menor y de corto plazo para la mayoría de especies protegidas de peces, 

aves, mamíferos marinos y tortugas marinas.

La construcción podría dar lugar a un impacto moderado a corto plazo para el caballito de mar 

enano y otras especies de caballitos de mar, así como un impacto moderado y permanente para los corales 

protegidos. Los caballitos de mar tienen potencial de producirse en los hábitats de yerbas marinas en la 

Bahía de Jobos. La destrucción de las yerbas marinas podría resultar en la mortalidad directa de los 

caballitos de mar, ya que es poco probable que sean capaces de escapar. El impacto sobre las especies de 

corales protegidas podría ocurrir por alteraciones a la columna de agua y el fondo marino que se origina por 

un aumento de la sedimentación que podría causar impacto en las colonias cerca de las actividades de 

construcción. Además, las especies de corales dentro de la alineación de la tubería podrían verse afectadas 

durante la colocación de la tubería que ocasionaría un daño físico o la destrucción de la colonia. Se ha 

observado que las tasas de crecimiento de coral varían entre el 2% al 5% por año (Osborne et al., 2011). Por 

lo tanto, la recuperación puede ser del orden de años a décadas. La mitigación de yerbas marinas y arrecifes 

de coral se analiza en las secciones 4.4.3 y 4.5.2.4, respectivamente.

La pérdida de hábitat del arrecife de coral y yerbas marinas podría resultar en un impacto 

permanente sobre los manatíes protegidos, tortugas marinas, caballitos de mar, caracol reina y peces. NMFS 

ha expresado su grave preocupación por el posible impacto potencial de la tubería en el hábitat del arrecife 

de coral. La colocación directa del segmento de la tubería dentro del paso Boca del Infierno, con el uso de 

esteras de hormigón como se propone, podría dar lugar a un largo y complejo proceso de consulta. 

Recomendamos en la sección 4.5.2.4 que Aguirre LLC realice un análisis de viabilidad para la construcción

utilizando el método de construcción HDD bajo el paso Boca del Infierno, para aliviar las preocupaciones 

del NMFS y sustancialmente reducir el impacto en el hábitat del arrecife de coral. Si Aguirre LLC considera 

que el método de construcción HDD es factible, la aplicación de esta técnica de construcción como un 

método para evitar o minimizar los impactos probablemente aceleraría la consulta formal con NMFS. Sin 
4-127

embargo, si se determina que el HDD no es factible, recomendamos que Aguirre LLC construya una Ruta 

Alternativa 6, como una medida alternativa para reducir considerablemente los impactos en el hábitat de los 

arrecifes de coral y en las especies de la lista federal.

Enla sección 4.4.3, también recomendamos que Aguirre LLC incluya la mitigación de impactos 

asociados con la ubicación del Terminal Marítimo de GNL sobre las yerbas marinas para 2.9 acres (3.0 

cuerdas) y presente un plan final de mitigación de recursos bentónicos. Con estas medidas de mitigación 

aplicadas, llegamos a la conclusión de que la pérdida de los corales y hábitat de hierbas marinas como 

consecuencia del funcionamiento del Terminal Marítimo de GNL y de las tuberías se reduciría al mínimo, 

en la medida de lo posible. La presencia de la estructura permanente en alta mar podría ser un efecto 

beneficioso para los pelícanos marrones, ya que puede proporcionar un hábitat de anidamiento mientras 

viajan y se alimentan en las aguas costeras.

El hábitat costero de la Bahía de Jobos se vería alterada por la presencia de la tubería que podría 

actuar como un elemento de disuasión física que divide la bahía. Los experimentos de laboratorio indican 

que el caracol reina es capaz de deslizarse verticalmente, por lo que puede ser capaz de pasar por encima de 

una estructura como la tubería (Hesse, 1980). Sin embargo, el personal del DRNA señaló que la presencia 

de la tubería de agua entre Isla Culebra e Isla de Vieques ha demostrado ser un serio obstáculo para los 

movimientos del caracol reina (Lilyestrom, 2014). Por lo tanto, la tubería probablemente presentará una 

barrera para la migración del caracol reina, lo que representa un impacto permanente y moderado para la 

especie. Recomendamos en la sección 4.5.2.4 que Aguirre LLC evalúe el potencial para el uso de un HDD 

para evitar un impacto en el hábitat del arrecife de coral. Si tal HDD es viable, esto también reduce la 

longitud de la tubería expuesta y el posible impacto sobre el caracol reina.

Sombreado

El impacto general del sombreado sobre los recursos bentónicos (por ejemplo, corales y SAV) 

utilizados por las especies protegidas se analizan en la sección 4.5.2.4. DUna especie de coral protegida a 

nivel federal (coral en forma de pilar) fue identificada en el área del Terminal Marítimo de GNL durante . 

La encuesta bentónica. Se espera el impacto sobre estas especies y otras especies de corales en el parche 

arrecifal, las cuales están protegidas por las leyes de Puerto Rico. Además, una reducción temporal de la 

productividad de yerbas marinas debido a la sombra podría resultar en la pérdida de hábitat para los 

manatíes, tortugas marinas, el caballito de mar enano, los peces y el carrucho. Recomendamos en la sección

4.4.3 que Aguirre LLC finalice el Plan de Mitigación de recursos bentónicos en consulta con los organismos 

competentes. También recomendamos que Aguirre LLC rinda cuentas por los impactos en 2.9 acres (3.0 

cuerdas) de hierbas marinas debidas a sombras provocadas por el Terminal Marítimo de GNL, y presente un 

plan final de mitigación de recursos bentónicos.

Vertido de la pluma térmica - Terminal Marítimo de GNL

La información acerca del impacto general y la mitigación relacionada con el vertido de la pluma 

térmica del Terminal Marítimo de GNL se detalla en la sección 4.5.2.4. Las operaciones de vertido de la 

pluma térmica pueden tener un impacto menor en las especies de corales protegidas dentro de la zona del 

Terminal Marítimo de GNL. Se recibió un comentario en respuesta al borrador de la DIA indicando que los 

manatíes suelen moverse hacia las estructuras mar adentro donde el agua caliente es un subproducto; y, si 

los manatíes antillanos se sienten atraídos por la pluma térmica, pueden volverse dependientes de . La fuente 

y pueden quedar expuestos a colisiones con las embarcaciones. Sin embargo, el FWS formuló 

observaciones sobre el borrador de la DIA y afirmó que la tolerancia térmica a temperaturas máximas de los 

manatíes no ha sido estudiada y puede disuadirlos de usar zonas si las temperaturas son demasiado altas para 

ellos. Una descarga adicional durante el vertido de la pluma térmica puede resultar en efectos térmicos 

acumulativos que afecten posibles recursos de alimentación para el manatí que se encuentre en dicha zona. 

Ya que la pluma térmica del Proyecto se presentaría en el Terminal Marítimo de GNL en donde los 
4-128

manatíes son menos comunes, el FWS coincide en que los efectos de descarga térmicos sobre el manatí 

serían bajos. Se espera que el impacto sobre otras especies protegidas sea menor, ya que los organismos 

móviles serían capaces de salir de la zona de agua caliente.

Toma de agua de mar

Los usos operacionales y para construcción del agua de mar tienen el potencial de afectar 

negativamente las poblaciones de carrucho, del mero de Nassau, del mero gigante y a los corales protegidos 

mediante el arrastre de los estadios larvarios. El impacto del arrastre se analiza en la sección 4.5.4.3. Aguirre 

LLC está desarrollando actualmente y previo a las operaciones una encuesta inicial sobre las larvas de coral 

y un plan de monitoreo. El plan ayudaría a caracterizar mejor las larvas de coral en la propuesta de 

ubicación del Terminal Marítimo de GNL y comprender los impactos potenciales asociados con el uso del 

agua propuesto para la construcción y operación del Proyecto. Recomendamos en la sección 4.5.4.3 que, 

una vez que este estudio adicional sobre la línea de base se complete, Aguirre LLC desarrolle medidas de 

mitigación de los impactos del arrastre sobre las larvas de coral asociado con las operaciones del proyecto y 

el uso de agua necesarios para las actividades de construcción.

No se prevé que las tortugas marinas se vean afectadas por la toma de agua de mar. La velocidad de 

toma de agua (a través de pantalla) se mantiene por debajo de 0.5 pies (0.2 m/s) independientemente del 

tamaño de la embarcación. Las velocidades medidas de varias especies de crías de tortugas marinas son 

mayores que las velocidades promedio y máxima de admisión, por lo que las crías serían capaces de 

sobrellevar su nado. Las velocidades promedio de nado para crías de tortugas marinas son de 1.43 pies (0.44 

m/s) para las tortugas verdes, 1.17 pies (0.36 m/s) para las tortugas caguama, y 0.83 pies (0.25 m/s) para las 

tortugas laúd (Wyneken, 2001). Además, no se prevé crías dentro del área del proyecto, ya que no existen 

registros recientes de tortugas marinas que aniden en la zona. La playa de anidación más cercana conocida 

se encuentra a 20 millas (32 kilómetros) de la zona del Proyecto. Sólo las tortugas jóvenes y adultas es 

probable que se encuentren en la zona y éstas serían capaces de sobrellevar el nado superando la velocidad 

de toma de agua asociada al Proyecto.

Los impactos indirectos y adversos en las tortugas marinas relacionados con la toma de agua de mar 

estarían principalmente asociados con el choque o el arrastre de los organismos marinos. Se podría producir 

un impacto si los organismos quedan atrapados contra las rejillas de las tomas de agua de mar; el arrastre 

ocurriría si los pequeños organismos marinos se vieran envueltos en el sistema de admisión de agua de mar. 

Se supone que el índice de mortalidad de todos los organismos arrastrados sería de un 100 por ciento. El 

arrastre y la posterior mortalidad de estos pequeños organismos (es decir, ictioplancton) podría afectar

potencialmente a las tortugas jóvenes y a los neonatos de tortugas marinas que se alimentan de ellos. Sin 

embargo, como se señaló anteriormente, no se prevé la existencia de neonatos de tortugas marinas ya que no 

hay playas de anidación conocidas dentro del área del Proyecto. Teniendo en cuenta la disponibilidad global 

de alimentos en la zona, estos impactos probablemente serían inconmensurables, si se produjeran. 

Agentes anti-incrustantes

La información acerca del impacto general y la mitigación relativa a los agentes anti-incrustantes se 

detalla en la sección 4.5.2.4. LPara evitar la macrocontaminación de los sistemas de toma de agua en bruto 

de la FSRU, la FSRU utilizaría su ánodo MGPS de cobre y aluminio de a bordo. El MGPS liberaría, en 

promedio, 2 ppb de iones de cobre en el comienzo del sistema, que es por debajo de la clase de la JCA en el 

estándar de calidad de agua SB/SC, que es de 3.73 ppb para la descarga de cobre. Se espera que los niveles 

de cobre sean inferiores a 2 ppb en el lugar de descarga debido a los iones de cobre que recubren las paredes 

de la tubería FSRU. La descarga residual de cobre cumpliría con el estándar de calidad de agua según JCA 

Clase SB / SC y se espera que no afecte significativamente la calidad del agua, debido a las bajas 

concentraciones de descarga de cobre. Se espera que los impactos de la descarga de cobre asociada con los 

MGPS sobre las especies de fauna marina raras y en peligro sean insignificantes ya que los mamíferos 
4-129

marinos y las tortugas marinas pueden pasar a través del área de desembocadura y porque es poco probable 

que consuman organismos que bioacumularon iones cúpricos asociados con el área de desembocadura.

Erosión

El impacto general y la mitigación con respecto a la erosión se analizan en la sección 4.5.2.4. La 

erosión a lo largo de la tubería del paso Boca del Infierno, en pilotes, o potencialmente, donde se colocan las 

esteras de hormigón, podría contribuir a la pérdida de hábitat de los corales protegidos, los peces, el 

carrucho, caballitos de mar, tortugas marinas y manatíes que utilizan la Bahía de Jobos. En general, se prevé 

que el impacto de la erosión en las especies protegidas sea permanente, pero de menor importancia.

Iluminación

Los procedimientos de iluminación, el impacto general y las medidas de mitigación se describen en 

la sección 4.5.3.3. En general, el impacto sobre las especies protegidas sería menor, ya que estas especies 

pueden cambiar sus hábitos de alimentación en base a agregaciones inducidas artificialmente. Sin embargo, 

para las especies que utilizan luz de la luna en la época de desove, el impacto podría ser más notable. Hay 

evidencia de que el caracol reina, el mero de Nassau y muchas especies de corales utilizan la luna llena para 

medir el tiempo de desove. Si las especies no tienen éxito en la sincronización del desove, existe la 

posibilidad de que se produzca una fecundidad reducida y recombinación genética y la degradación final de 

la diversidad genética.

La luz artificial adicional también podría causar desorientación en las tortugas marinas de la zona, 

que utilizan señales de la luna para dirigir sus movimientos. Sin embargo, las tortugas marinas son más 

vulnerables a esos efectos cuando son crías. Debido a que no hay playas de anidación conocidas en las 

proximidades del área del Proyecto, es poco probable que ese efecto cause un impacto apreciable.

En general, con medidas de mitigación aplicadas, se espera que el efecto de la iluminación en las 

especies protegidas sea permanente pero de menor importancia, debido a la naturaleza altamente localizada 

del impacto. En la sección 4.5.3.3 recomendamos que Aguirre LLC desarrolle un plan de iluminación que 

identifique las medidas específicas que se llevarían a cabo para minimizar o evitar el impacto asociado con 

la iluminación nocturna.

4.6.3 Determinación de los efectos bajo el Acta de Especies en Peligro

La tabla 4.6.3-1 resume nuestras determinaciones de efectos para el Proyecto bajo la Sección 7 de la 

ESA. Estas determinaciones se basaron en las características de la especie, los requisitos de hábitat, los 

procedimientos de construcción y operativos propuestos, los métodos de mitigación propuestos por Aguirre 

LLC y nuestras recomendaciones. S. Una vez que la ruta final de la tubería se determine (ya sea un HDD 

bajo el paso de Boca del Infierno o la Ruta Alternativa 6), el BA se preparará y presentará a la FWS y 

NMFS. En ese momento, vamos a presentar una solicitud de consulta informal y formal para cumplir con la 

Sección 7 de la ESA. Esta consulta se dirigirá a los detalles específicos de cada especie, que no deben 

cambiar para la mayoría de las especies, independientemente del diseño final de la tubería o del trayecto. 

Por lo tanto, tenemos suficiente información para tomar decisiones de efectos finales en este EIS para la 

mayoría de las especies. La excepción es para los corales incluidos en la lista federal. Basándonos en la ruta 

de la tubería propuesta, se concluye que el proyecto probablemente afecte negativamente a los corales 

incluidos en la lista federal. Sin embargo, esta conclusión es conservadora; es decir, existe un potencial de 

que los efectos serían mucho menores sobre la base de nuestras recomendaciones relacionadas a la tubería 

del paso Boca del Infierno. 
4-130

TABLA 4.6.3-1

Determinación de los efectos para las especies enumeradas, propuestas y candidatas según el gobierno federal

Nombre común Nombre Científico Estado Federal a Determinación b

Mamíferos Marinos

Manatí antillano Trichechus manatus manatus E LAA

Ballena azul Balaenoptera musculus E NLAA

Rorcual común (ballena de aleta) Balaenoptera physalus E NLAA

Ballena jorobada Megaptera novaeangliae E NLAA

Rorcual norteño Balaenoptera borealis E NLAA

Cachalote Physeter macrocephalus E NLAA

Reptiles

Tortuga marina verde Chelonia mydas T, CH NLAA, NLAM

Tortuga marina carey Eretmochelys imbricate E, CH NLAA, NLAM

Tortuga marina laúd Dermochelys coriacea E, CH NLAA, NLAM

Tortuga marina Caguama Caretta caretta T NLAA

Aves

Mariquita de Puerto Rico Agelaius xanthomus E NLAA

Peces

Caballito de mar enano Hippocampus zosterae C NCTFL

Gran tiburón martillo Sphyrna mokarran C NCTFL

Mero de Nassau Epinephelus striatus PT NLAA

Tiburón martillo común Sphyrna lewini T NLAA

Invertebrados

Caracol reina Strombus gigas C NCTFL

Coral pilar estrella Orbicella annularis T LAA

Coral cuerno de alce Acropora palmata T, CH LAA, LAM

Coral de estrellas rocosas Orbicella faveolata T LAA

Coral en forma de pilar Dendrogyra cylindrus T LAA

Cactus coral Mycetophyllia ferox T LAA

Coral cuerno de ciervo Acropora cervicornis T, CH LAA, LAM

Coral estrella Orbicella franksi T LAA

____________________

a E = en peligro de extinción, T = amenazada, PE= propuesta para estado en peligro de extinción, PT = propuesta para estado 

de amenazada, CH = hábitat crítico, C = Candidato

b. LAA = es probable que sea afectado negativamente, NLAA = probablemente no afectado, NLAM = no es probable que se 

modifique adversamente,

NCTFL = no causaría una tendencia hacia la lista Federal, LAM = es probable que se modifique adversamente

4.7 USO DE LA TIERRA, RECREACIÓN Y RECURSOS VISUALES

Esta sección trata sobre los usos actuales de las zonas próximas al Proyecto y describe el impacto 

potencial del proyecto sobre el uso del suelo, la recreación, la pesca comercial, recursos visuales y las 

cuestiones conexas. El impacto en la pesca comercial también el evaluado en nuestro debate socioeconómico (ver sección 4.8.3). A los efectos de este borrador de la DIA, el uso del suelo se define por la 

forma en que los seres humanos utilizan el aire, la tierra o el agua.
4-131

4.7.1 Uso de la Tierra

El Terminal Marítimo de GNL se encontraría aproximadamente a 1 milla (1.6 km) al sur de la 

Bahía de Jobos en aguas del Municipio de Salinas. La tubería submarina podría pasar entre los Cayos de 

Barca y Cayos de Caribes y en aguas de la Municipalidad de Salinas y el Municipio de Guayama. La tubería 

se conectaría en tierra directamente en la planta existente de PREPA Aguirre ubicada en la comunidad de 

Central Aguirre, Municipio de Salinas. Las instalaciones en tierra incluirían una estación de metro, equipo 

de reducción de la presión, trampas de diablos, una oficina de construcción y un área de construcción en 

tierra. Las instalaciones en tierra serían enteramente dentro de la propiedad de la Planta Aguirre. La Tabla

4.7.1-1 resume el impacto previsto asociado a la construcción y operación (temporal y permanente) del 

Proyecto. La USCG propone establecer un radio de 500 yardas (457 m) centrado en el sitio del Terminal 

Marítimo de GNL.

TABLA 4.7.1-1

Resumen del impacto de la construcción y el funcionamiento propuestos asociado con el Proyecto de

Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Componente del Proyecto

Impactos temporarios durante la construcción

Impacto permanente durante 

el funcionamiento (acres 

[cuerdas])

Superficie del agua

(Acres [cuerdas])

Fondo marino a/ Mesetas

(Acres [cuerdas])

Terminal Marítimo de GNL 75.5 (77.7) 75.5 (77.7) 22.3 (22.9)

Tubería submarina de interconexión 48.9 (50.3) 17.8 (18.3) 0.6 (0.6) b

Áreas de construcción de barcazas para 

el tendido de las tuberías submarinas.

36.6 (37.7) 36.6 (37.7) 0.0

Área de descanso temporal y superficie 

de apoyoc

0.0 1.5 (1.5) 0.0

Zona de seguridad de la Guardia 

Costera de los EE. UU.

0.0 0.0 303.3 (312.3)

TOTAL 161.0 (165.7) 131.4 (135.2) 326.2 (335.8)

____________________

a

Incluye el impacto directo de las actividades mecánicas sobre el fondo marino (por ejemplo, pilotes e instalación de tuberías) 

y la sedimentación asociada. Los métodos de construcción propuestos para la tubería submarina de interconexión no 

incluyen el uso de anclajes de amarre o cables. Por lo tanto, no sería necesario espacio de trabajo temporal para el barrido 

de las cadenas de anclaje o cables de amarre. Las estimaciones para la construcción del Terminal Marítimo de GNL incluyen 

superficies de amarre y cadenas de anclaje.

b. Los impactos permanentes incluyen áreas donde el gasoducto estaría por encima del grado y / o cubierto de esteras de 

hormigón.

c Situado dentro de la propiedad de la Planta Aguirre.

La Bahía de Jobos y las áreas circundantes se utilizan para una variedad de actividades marinas, 

incluyendo la navegación de recreo, pesca recreativa y comercial, la investigación científica y otras 

actividades de ocio como buceo y observación de la fauna. La Bahía de Jobos y el mar abierto al sur de la 

bahía también son utilizados por los distintos barcos de transporte, incluyendo las barcazas que actualmente 

entregan el combustible a la Planta Aguirre. Otra actividad marítima en la región incluye:

 La planta termoeléctrica a carbón de AES Corporation Total Energy, que se encuentra 

aproximadamente a 4 millas (6.4 km) al este del área del proyecto. Recibe las entregas de 

carbón y piedra caliza aproximadamente una vez por semana. Exportaciones agregadas de 

manufacturas (por ejemplo, cenizas volantes) de la instalación de aproximadamente cinco 

veces a la semana.

 El Puerto de Ponce, que se encuentra aproximadamente a 26 millas (42 kilómetros) al oeste 

de la zona del proyecto. Puerto industrial grande con una variedad de tráfico marítimo.
4-132

 EcoEléctrica, ubicada aproximadamente a 35 millas (56 kilómetros) al oeste del área del 

proyecto. La única instalación de importación de GNL existente en Puerto Rico. Recibe un 

promedio de dos transportadoras de GNL al mes.

Como se muestra en la tabla 4.7.1-2, la mayoría del tráfico de embarcaciones dentro y alrededor de 

la bahía está asociada a la pesca comercial y recreativa. Los números de buques semanales que aparecen en 

la tabla 4.7.1-2 son estimados y pueden variar debido al clima u otros eventos no marinos.

TABLA 4.7.1-2

Tráfico estimado semanal de embarcaciones dentro y cerca de la Bahía de Jobos para el Proyecto del Terminal Marítimo de 

GNL de Aguirre

Tipo de embarcación Interior de la Bahía de Jobos Sur de la Bahía de Jobos 

Embarcaciones de pesca deportiva 50 a 75 75 a 100

Embarcaciones de pesca comercial 35 a 45 40 a 50

Embarcaciones de buceo 1 a 5 No disponible

Barcazas para transporte de combustible o 

embarcaciones marítimas

3 a 4 8 a 10

Embarcaciones a carbón AES 0 1

Buques de GNL para las instalaciones de GNL 

de EcoEléctrica

0 1 a 2

____________________

Fuente: Tetra Tech, 2013f

4.7.2 Reserva Natural de Investigación Estuarina de Bahía de Jobos

El JBNERR fue designado en 1981 e incluye partes de la Bahía de Jobos y la barrera de islas 

circundantes (cayos). El Sistema Nacional de Reservas de Estuarios fue creado por el CZMA para 

proporcionar una red de áreas protegidas establecidas para promover una gestión informada de los estuarios 

de la Nación y de los hábitats costeros. El JBNERR es la única reserva de estuario en Puerto Rico y todo el 

Caribe y es una de las dos reservas que representan la región biogeográfica de las Indias Occidentales. 

Situado en la costa sur de Puerto Rico, el JBNERR abarca aproximadamente 3,300 acres (3,398 cuerdas) de 

los ecosistemas costeros. Los hábitats dentro de los límites de la reserva incluyen bosques de manglares, 

salinas, zonas costeras, dunas de playa, praderas de yerbas marinas, lechos de algas y arrecifes de coral. 

Estos recursos costeros están rodeados por las comunidades locales de Las Mareas, Coqui y Aguirre en el 

Municipio de Salinas y las comunidades de Puerto de Jobos, Punta Pozuelo y Puente de Jobos en el 

Municipio de Guayama (DRNA, 2010).

El JBNERR es administrado por el DRNA y está parcialmente financiado por el NMFS. El DRNA 

mantiene un plan de gestión para el JBNERR, que se actualiza cada 5 años. El plan de gestión actual es 

válido hasta 2015 e identifica las metas del plan de gestión como: garantizar un entorno estable para la 

investigación; abordar los problemas de administración costera; mejorar el conocimiento público y la 

comprensión de las zonas de estuario; promover el uso de investigación federal, estatal, público y privado; y 

recoger y hacer disponible la información necesaria para una mejor comprensión y gestión de las zonas 

estuarinas (DRNA, 2010).

Promover usos múltiples dentro del JBNERR. El JBNERR se divide en tres clasificaciones del 

sector de gestión independientes: preservación, conservación y uso limitado (véase la figura 4.7.2-1). El 

sector de la conservación es la zona central de la JBNERR y las actividades dentro de ese sector se limitan a 

las actividades de investigación y seguimiento. El sector de conservación abarca áreas que requieren 

protección contra el uso inapropiado o excesivo. Los tipos de actividades dentro de ese sector se limitan a 

las actividades de bajo impacto, como la pesca con anzuelo y sedal, anclaje en las boyas de amarre y la 

recogida permitida de corales muertos. Las actividades no permitidas en el sector de conservación incluyen 

la pesca con redes, la extracción de corales o especies de peces relacionados y el anclaje sin boyas de 
4-133

amarre. El sector de uso limitado es una zona de amortiguamiento alrededor de los sectores de conservación 

y preservación y se destina principalmente para el acceso público. Las actividades dentro del sector de uso 

limitado son aquellas que no ponen en peligro o perturban el ecosistema natural de manera significativa. 

Como se muestra en la figura 4.7.2-1, la tubería submarina cruzaría partes del sector de la conservación. El 

trabajo con HDD en el paso de Boca del Infierno ocasionaría una porción más pequeña del sector de 

conservación afectada por la tubería. Los sectores de conservación y de uso limitado no serían cruzados por 

ninguna parte del proyecto.

Investigación Científica

Según el Coordinador de Investigación del DNER en el JBNERR, hay ocho proyectos de 

investigación en curso, tres programas de seguimiento y un proyecto de investigación y seguimiento 

propuesto en el JBNERR (Dieppa, 2013). Los proyectos de investigación y seguimiento en curso y 

propuestos se enumeran a continuación.

La investigación en curso incluye:

 Efectos de la contaminación por nutrientes en el funcionamiento de los manglares 

(Escuela Odum de Ecología de la Universidad de Georgia);

 Respuestas ecológicas y biogeoquímicas al enriquecimiento experimental de nutrientes 

en las franjas costeras y sistemas de manglares de cuencas (Universidad de Rhode 

Island);

 Monitoreo acústico pasivo en puertos de Puerto Rico (Universidad de Puerto Rico, 

Mayaguez);

 Comparación de la fauna de artrópodos entre manglares y bosques secos y campos 

agrícolas en el área de la Bahía de Jobos, Puerto Rico (Universidad del Turabo);

 Impacto a corto plazo de la restauración del mangle negro en la biodiversidad y la cría de 

aves a lo largo de la frontera norte del JBNERR (Michigan State University);

 Conectividad interhábitat de invernada de pájaros cantores de Nueva Inglaterra en la 

costa sur de Puerto Rico: Desarrollo de un nuevo paradigma ante el calentamiento global 

(Universidad del Turabo);

 Uso del hábitat de currucas amarillasy las interacciones entre los individuos migratorios y 

residenciales (Universidad del Turabo); y

 La influencia de la composición del hábitat y la disponibilidad de alimentos en la 

abundancia de aves migratorias y residentes y la diversidad en el bosque subtropical seco 

del sureste de Puerto Rico (Universidad del Turabo).
4-134
4-135

Los programas de control incluyen:

 Programa de monitoreo general de sistemas de calidad del agua en Four Stations dentro 

de la Bahía de Jobos y Monitoreo meteorológico, realizados por el JBNERR;

 Monitoreo del nivel de agua del acuífero en varios pozos, realizado por el JBNERR, 

Servicio de Investigación Agrícola; y

 Dar cuenta de las mejores prácticas de manejo agrícola a través del monitoreo de la 

escorrentía agrícola en el estuario durante las lluvias intensas, realizadas por el JBNERR 

en colaboración con el Servicio de Investigación Agrícola del Departamento de 

Agricultura de los EE. UU.

La investigación y el seguimiento propuesto incluyen:

 Programa de Sitios Centinela de JBNERR para establecer una serie de estaciones de 

monitoreo y transectos para estudiar los efectos del cambio climático/los cambios en el 

nivel del mar en las comunidades de SAV y de manglares.

4.7.3 Programa de gestión de la zona costera

El CZMP (Programa de gestión de la zona costera, por sus siglas en inglés) de Puerto Rico está 

autorizado por la CZMA (Ley sobre la gestión de la zona costera, por sus siglas en inglés) y es administrado 

a nivel federal por la División de Programas Costeros de la Oficina para la gestión de recursos oceánicos y 

costeros del NOAA. Las disposiciones de consistencia de la CZMA requieren acciones de la agencia federal 

para ser coherentes con el CZMP de cada estado aprobado a nivel federal. Puerto Rico aprobó su CZMP en 

1978 como parte de su Plan de Uso de la Tierra. El CZMP es administrado por el DRNA y los desarrollos 

dentro de la zona costera requieren una revisión por parte de la JP (Junta de Planificación de Puerto Rico) 

para garantizar la coherencia dentro del marco de la CZMA federal. Los objetivos del CZMP son desarrollar 

una guía para el desarrollo público y privado en la zona costera; realizar una gestión activa de los recursos 

costeros; y fomentar la investigación científica, la educación y la participación pública como un medio de 

promover el desarrollo sostenible de la zona costera y de los recursos costeros de Puerto Rico. Los estados 

(incluyendo el Estado Libre Asociado de Puerto Rico) con CZMP aprobados por el gobierno federal tienen 

la responsabilidad de revisar las acciones y actividades de las agencias federales para asegurar que sean 

compatibles con los objetivos y las políticas del programa del estado. Los solicitantes de permisos federales 

en las zonas costeras deben proveer a la agencia federal una certificación de consistencia por parte del 

Estado, que demuestre que un proyecto propuesto es consistente con el CZMP del estado.

La zona costera de Puerto Rico en general se extiende por 0.6 millas (1.0 kilómetros) tierra adentro, 

pero su extensión es mayor en algunas áreas para incluir ecosistemas clave a lo largo de la costa (DRNA, 

2008). La zona costera se divide en ocho sectores costeros basados en las características socio-económicas, 

ecológicas, geológicas y topográficas. El Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre está dentro 

del Sector de Manejo Costero del Sur, que se extiende desde el Río Grande en Patillas hasta el Río Tallaboa 

en Peñuelas (DRNA, 2008). Dentro de este sector de la zona costera, se designa a la JBNERR como un 

Área de Planificación Especial (SPA, por sus siglas en inglés).

Las SPA se definen como "importantes áreas de recursos costeros sometidas a conflictos de uso 

actuales o futuros y, por tanto, requieren una planificación detallada" (DRNA, 2010). Las SPA hacen 

hincapié en un enfoque basado en el consenso entre todas las agencias locales, del estado libre asociado y 
4-136

federales en lo relativo a la futura política de desarrollo. El Proyecto, que incluye el Terminal Marítimo de 

GNL y la tubería submarina, se encontraría dentro de la SPA designada en la Bahía de Jobos. Debido a que 

la SPA de la Bahía de Jobos se extiende desde el Río Guamaní en Guayama hasta la Playa de Salinas y en el 

interior hasta la carretera PR-53, lo cual es todo parte de la Zona Costera de Puerto Rico, una cantidad 

considerable de agencias gubernamentales participan en el grupo de trabajo de SPA, incluyendo el COE, la 

EPA, el FWS, la JCA, la JP, la Autoridad de Tierras de Puerto Rico y el DRNA, entre otros. Los 

participantes en el proceso SPA crean convenios de planificación que surgen del consenso y que están 

legitimados a través de un Memorando de Entendimiento jurídicamente vinculante (DRNA, 2010).

Aguirre LLC declaró que planea completar una evaluación de la consistencia de las zonas costeras 

con la JP para determinar la consistencia del Proyecto con las políticas del CZMP. El COE requiere una 

certificación de concurrencia con el CZMP de la JP antes de expedir un permiso. Para asegurarse de que 

Aguirre LLC reciba su determinación de consistencia con el CZMP, recomendamos lo siguiente:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC debe presentar ante la Secretaría una copia de la 

determinación de la coherencia con el CZMP emitido por la JP.

4.7.4 Actividades recreativas

Puerto Rico ofrece muchos tipos de oportunidades recreativas costeras para el público. Las 

actividades recreativas marinas y en tierra están disponibles todo el año en la Bahía de Jobos y sus 

alrededores. Las actividades recreativas costeras incluyen la navegación recreativa, la pesca recreativa, la 

observación de la fauna, el paseo en kayak, el buceo, el golf y la natación/ tomar sol en las playas. LUna 

muestra de las instalaciones recreativas que están disponibles en los municipios de Salinas y Guayama, o en 

sus alrededores, se resume en la tabla 4.7.4-1 y se ilustra en la figura 4.7.4-1. Es probable que puedan existir 

instalaciones recreativas adicionales, que no se muestren en esta tabla o figura, dentro del área del Proyecto.

Navegación recreativa

La navegación recreativa en la Bahía de Jobos y el área del Proyecto se lleva a cabo durante todo el 

año e incluye lanchas, kayaks, canoas y otras embarcaciones. El uso de motos acuáticas o embarcaciones 

personales similares está prohibido en todas las áreas de la JBNERR (DRNA, 2010). El anclaje y atraque en 

áreas alrededor de las islas de la barrera y dentro de la Bahía de Jobos se limita a 3 horas. El DRNA tiene 

previsto designar instalaciones de atraque para el uso público de la Bahía de Jobos de tal manera que no 

ponga en peligro o perturbe el ecosistema natural de manera significativa.

Una serie de instalaciones para embarcaciones se encuentran cerca de la Bahía de Jobos, 

incluyendo, entre otros, puertos deportivos públicos y privados, muelles públicos y lanchas, clubes de pesca, 

y taxis acuáticos. Las instalaciones para embarcaciones más grandes de la zona son el Puerto Deportivo de 

Salinas y el Club Náutico de Guayama. El Puerto Deportivo de Salinas está al oeste del área del proyecto 

(consulte la figura 4.7.4-1) y tiene capacidad para alojar a 103 embarcaciones (Enciclopedia Puerto Rico, 

2010). El Club Náutico de Guayama está al este del área del proyecto (consulte la figura 4.7.4-1) y tiene 

capacidad para alojar a 200 buques, incluyendo atracaderos y el almacenamiento en seco (Enciclopedia Rico 

Puerto, 2010). De acuerdo con la opinión pública y los comentarios realizados por los residentes de Salinas 

y Guayama, el número real de embarcaciones de recreación dentro y cerca de la Bahía de Jobos en una base 

diaria es mucho mayor que la capacidad de los barcos que se almacenan en los puertos deportivos privados 

en el área del Proyecto, especialmente los fines de semana y días festivos.
4-137

TABLA 4.7.4-1

Instalaciones y actividades recreativas en las proximidades del Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Instalación

Cantidad 

aproximada de 

visitantes

(por mes) Actividades Acceso público

Centro de visitantes y 

JBNERR 

140 Los usos recreativos permitidos varían entre 

los sectores de preservación, conservación y 

uso limitado. El Centro de visitantes de 

JBNERR es una instalación pública que tiene 

una pequeña biblioteca, fotos históricas y una 

exposición interactiva.

El centro de visitantes está 

abierto de lunes a viernes. Los 

visitantes más frecuentes son 

los grupos de estudiantes y 

grupos comunitarios.

Club de Golf Central 

Aguirre

280 El campo cuenta con nueve hoyos, se 

construyó en 1928 y es el campo de golf más 

antiguo de Puerto Rico. El campo de golf está 

administrado por el municipio.

Hay que pagar una tarifa para 

jugar en el campo público. Está 

abierto todos los días excepto 

los lunes.

Playa de Punta Pozuelo 160 Esta playa cuenta con miradores y es un lugar 

popular donde se toma sol y se practica 

kitesurf.

Acceso y estacionamiento 

disponible.

Sendero para Kayak 20 Un sendero de kayak con 11 carteles 

explicativos será restablecido en el Mar Negro 

con acceso a tierra a través de la comunidad 

de Las Mareas. Las excursiones en kayak han 

sido coordinadas por el Sierra Club. En la 

actualidad, el DRNA ha negado los permisos 

para los paseos en kayak.

Los kayaks de alquiler están 

disponibles en la organización 

de la comunidad.

La Paseadora 600 Empresa turística que ofrece excursiones de 

buceo, un viaje alrededor de la Bahía de Jobos 

y un viaje a Cayo Ratones (también conocido 

como Cayo Matías) para pasar un día de 

playa.

Los viajes se ofrecen los fines 

de semana y feriados.

Escuela Kite Crew de 

Guayama y Tropical 

Kiteboarding

7 Las clases de kitesurf de la Playa Punta 

Pozuelo. Aquellas personas que practican 

kitesurf usan el área cercana al canal de Playa 

Pozuelo, Cayos Caribes, Cayos de Barca y 

Boca del Infierno.

Se requiere el pago 

de una tarifa para tomar clases.

Aqua Adventure 50 Aqua Adventure cuenta con instalaciones en 

Guanica, San Juan, y Salinas y ofrece buceo, 

snorkel y excursiones en crucero.

Ofrece una serie de opciones 

por el pago de una tarifa.

Club Náutico deGuayama No aplicable Puerto deportivo privado en Pozuelo en la 

Bahía de Jobos. El Club Náutico tiene una 

capacidad total para 200 barcos a con espacio 

para embarcaciones, en el agua (hasta 45 

embarcaciones) y en el dique secob.

Privado.

Puerto Deportivo de 

Salinas

No aplicable El puerto deportivo tiene capacidad para 

embarcaciones de recreación y ofrece una 

rampa pública para botes. Tiene capacidad 

para 103 embarcaciones. bLa rampa para 

botes atiende de 6 a 10 botes por día los fines 

de semana c

Rampa pública para botes.

____________________

a

Fuente: Pales, 2012

b

Fuente: Enciclopedia de Puerto Rico, 2010

c

Fuente: Ortiz et al., 2012
4-138
4-139

Hay rampas para botes públicos disponibles en Playita de Salinas, Puerto de Jobos y en tres 

localidades de Punta Pozuelo en Guayama (ver Figura 4.7.4-1). Las rampas privadas para botes también se 

encuentran en una serie de residencias cerca del área del Proyecto. Los botes públicos y privados que entran 

al agua desde las rampas para botes cerca de la Bahía de Jobos al este del área del Proyecto probablemente 

crucen la ruta de la tubería propuesta con el fin de salir o entrar en la Bahía de Jobos.

Un sendero de kayak se encuentra dentro de una parte de los sectores de uso limitado y 

conservación de la JBNERR. El DRNA tiene previsto modificar el trazado y restaurar el sendero de kayak 

existente por razones de seguridad pública y de protección, aunque no se haya fijado fecha para la

restauración del sendero (DRNA, 2010). La organización no gubernamental Comunidad Las Mareas 

recientemente formada tiene previsto ofrecer alquileres de kayak y ayudar en la restauración del sendero de 

kayak. El sendero de kayak no ha recibido permiso para funcionar del DRNA a partir de junio de 2014.

Pesca recreativa

Aproximadamente 120 mil habitantes y entre 20,000 y 40,000 no residentes participan en la pesca 

recreativa marina cada año dentro de Puerto Rico. Una variedad de métodos de pesca son utilizados, 

incluyendo la pesca con línea de mano, caña y carrete estándar, pesca con mosca, pesca en kayak, arrastre 

de bote y buceo de superficie (Sea Grant Puerto Rico, 2012). Los pescadores recreativos se orientan a una 

gran variedad de especies, incluyendo, entre otros, grupos de especies tales como barracudas, peces 

cartilaginosos (por ejemplo, tiburones y rayas), delfines, tambores, anguilas, lenguados, roncos, arenques, 

carángidos, salmonetes, besugos, peces globo, mar bajos, pargos, peces ballesta, atunes y verdeles y 

budiones. La pesca en el área del Proyecto se analiza en la sección 4.5.5.3. El Club Náutico de Guayama 

lleva a cabo dos torneos de pesca deportiva cada año: El tornero El Dorado (mahi mahi) en marzo y el 

torneo de Wahoo en noviembre. En los torneos suelen participar entre 50 y 100 embarcaciones (Pales, 

2012).

La pesca de cualquier tipo es ilegal en el sector de la conservación de la JBNERR. Sin embargo, se 

permite la pesca con gancho y línea dentro de los sectores de conservación y de uso limitado (DRNA, 

2010). Se promueve la pesca sin muerte y la liberación de individuos pequeños o inmaduros por parte del 

DRNA. El personal de JBNERR suele detectar pesca ilegal con redes y nasas en la JBNERR (DRNA, 

2010).

Otras actividades marino-dependientes

Las zonas costeras de los municipios de Salinas y Guayama se utilizan durante todo el año para la 

natación, el buceo, el snorkel y otros deportes acuáticos como el kayak y el kitesurf. Las playas de baño se 

encuentran en la playa pública Punta Pozuelo y otras zonas de baño privadas cerca de Cayos de Barca y 

Cayos Caribes (consulte la figura 4.7.4-1). La playa Punta Pozuelo se utiliza regularmente para nadar y 

también es utilizada por la Escuela Kite Crew de Guayama y Tropical Kiteboarding. Las actividades de 

kitesurf tienen lugar desde Cayos de Barca hasta un área al este de la playa Punta Pozuelo (Escuela de 

Kitesurf de Guayama, 2013). En mayo de 2012 y de 2013, la Federación de Kitesurf de Puerto Rico 

patrocinó un torneo de kitesurf en Punta Pozuelo, que se prevé que se lleve a cabo en forma anual.

Las excursiones de buceo y snorkel se llevan a cabo alrededor de los arrecifes de coral cerca de la 

Bahía de Jobos. Los arrecifes lineales están presentes a lo largo de los lados que dan al interior y al mar de 

Cayos de Barca y Cayos Caribes, que son típicos de los arrecifes del Caribe (Field et al., 2003). Aqua 

Adventures, que funciona desde Salinas, ofrece excursiones de buceo y snorkel en la isla Caja de Muertos 

(ubicada aproximadamente a 18 millas [29 km] al oeste del área del Proyecto) y tenía previsto ofrecer 
4-140

excursiones de buceo y snorkel en los arrecifes dentro de la Bahía de Jobos a partir del verano de 2013. Sin 

embargo, a partir de junio de 2014, Aqua Adventures y otros proveedores comerciales de equipos de buceo 

y snorkel no han ofrecido excursiones regulares de buceo y snorkel dentro de la Bahía de Jobos.

Además de la natación y el buceo, los visitantes de la JBNERR comúnmente participan en el 

avistamiento de la fauna. Sin embargo, se desconoce cuántos de los cerca de 140 visitantes mensuales 

vienen específicamente para el avistamiento de vida silvestre. Cerca del área del Proyecto, Cayos Caribes 

tiene un sendero marcado para caminar, una torre de avistamiento y un pequeño muelle que se utiliza a 

menudo para el avistamiento de la vida silvestre.

4.7.5 Pesca comercial

Las pesqueras comerciales en Puerto Rico son generalmente de pequeña escala y son 

predominantemente privadas con baja inversión de capital. Actualmente, hay aproximadamente entre 800 y 

1,000 pesqueras comerciales con licencia en toda la isla. Sin embargo, de acuerdo con la opinión pública y 

los comentarios realizados por los residentes de Salinas y Guayama, la obtención de una licencia de pesca 

comercial del DRNA es difícil y por lo tanto hay muchos pescadores comerciales sin licencia. La pesca 

comercial licenciada y sin licencia en Guayama y Salinas consta de la pesca con multi-aparejos para una 

variedad de especies, tanto cerca de la costa como en alta mar. La ubicación (es decir, cerca de la costa o en 

alta mar) de las actividades pesqueras y de las especies objetivo depende de la temporada y del clima; sin 

embargo, los residentes locales comentaron que se pesca en todas las áreas en la Bahía de Jobos y sus 

alrededores. Muchos pescadores comerciales de Guayama y Salinas utilizan botes caseros con motores fuera 

de borda, llamados yolas, que suelen tener una longitud de entre 10 y 25 pies (entre 3 y 8 m) (GarcíaQuijano, 2009).

El Laboratorio de Investigación de Pesqueras de la DRNA reconoce un total de 88 centros de pesca 

en 42 municipios costeros de todo Puerto Rico, incluyendo las islas de Vieques y Culebra (DRNA, 2007). 

Seis de estos centros se encuentran a 5 millas (8 km) del área del Proyecto, incluyendo la Playa, Playita, Las 

Mareas, y pueblos pesqueros de Aguirre en Salinas y Puerto de Jobos, y pueblos pesqueros de Punta 

Pozuelo en Guayama (consulte la figura 4.7.5-1 ). La pesca recreativa y de subsistencia también se lleva a 

cabo en estas áreas.

De acuerdo con una entrevista realizada a Miguel Ortiz, Presidente de Punta Pozuelo Fisherman 

Village, los pescadores se encuentran diseminados por la Bahía de Jobos. Sin embargo, Punta Pozuelo 

Fisherman Village es la única cooperativa de pesca comercial certificada en la bahía (Ortiz y otros, 2012). 

Punta Pozuelo Fisherman Village consta de 19 personas que pescan cerca de las islas de la barrera utilizando 

líneas manuales, cañas, líneas largas, y vara y líneas. Estos pescadores pescan una variedad de especies 

cerca de las islas de la barrera, incluyendo meros, pargos, mojarras, roncos, corvinas, lisas blancas, peces 

delfín, y peces peto, dependiendo del clima y la temporada. 
4-141
4-142

4.7.6 Recursos visuales

El Proyecto se ubicaría aproximadamente a 1 milla (1.6 km) fuera de la Bahía de Jobos y 

aproximadamente a 3 millas (4.8 km) de la costa continental. El área del Proyecto tiene el océano hacia el 

sur y está enmarcado por múltiples islas y tierra firme de Puerto Rico al norte. El paisaje continental consta 

de las comunidades de uso mixto en el mar, las tierras agrícolas y los espacios abiertos. Varias playas 

privadas, rampas públicas para botes, la JBNERR y otras áreas recreativas se encuentran a lo largo de la 

costa donde los residentes y los turistas vienen a recrearse y a disfrutar de las vistas de la Bahía de Jobos y el 

océano. También hay puertos deportivos y zonas comerciales, incluyendo la Planta Aguirre. El paisaje a lo 

largo de la costa inmediata consta de islas cayo y áreas de tierra firme con bosques de manglares y playas, 

mientras que el área que rodea la Bahía de Jobos es parte del bosque seco subtropical plano de la costa con 

hábitats boscosos y matorrales (DRNA, 2010). La topografía varía desde amplias playas planas a lo largo de 

la costa inmediata y aumenta su altura hacia el interior. Las vistas desde las comunidades costeras muestran 

la barrera de islas y puntos de vista relativamente despejados al océano y el horizonte.

4.7.7 Impacto general y mitigación

La construcción de las instalaciones del Proyecto requerirá el uso de una variedad de 

embarcaciones, incluyendo barcazas para la colocación de tuberías submarinas, embarcaciones de apoyo 

para el buceo, remolcadores de apoyo, botes de la tripulación, barcazas para el transporte de tuberías y 

remolcadores de barcazas de acarreo de tuberías. La presencia de estas embarcaciones representaría un 

aumento en los niveles actuales de tráfico marítimo de grandes embarcaciones en la bahía, que 

habitualmente está limitado a pequeñas embarcaciones de pesca comercial y recreación. Las barcazas de 

envío de combustible a la Planta Aguirre utilizan el canal de navegación para barcos de dragado al oeste del 

Proyecto y probablemente no se verán afectadas por las actividades de construcción. Aguirre LLC 

coordinará con los operadores de embarcaciones de suministro de combustible para proporcionar acceso 

ininterrumpido a la Planta Aguirre. El tráfico marítimo de envío restante mencionado anteriormente se 

encuentra fuera de la Bahía de Jobos y probablemente no se vea afectado por la construcción de la 

plataforma de atraque en alta mar debido al mar abierto disponible al sur.

La construcción de la tubería perturbaría aproximadamente 14 acres (14.4 cuerdas) del sector de la 

conservación JBNERR, de los cuales 0.2 acres (0.2 cuerdas) estarían permanentemente impactados en el . 

Suelo marino. Si un HDD ubicado debajo del paso de Boca del Infierno fuera utilizado (consulte la 

recomendación en la sección 3.6), el espacio de trabajo necesario para la construcción en el sector de la 

conservación sería mayor. Sin embargo, el método de construcción de HDD reduciría la cantidad de tubería 

que se encuentra en el fondo marino y, por lo tanto, reduciría la huella permanente en el sector de 

conservación. En función del impacto limitado en esta área y una revisión del plan de gestión para la 

Reserva (DRNA, 2010), no anticipamos ningún impacto significativo en el uso o la gestión de la JBNERR, 

independientemente de si la tubería en esta área se coloca en forma directa o por HDD. E

Las actividades de construcción podrían interferir con la navegación y pesca recreativas en la zona 

debido al aumento del tráfico de embarcaciones en la Bahía de Jobos y sus alrededores. Las actividades de 

construcción también pueden interferir con algunos sitios de pesca comercial y las embarcaciones en 

tránsito hacia sitios de pesca, debido a la exclusión de las obras de construcción activas. Sin embargo, sólo 

se producirían restricciones a la navegación durante la construcción en lo que respecta al equipo de 

construcción, lo que sería de una corta duración en cualquiera de las áreas, ya que las actividades de 

construcción se realizan en el área de la Bahía de Jobos. Se prevé que los operadores de embarcaciones 

comerciales y recreativas tendrían la capacidad de navegar de manera segura y evitar las actividades de 
4-143

construcción. El impacto temporario del Proyecto es de 129.9 acres (133.7 Cuerdas), que es relativamente 

pequeño en comparación con la superficie total de la Bahía de Jobos y las zonas de mar abierto que se 

utilizan como zonas de pesca. Como se señaló anteriormente, todas las áreas en la Bahía de Jobos y sus

alrededores se utilizan para la pesca; por lo tanto, hay áreas abundantes para pescar cerca de la zona del 

proyecto que no serían restringidas durante la construcción u operación del Proyecto. Para asegurar que los 

impactos de la construcción en la navegación y en la pesca sean reducidos al mínimo durante la 

construcción, recomendamos que:

 Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar ante el Secretario un Plan de 

Acceso a la construcción que aclare todas las áreas que va a restringir a los usuarios 

marinos, que aclare además la duración de todas las restricciones y que identifique los 

métodos de comunicación de las restricciones para el público general.

Basándonos en la limitada presencia de las actividades de construcción propuestas y en la 

disponibilidad de zonas de pesca adyacentes, así como también en nuestra recomendación, se concluye que 

la construcción y operación del Proyecto no es probable que cause un impacto significativo en la navegación 

y pesca en la zona.

El Comité Diálogo Ambiental comentó que la pesca de subsistencia se lleva a cabo en el área del 

Proyecto. CSin embargo, como se mencionó anteriormente, las actividades de construcción sólo limitarían

la pesca cerca del equipo construcción y hay otras zonas de pesca conocidas fuera de la zona del proyecto

que no tendrían acceso limitado durante la construcción u operación del Proyecto. Dado el alcance limitado 

del proyecto y la huella operativa y de construcción relativamente pequeña de la tubería en la Bahía de 

Jobos y sus alrededores, anticipamos que los efectos para los pescadores serían menores y a corto plazo. El 

Comité Diálogo Ambiental también comentó que está preocupado de que la construcción del proyecto 

pueda tener efectos a largo plazo sobre los pescadores de la zona debido a la destrucción del hábitat. Se 

discuten los impactos potenciales sobre los recursos pesqueros en el área del Proyecto en la sección 4.5.5.4.

La operación del Proyecto tendría impactos directos menores sobre la navegación, la pesca y otros 

usos del mar en la zona de la Bahía de Jobos, así como alrededor de la FSRU y las transportadoras de GNL. 

El análisis LOR USCG (apéndice B, sección 1) aconseja la publicación de la zona de tuberías submarinas en 

gráficos de navegación de NOAA (Administración Nacional Oceánica y Atmosférica) para informar a los 

navegantes acerca de la tubería sumergida y establecerla como un riesgo para el anclaje, así como también 

un riesgo con las embarcaciones de gran calado. Sin embargo, gran parte de la Bahía de Jobos son aguas 

poco profundas de menos de 20 pies (6 m) de profundidad, lo que limita la navegación de buques de gran 

calado. El gasoducto sería enterrado al menos a 3 pies (0.9 m) de la superficie del suelo en zonas con una 

profundidad de agua de menos de 12 pies (3.6 m) y enterrado al ras lo largo de la mayor parte del resto de la 

ruta (ver sección 2.3.4). Los viajes en barco sobre la tubería no estarían restringidos durante la operación del 

proyecto. Por lo tanto, se cree que la tubería no tendrá un impacto significativo para el funcionamiento de 

los buques en la Bahía de Jobos.

Además, el análisis LOR USCG recomienda la colocación de una zona de seguridad de 500 yardas 

(457 m) alrededor de la plataforma y una zona de seguridad móvil de 100 yardas (92 m) para las 

transportadoras de GNL al aproximarse y . Alejarse del Terminal Marítimo de GNL. El acercamiento de las 

transportadoras de GNL al Terminal Marítimo de GNL se coordinaría con la USCG. La zona de seguridad

se analiza con más detalle en la sección 4.11. Las embarcaciones recreativas y comerciales no serían 

capaces de entrar en la zona de seguridad sin permiso del COTP. Aunque esta zona de seguridad

esencialmente impediría la navegación, la pesca y otros usos marinos dentro de las 500 yardas (457 m) del 
4-144

Terminal Marítimo de GNL y de las 100 yardas (92 m) de la transportadora de GNL móvil, no esperamos 

un impacto significativo en usos recreativos, comerciales o de subsistencia en el área más grande que rodea 

la Bahía de Jobos. Del mismo modo, se prevé que el impacto sobre la recreación costera, como el 

senderismo o tomar el sol y otras actividades en tierra, sean mínimos.

Aguirre LLC llevó a cabo una evaluación visual de tres localidades próximas al área del Proyecto, 

incluyendo la autopista 53 en Guayama (6 millas [10 km] al noreste), la entrada al Puerto Deportivo de 

Salinas (4.5 millas [7.2 km] al noroeste) y una torre de vigilancia en Cayoes Caribes (1.5 millas [2.4 km] al 

noreste. Consulte la figura 4.7.7-1). Las figuras 4.7.7-2 a 4.7.7-4 muestran las vistas existentes y simuladas 

del área del Proyecto desde dichas localidades, tal lo dispuesto por Aguirre LLC.

Tal como se muestra en las figuras 4.7.7-2 y 4.7.7-4, la FSRU es evidente desde el punto más alto

de la carretera y domina la vista desde la torre de vigilancia de Cayos Caribe. La presencia de la FSRU 

afectaría visualmente el avistamiento de la fauna desde la torre de vigilancia de Cayos Caribe y otros lugares 

dentro de la JBNERR que tienen vistas al océano. Tal como se muestra en la figura 4.7.7-4, la FSRU roja 

contrasta con el paisaje azul y verde que rodea el área del Proyecto. La FSRU es menos evidente desde la 

Marina de Salinas, debido a que las islas de la barrera obstruyen parcialmente la línea de visión. Las vistas 

de la Bahía de Jobos y el océano al sur de la Bahía de Jobos incluyen botes de pesca comercial y recreativa 

cotidiana y, en ocasiones, incluyen embarcaciones de GNL u otras barcazas de alta mar.

El impacto visual en el área del Proyecto desde barcazas de combustible disminuiría después de la 

construcción del Proyecto. Actualmente, entre 8 y 10 barcazas de combustible o de alta mar pasan al sur de 

la Bahía de Jobos por semana y entre 3 y 4 barcazas de combustible entran a la Bahía de Jobos por semana. 

Durante el funcionamiento del Proyecto, se prevé que la frecuencia de tráfico de barcazas de combustible 

dentro de la Bahía de Jobos disminuirá a una barcaza por semana. La reducción de la cantidad de barcazas 

de combustible permitiría a los usuarios de la zona de la Bahía de Jobos visualizar un entorno más natural.

El Terminal Marítimo de GNL estaría iluminado las 24 horas del día por iluminación de seguridad, 

luces de navegación, y las luces de advertencia de la Administración Federal de Aviación. Las aguas que 

rodean el Terminal Marítimo de GNL permanecen sin iluminación debido a la ausencia de estructuras 

permanentes en el agua y a que los cayos Barca y Caribe están deshabitados. Por lo tanto, el contraste de 

iluminación durante la noche entre el Proyecto y el área circundante sería alto. Hasta la fecha, Aguirre LLC 

no ha proporcionado ninguna simulación de la iluminación nocturna en el área del proyecto. En la sección 

4.5.3.3 recomendamos que Aguirre LLC desarrolle un plan de iluminación que identifique las medidas 

específicas que se llevarían a cabo para minimizar o evitar el impacto asociado con la iluminación nocturna.
4-145
4-146
4-147
4-148
4-149

4.8 SOCIOECONOMÍA

Esta sección describe los recursos socioeconómicos que podrían verse afectados por la construcción 

y el funcionamiento del Proyecto propuesto. También presentamos nuestro análisis de pesca comercial, 

recreación marina y turismo, condiciones socioeconómicas en tierra y justicia ambiental.

El área del Proyecto considerada en la DIA para los recursos socioeconómicos (llamada "región 

socioeconómica") incluye los municipios, poblaciones y puertos de la costa de Guayama y Salinas, que son 

los dos municipios situados al este y al oeste del área del Proyecto. La comunidad de Aguirre Central se 

encuentra dentro del municipio de Salinas y se incluye en las estadísticas económicas de Salinas cuando no 

se dispone de datos específicos de la comunidad.

4.8.1 Condiciones socioeconómicas existentes

4.8.1.1 Población y vivienda

La población dentro de la región socioeconómica del Proyecto representa aproximadamente el 2 por 

ciento de la población de Puerto Rico. Las últimas estimaciones de población de la Oficina del Censo de los 

Estados Unidos indican que la población de los municipios de Salinas y Guayama ha disminuido en menos 

del 1 por ciento desde el Censo de 2010 (Oficina del Censo de los Estados Unidos, 2012). Los datos del 

censo también indican que la región socioeconómica se compone en gran parte de población puertorriqueña, 

y que Aguirre Central tiene la mayor población no puertorriqueña con un 2.1 por ciento. Aguirre Central 

tiene la densidad demográfica más alta, probablemente debido a que la zona sólo incluye el centro de 

población y no las áreas rurales circundantes. Por otra parte, las poblaciones de Salinas y Guayama incluyen 

tanto áreas urbanas como rurales. La Tabla 4.8.1-1 resume los datos demográficos y los números de 

ocupación de viviendas y de vacantes para cada municipio y la comunidad de Aguirre.

TABLA 4.8.1-1

Resumen de población y condiciones de vivienda en Aguirre, Salinas y Guayama

Categoría Unidad Aguirre Central Salinas Guayama

Área terrestre Millas cuadradas (km2) 0.5 (1.3) 69.7 (180.5) 65.0 (168.3)

Población total Habitantes 1,263 31,019 45,250

Densidad de población Habitantes por milla cuadrada 

(km2)

2,526 (972) 445 (172) 696 (269)

Unidades de vivienda 

ocupadas

Cantidad 429 11,400 16,244

Unidades de vivienda 

vacías

Cantidad 142 2,980 3,467

Tasa de alquileres Porcentaje 0.0 3.6 7.1

____________________

Fuentes: Oficina del Censo de los Estados Unidos, 2010a y 2012

4.8.1.2 Empleo y desempleo

La tasa de empleo dentro de la región socioeconómica del Proyecto varía en Aguirre Central,

Salinas y Guayama. Central Aguirre tiene una tasa de desempleo superior a la de Salinas y Guayama, así 

como el promedio de ingresos por hogar más bajo (Oficina del Censo de los Estados Unidos, 2010a). En 

Aguirre Central se encuentran principalmente empleos en la producción, el transporte y el traslado de 

materiales, que ocupan aproximadamente un 39.3 por ciento de la fuerza de trabajo civil empleada. Estos 

sectores emplean sólo un 18.1 y un 14.1 por ciento de la fuerza de trabajo en Salinas y Guayama, 

respectivamente. El sector servicios emplea el mayor porcentaje de la fuerza de trabajo en Salinas, y los 
4-150

sectores de administración, comercio, ciencia y artes emplean el mayor porcentaje de la fuerza de trabajo en 

Guayama. La Tabla 4.8.1-2 resume los datos de empleo de cada municipio y de la comunidad de Aguirre.

TABLA 4.8.1-2

Resumen de las estadísticas de empleo en Aguirre, Salinas y Guayama

Unidad Aguirre Central Salinas Guayama

Tasas de desempleo de la fuerza de trabajo civil Porcentaje 35.5 23.1 2.4

Ingreso promedio por hogar Dólares 21,725 20,650 25,202

Ingresos personales per cápita Dólares 7,594 7,517 9,020

Datos de empleo

Administración, comercio, ciencia y artes Habitantes 28 1,786 3,443

Servicio Habitantes 65 2,009 2,413

Ventas y oficina Habitantes 7 1,343 3,538

Recursos naturales, construcción y mantenimiento Habitantes 16 1,323 1,373

Producción, transporte y traslado de materiales Habitantes 129 1,193 1,468

____________________

Fuentes: Oficina del Censo de los Estados Unidos, 2010a y 2012

Según Aguirre LLC, se prevé que la construcción del Proyecto requerirá aproximadamente 350 

trabajadores durante un período de construcción de 12 meses. Aguirre LLC no proporcionó una estimación 

exacta de los trabajadores locales que se contratarían para la construcción. Sin embargo, Aguirre LLC ha 

declarado que tiene la intención de contratar al menos al 10 por ciento de los trabajadores de la construcción 

entre la población local (aproximadamente 35 trabajadores). Aguirre LLC no ha especificado si los 

trabajadores empleados en la construcción del Proyecto serían de Aguirre Central, Salinas o Guayama, ya 

que la contratación dependería de la disponibilidad y la capacidad de la fuerza laboral local.

Aguirre LLC también prevé que se necesitarían aproximadamente entre 13 y 15 profesionales 

calificados para el Proyecto. Estos puestos incluirían un gerente del terminal, un subdirector, operadores de 

muelle y personal de seguridad. La contratación de trabajadores locales para ocupar estos puestos depende 

de la disponibilidad de mano de obra especializada. Además, Aguirre LLC planea usar barcazas escolta y de 

remolque para apoyar las operaciones que están actualmente ubicadas en Puerto Rico, aunque no se 

proporcionaron estimaciones de los trabajadores necesarios para operar los remolcadores.

Los trabajadores de la Planta Aguirre serían capacitados para continuar la operación de la Planta 

Aguirre después de que la fuente de combustible se convierta. Estos trabajadores probablemente 

mantendrían su estado actual de empleo durante la construcción y operación del Proyecto. Sin embargo, si la 

fuente de combustible en la Planta Aguirre no se convierte y el funcionamiento de la Planta Aguirre se 

reduce o cesa, con el fin de cumplir con los estándares de emisiones atmosféricas actuales, entonces el 

empleo en la Planta Aguirre podría ser potencialmente reducido y las cifras de desempleo dentro de Aguirre, 

Salinas y Guayama podrían verse afectadas negativamente.

Un comentario público recibido expresó la preocupación de que el número de puestos de trabajo 

propuestos que se crearían por el Proyecto de Aguirre LLC es inexacto. Aguirre LLC firmó una declaración 

jurada que garantiza que la información proporcionada a la FERC es verdadera y es la mejor disponible. Por 

lo tanto, se supone que el número de puestos de trabajo creados por el Proyecto y dados a los miembros 

locales de la comunidad son exactos.

Ingresos

Como se muestra en la tabla 4.8.1-2, el ingreso promedio por hogar y el ingreso personal per cápita 

son más bajos en Salinas que en Aguirre y Guayama, mientras que Guayama tiene los niveles más altos de 
4-151

ingreso promedio por hogar y de ingresos per cápita (Oficina de Censos de los Estados Unidos, 2012). 

Aguirre LLC no proporcionó estimaciones de ingresos para los trabajadores locales que se contraten durante 

la construcción del Proyecto. Sin embargo, con base en los ingresos promedio de los puestos de trabajo en la 

construcción dentro del área del Proyecto, aproximadamente 35 trabajadores locales recibirían un ingreso 

estimado de entre $12,650 y $17,500 en función de los ingresos medios durante la construcción (Oficina de 

Censos de los Estados Unidos, 2010b). Se prevé que el funcionamiento del Proyecto generará una renta 

promedio anual de entre $87,000 para el gerente de la terminal y de $24,000 para los asistentes 

administrativos. Se estima que los puestos de mantenimiento, seguridad y de operadores generarán un 

ingreso promedio anual de $34,000, $31,000 y $37,000, respectivamente. Según los datos del censo de 

2010, los puestos de gerencia en Salinas y Guayama tenían en ese momento un ingreso promedio anual de 

$32,022 y $26,794, respectivamente. Los puestos de servicios de protección en Salinas y Guayama tenían 

ingresos anuales promedio de $24,167 y $22,611, respectivamente (Oficina de Censos de los Estados 

Unidos, 2012). Por lo tanto, se prevé que los ingresos anuales medios para los puestos operativos necesarios 

para el Proyecto serán más altos que los ingresos medios para los puestos similares en el área del proyecto 

(véase la imagen 4.8.1-1).

Figura 4.8.1-1 Ingreso promedio dentro del área del proyecto por ocupación/sector económico

Fuente: Oficina de Censos de los Estados Unidos, 2012

Impuestos

El impuesto sobre la renta dentro de Puerto Rico varía según el origen de los ingresos (es decir, 

ingresos provenientes de Puerto Rico o de la parte continental de los EE. UU.). Los puertorriqueños, a 

menos que sean empleados federales u obtengan ingresos generados en la parte continental de los Estados 

Unidos, no están obligados a pagar impuestos federales sobre la renta (Servicio de Impuestos Internos, 

2013). De esta forma, Aguirre LLC estima que el Estado Libre Asociado de Puerto Rico recibiría 

aproximadamente $580,000 de ingresos anuales impositivos durante la operación del Proyecto. Aguirre 

LLC no proporcionó una estimación de ingresos fiscales anuales durante la construcción. Sin embargo, el 
4-152

ingreso promedio estimado de los trabajadores de la construcción en la zona oscila entre $12,650 y $17,500 

y serían gravados según la tasa de impuestos a la renta de Puerto Rico, que varía entre el 7 y el 33 por 

ciento, en función de los ingresos anuales totales.

4.8.2 Justicia ambiental

Esta sección presenta los datos demográficos para identificar posibles impactos de justicia 

ambiental relacionados con el Proyecto. Se considera que un área tiene un porcentaje 

desproporcionadamente alto de residentes de bajos ingresos o de minorías cuando se produce una de dos 

condiciones: 

1. Si el porcentaje de población de bajos ingresos o de minorías dentro de esa área es 

sustancialmente mayor que el porcentaje de ingresos bajos o de minorías del condado o 

estado.

2. Si el porcentaje de personas de bajos ingresos o de poblaciones minoritarias dentro del área 

es superior al 50 por ciento. 

De conformidad con la Orden Ejecutiva 12898 sobre justicia ambiental, todos los documentos 

públicos, avisos y reuniones se pusieron a disposición del público en toda el área del proyecto durante la 

revisión del Proyecto. La lista de correos del Proyecto se actualizó de forma continua durante la realización 

de la Declaración de impacto ambiental (DIA). SLa sección 1.4 de esta DIA describe con más detalles la 

participación del público y los procesos de notificación.

En Puerto Rico, aproximadamente el 99 por ciento de la población es hispana o latina, y 

aproximadamente el 95.4 por ciento de los hispanos o latinos declaran ser puertorriqueños (Oficina de 

Censos de los Estados Unidos, 2010b). La región socioeconómica tiene un porcentaje de población 

puertorriqueña superior al promedio de toda la isla. Sin embargo, la región socioeconómica 

(específicamente, Aguirre Central) tiene ingresos promedio por hogar y per cápita sustancialmente más 

bajos, así como un porcentaje mucho mayor de familias por debajo del umbral de pobreza. El desempleo en 

Aguirre Central es más del doble del promedio en Puerto Rico. Además, los demás datos sobre la pobreza 

en Aguirre Central y Salinas fueron sustancialmente más altos que en todo Puerto Rico. Los indicadores de 

pobreza en Guayama son similares a los de Puerto Rico en conjunto. Sin embargo, la tasa de desempleo es 

mucho mayor y el promedio de ingresos por hogar es sustancialmente menor en Guayama que en Puerto 

Rico en general. La Tabla 4.8.2-1 resume los datos de ingresos y pobreza de la región socioeconómica y de 

todo Puerto Rico.
4-153

TABLA 4.8.2-1

Estadísticas de pobreza de Aguirre, Salinas, Guayama y Puerto Rico

Categoría Unidad Aguirre Central Salinas Guayama Puerto Rico

Ingreso promedio por hogar Dólares 21,725 20,650 25,202 30,270

Ingresos personales per cápita Dólares 7,594 7,517 9,020 10,850

Tasas de desempleo de la fuerza de 

trabajo civil

Porcentaje 35.5 23.1 21.4 17.8

Personas por debajo del umbral de 

pobreza

Porcentaje 51.0 59.5 47.5 45.1

Familias por debajo del umbral de 

pobreza

Porcentaje 45.3 55.4 44.2 41.2

Familias por debajo del umbral de 

pobreza con niños menores de 5 años de 

edad

Porcentaje 40.6 62.8 63.9 50.5

Familias con jefe de hogar femenino y sin 

marido que se encuentran por debajo del 

umbral de pobreza

Porcentaje 81.7 a65.1 b59.4 c58.1 d

____________________

Fuentes: Oficina del Censo de los Estados Unidos, 2010a y 2012

a En Aguirre Central, el 23.8 por ciento de los hogares tienen una mujer como jefe de familia sin presencia de un marido.

b En Salinas, el 23.4 por ciento de los hogares tienen una mujer como jefe de familia sin presencia de un marido.

c En Guayama, un 24.4 por ciento de los hogares tienen una mujer como jefe de familia sin presencia de un marido.

d En Puerto Rico en general, el 22.6 por ciento de los hogares tienen una mujer como jefe de familia sin presencia de un 

marido.

4.8.3 Pesca comercial

La pesca comercial en Puerto Rico ha estado en declive desde mediados de la década de 1980 y la 

disminución de las capturas totales ha continuado en los últimos años. Entre 2007 y 2010 se redujo la pesca 

comercial en Puerto Rico debido a una serie de factores, como la sobrepesca, un menor número de 

pescadores comerciales activos, la recesión económica, el aumento del precio del combustible y la 

aplicación de normas de pesca más estrictas por el DRNA (Departamento de Recursos Naturales y 

Ambientales). Los desembarques totales informados dentro de Puerto Rico se redujeron de 

aproximadamente 1.24 millones de libras (562,500 kg) en 2007 a aproximadamente 1.11 millones libras 

(499,000 kg) en 2010 (Matos-Caraballo et al., 2011). No se encontró información disponible acerca de los 

desembarques totales ubicados específicamente en los municipios de Guayama y Salinas.

De acuerdo con la Ley 278 de Puerto Rico del 29 de noviembre de 1998, conocida como la Ley de 

Pesca de Puerto Rico, un pescador comercial de tiempo completo es una persona que obtiene el 50 por 

ciento o más de sus ingresos de la pesca, mientras que un pescador de tiempo parcial obtiene entre el 49 y el 

20 por ciento de sus ingresos de la pesca. De acuerdo con la Ley de Pesca de Puerto Rico, los pescadores 

comerciales de tiempo completo y de tiempo parcial deben presentar sus ingresos al Servicio de Impuestos 

Internos para recibir una licencia de pescador comercial. Sin embargo, muchos pescadores no obtienen una 

licencia de pesca comercial debido a que no desean presentar declaraciones de ingresos o realizar informes 

mensuales de impuestos sobre ventas con respecto a sus ingresos de la pesca (Matos-Caraballo y Agar, 

2011). La Tabla 4.8.3-1 resume el número de pescadores comerciales en Puerto Rico según el porcentaje de 

ingresos provenientes de la actividad pesquera a partir de información obtenida de pescadores comerciales 

con y sin licencia, como la consiguió el Programa de Estadísticas de Pesca del DRNA y el NMFS (Servicio 

Nacional de Pesca Marina) (Matos-Pesca Comercial y NMFS Caraballo et al., 2011). Como lo indica la 

tabla 4.8.3-1, aproximadamente el 88 por ciento de los pescadores comerciales activos en la costa sur podría 

considerarse de tiempo completo.
4-154

TABLA 4.8.3-1

Cantidad de pescadores comerciales por porcentaje de ingresos generados por la

actividad pesquera dentro de Puerto Rico

Lugar

Cantidad de 

pescadores

Porcentaje de ingresos de la pesca

100-75 74-50 49-20 Menos de 20

Costa Norte 162 45 48 43 26

Costa Este 155 91 17 26 45

Costa Sur 233 139 65 16 15

Costa Oeste 318 230 62 18 15

TOTAL 868 505 192 103 101

____________________

Fuente: Matos-Caraballo y Agar, 2011

Se estima que en 2008 existían 868 pescadores comerciales activos en Puerto Rico, incluidos 51 

pescadores en el área de Guayama y Salinas (véase tabla 4.8.3-2). Este total se redujo en unos 295 

pescadores con respecto a 2002 (Matos-Caraballo y Agar, 2011). No está disponible el número total de 

pescadores comerciales en el área del Proyecto desde el año 2008. Sobre la base de los comentarios de los 

pescadores locales, el número actual de los pescadores comerciales es probablemente mayor que los que se 

resumen a continuación. Hay seis aldeas de pescadores administradas por el Departamento de Agricultura 

de Puerto Rico dentro de las 5 millas (8 km) del área del Proyecto (véase la sección 4.7.5).

TABLA 4.8.3-2

Cantidad de pescadores comerciales dentro de Guayama y Salinas

Municipio Tiempo completo aTiempo parcial b Edad promedio (años)

Guayama 11 4 39

Salinas 25 11 55

____________________

Fuente: Matos-Caraballo y Agar, 2011

a Se considera de tiempo completo a una persona que obtiene el 50 por ciento o más de sus ingresos de las actividades pesqueras.

b Se considera de tiempo parcial a una persona que obtiene entre el 49 y el 20 por ciento de sus ingresos de las actividades 

pesqueras.

4.8.4 Turismo y recreación costera

El turismo cumple una función importante en la economía de Puerto Rico. En 2005, Puerto Rico 

atrajo aproximadamente a 3,686,000 visitantes, lo que contribuyó aproximadamente con $3.2 mil millones a 

la economía del estado (NationMaster, 2013). Además de contribuir a la economía de Puerto Rico, el 

turismo genera miles de puestos de trabajo. En mayo de 2013, Puerto Rico contaba con aproximadamente 

75,500 puestos de trabajo en las industrias de la recreación y hostelería (Oficina de Estadísticas Laborales, 

2013a). En 2012, los trabajadores de recreación y hostelería en Salinas y Guayama tenían salarios anuales 

promedio de $11,266 y $11,490, respectivamente (Oficina de Estadísticas Laborales, 2013B). No hay 

estadísticas laborales para los sectores de recreación y hostelería específicas de Aguirre Central.

La recreación costera en Salinas y Guayama incluye paseos en bote, pesca, observación de la fauna, 

kayak, buceo, golf; nadar y tomar sol en las playas (véase la sección 4.7.4). Las estimaciones de captura de 

pesca deportiva fueron preparadas por el Programa de Estadísticas de Pesca Marina Deportiva del DRNA en 

colaboración con el NMFS entre 2000 y 2013. A partir de 2014, su elaboración estará a cargo únicamente 

del NMFS. Según el NMFS, en general, la captura total de la pesca deportiva en Puerto Rico ha estado 

disminuyendo entre 2002 y 2012 (véase el la tabla 4.8.4-1), en parte debido a los efectos de la emigración, el 

aumento de popularidad de la captura y liberación y del exceso actual en las capturas de los recursos. 

Aproximadamente 120,000 habitantes y entre 20,000 y 40,000 no residentes participan en la pesca deportiva 
4-155

marina cada año en Puerto Rico. Estos pescadores aportaron más de $72.4 millones a la economía local en 

el año 2011 sólo con las compras directas (Lovell y otros, 2011).

TABLA 4.8.4-1

Captura total de pesca deportiva para Puerto Rico (entre 2002 y 2012)

Año Captura total (cantidad de peces) Captura total (libras) [kg]

2002 1,266,495 2,454,351 (1,113,275)

2003 1,527,092 3,767,579 (1,708,945)

2004 870,977 2,149,865 (975,162) 

2005 923,948 1,973,897 (895,345)

2006 664,881 2,402,422 (1,089,720)

2007 1,067,644 2,375,686 (1,077,593)

2008 1,341,256 1,911,312 (866,957)

2009 663,593 1,166,187 (528,974)

2010 392,623 784,068 (355,647)

2011 387,306 891,662 (404,451)

2012 477,678 1,245,676 (565,029)

____________________

Fuente: NMFS, 2013a

4.8.5 Impacto general y mitigación

La construcción y operación del Proyecto tendrían impactos menores sobre las condiciones 

socioeconómicas existentes en el área del proyecto. Podría producirse un impacto potencial sobre las 

poblaciones debido a los trabajadores que ingresarían al área en relación con el Proyecto. Sin embargo, este 

impacto sería localizado y temporal y se limitaría a la afluencia de trabajadores no locales y sus familiares.

No se prevé que la construcción y operación del Proyecto tenga un efecto sobre las tasas de alquiler 

e inquilinato. Los trabajadores de la construcción se alojarán a bordo de las barcazas de construcción, y se 

espera que los niveles de población posterior a la construcción en el área del proyecto sean consistentes con 

los niveles previos, ya que el número de trabajadores necesarios para operar las instalaciones requeriría sólo 

una cantidad mínima de empleados locales. Dado que las actividades de construcción y operación del 

Proyecto tendrían lugar principalmente en alta mar, no se prevé que el Proyecto tenga un efecto notable en 

la infraestructura local como las escuelas, departamentos de policía, bomberos y servicios médicos. Las 

contrataciones temporales y permanentes aumentarían los ingresos fiscales en el área y podrían reducir las 

tasas de desempleo en las comunidades locales cercanas. 

Un comentario público fue recibido que expresa que los datos socioeconómicos de la Oficina de 

Censos para el área del Proyecto no fueron suficientes para completar un análisis socioeconómico de los 

impactos del Proyecto. Creemos que los datos de la Oficina de Censos son los mejores datos disponibles y 

proporcionan información suficiente para analizar adecuadamente los impactos socioeconómicos del 

proyecto. También recibimos un comentario de que se deben utilizar los datos económicos relacionados con 

la pesca comercial, el turismo y los ingresos fiscales específicamente de Salinas y Guayama, además de los 

Datos de la Oficina de Censos de EE. UU. Estos datos no estaban disponibles debido a la falta de registros 

del gobierno u otra investigación independiente sobre estos indicadores económicos, así como también por 

la dificultad de rastrear el número de pescadores comerciales no registrados y trabajadores relacionados con 

el turismo en el área del Proyecto. Sin embargo, como se prevé que la construcción y funcionamiento del 

Proyecto causará sólo impactos menores y a corto plazo sobre los pescadores comerciales, el turismo y los 

ingresos fiscales, se determinó que estos datos económicos específicos no eran necesarios para analizar 

adecuadamente los impactos del proyecto.
4-156

Concluimos que la ejecución del Proyecto no resultaría en ningún efecto desproporcionadamente 

alto y adverso sobre la salud y el medio ambiente humanos en las comunidades minoritarias o de bajos 

ingresos. M. Guayama y Salinas tienen mayores índices de pobreza que el promedio de Puerto Rico; sin 

embargo, la construcción del proyecto podría crear algunos puestos de trabajo a corto y largo plazo, además 

de ayudar a conservar los puestos de trabajo en la Planta Aguirre que existen actualmente. Se prevé que el 

proyecto pueda crear unos 35 puestos de trabajo locales durante la construcción, así como también requiera 

la contratación de personal capacitado (13 a 15) para la operación. El ingreso medio para los puestos de 

trabajo creados durante la construcción y operación del Proyecto sería mayor que el ingreso medio de 

puestos de trabajo en sectores similares existentes actualmente en el área del Proyecto. Además, la 

conversión de la Planta Aguirre a gas natural permitiría que ésta permanezca en funcionamiento, y por lo 

tanto ayudaría con la seguridad en el empleo a largo plazo de los empleados de la Planta Aguirre que viven 

en Salinas y Guayama. Durante la construcción del proyecto, se prevé que los ingresos fiscales locales y los 

ingresos para el comercio local tendrán un incremento menor debido al gasto de los trabajadores de la 

construcción en la zona. Además de estos factores económicos, el proyecto se traduciría en una mejora de la 

calidad del aire mediante la conversión del combustible para la Planta Aguirre a gas natural. Las 

comunidades aledañas a la Planta Aguirre actualmente sufren las emisiones del combustible utilizado en la 

planta. Por lo tanto, la conversión del combustible en gas natural sería un beneficio para esta comunidad de 

bajos ingresos.

Las actividades de construcción podrían interferir con algunos sitios de pesca comercial y 

embarcaciones en tránsito hacia esos sitios debido a exclusiones de la zona de seguridad de las obras de 

construcción activas. Sin embargo, las consultas a pescadores comerciales en Salinas y Guayama 

proporcionadas por Aguirre LLC y los comentarios realizados por los pescadores locales en las reuniones 

públicas afirman que la pesca comercial . Se produce a lo largo de la Bahía de Jobos y en el océano abierto 

circundante. Las actividades de construcción también pueden interferir temporalmente en la navegación y en 

la pesca recreativas en el área, a causa de un aumento del tráfico de embarcaciones en la Bahía de Jobos y 

sus alrededores. A partir de la presencia limitada de las actividades de construcción propuestas, se prevé que 

los operadores de embarcaciones comerciales y deportivas podrían navegar con seguridad y evitar las 

actividades de construcción. 

Además del impacto potencial sobre la pesca comercial y deportiva, así como sobre la navegación, 

la construcción y operación del Proyecto pueden afectar a quienes practican la pesca de subsistencia en el 

área. El Comité Diálogo Ambiental comentó que sí se produce pesca de subsistencia dentro del área del 

proyecto. Como se mencionó anteriormente, las actividades de construcción podrían limitar la pesca de 

subsistencia, cerca de las áreas de construcción y los buques en tránsito a los sitios de pesca, debido a la 

exclusión de las obras de construcción activas. Sin embargo, dado que hay zonas de pesca alternativas a las 

que se pudo acceder durante la construcción, hay una huella relativamente pequeña de la construcción y 

funcionamiento de la tubería en la Bahía de Jobos y sus alrededores, y estamos recomendando en la sección 

4.7.7 que el acceso a través del paso Boca del Infierno en la Bahía de Jobos se mantenga en todo el proceso 

de construcción, anticipamos que estos efectos serían menores y de corto plazo.

La alcaldesa de Salinas, la Sra. Karilyn Bonilla, expresó su preocupación por los impactos en el 

turismo de la zona, indicando que el crecimiento del turismo es visto como una forma de mejorar las 

condiciones económicas de Salinas y Guayama. También dijo que Salinas y Guayama no tienen playas 

tradicionales en la costa continental; más bien, los turistas utilizan las playas de arena a lo largo de los cayos 

con fines de recreación. La construcción y funcionamiento del proyecto resultarían en impactos visuales y 

acústicos en las zonas próximas al proyecto, incluidos los cayos (véase la sección 4.7.7 y 4.10.2). El 

funcionamiento del Terminal Marítimo de GNL resultaría en impactos permanentes en los pescadores que 

utilizan la zona. Además, el impacto visual de la instalación puede hacer que el lado oriental de los cayos se 

vea menos atractivo para los turistas. El área regional, sin embargo, tiene otras áreas disponibles que son 

comparables para la recreación y la pesca; por lo tanto, se determina un impacto menor en los recursos.
4-157

La operación del proyecto tendría impactos menores directos sobre la navegación, la pesca y otros 

usos del mar en la zona de la Bahía de Jobos, así como alrededor de la FSRU y las transportadoras de GNL. 

El análisis de la Carta de Recomendación (LOR) de la Guardia Costera de EE. UU. (USCG) (apéndice B, 

sección 1) describe y recomienda medidas que incluirían la publicación del área de tuberías submarina en 

mapas de navegación de la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA) para informar a los 

navegantes acerca de la tubería sumergida y establecerla como un riesgo para el anclaje, así como un riesgo 

con las embarcaciones de gran calado. Además, el análisis de la LOR de la USCG recomienda una zona de 

protección de 500 yardas (457 m) alrededor de la plataforma y una zona de protección en movimiento de 

100 yardas (92 m) para las transportadoras de GNL al aproximarse y alejarse del . Terminal Marítimo de 

GNL. La zona de protección se analiza con más detalle en la sección 4.11. Las embarcaciones recreativas y 

comerciales no serían capaces de entrar en la zona de protección sin permiso del COTP. Esta zona de 

protección impediría esencialmente la navegación, la pesca y otros usos del mar en la zona. La navegación, 

la pesca y otros usos marinos experimentarían impactos menores pero directos, debido a las operaciones del

Proyecto.

4.9 RECURSOS CULTURALES

Los recursos culturales incluyen todos los edificios, sitios, distritos, estructuras, rasgos, objetos o 

paisajes que los seres humanos han creado, o relacionados con ellos, y se considera que tienen valor 

histórico o cultural (Servicio Nacional de Parques, 1998). La Sección 106 de la Ley Nacional de 

Preservación Histórica (NHPA), según enmiendas (16 USC 470-470t), requiere que las agencias federales 

tengan en cuenta los efectos de sus iniciativas (incluidas las autorizaciones de conformidad con la Sección 3 

de la Ley de Gas Natural [NGA]) sobre los recursos culturales enumerados o elegibles para su inclusión en 

la NHPA y para darle al Consejo Consultivo de Preservación Histórica (ACHP) la oportunidad de comentar 

sobre la iniciativa. En Puerto Rico, el Instituto de Cultura Puertorriqueña actúa como Oficina Estatal de 

Preservación Histórica (SHPO). Aguirre LLC, como parte no federal, ayuda a la Comisión Federal 

Reguladora de Energía (FERC) en el cumplimiento de sus obligaciones en virtud del Artículo 106 mediante 

la preparación de la información, los análisis y las recomendaciones que sean necesarios según lo autorizado 

en 36 CFR 800.2(a)(3). Como parte de la evaluación de Congruencia federal, la Junta de Planificación (JP) 

de Puerto Rico consultará al Instituto de Cultura de Puerto Rico y solicitará sus comentarios y aprobación de 

acuerdo con sus responsabilidades en la administración de las políticas exigibles del Programa de Manejo de 

Zonas Costeras de Puerto Rico (CZMP).

El Área de Efectos Potenciales para la parte terrestre del proyecto se produciría dentro de la 

propiedad de la Planta Aguirre existente, la cual se encuentra cercada. El Proyecto propone alterar una 

pequeña porción de montaña (aproximadamente 1.5 acres [1.5 cuerdas]) del complejo industrial durante la 

construcción de las instalaciones receptoras en tierra y la utilización de la superficie de apoyo y de descanso 

temporal de la construcción. La construcción en alta mar incluiría la construcción de un espacio de trabajo 

con derecho de paso y temporal para la tubería submarina de 4 millas de largo (6.4 km) y el área de 

construcción para el Terminal Marítimo de . GNL. El estudio marino para el Proyecto comprendía estas 

áreas.

Aguirre LLC llevó a cabo estudios marinos y de investigación para archivo del área del proyecto 

propuesto para identificar los recursos culturales, que incluye ubicaciones correspondientes a posibles sitios 

arqueológicos prehistóricos e históricos.

4.9.1 Investigación para archivo

Se realizó una revisión de la base de datos en la SHPO y el Instituto de Cultura Puertorriqueña para 

identificar los recursos arqueológicos y arquitectónicos previamente registrados elegibles para su inclusión o 

ya incluidos en la lista del NRHP tanto dentro de las porciones terrestres como marinas del área del 
4-158

Proyecto. La investigación para archivo correspondiente a la parte terrestre del proyecto incluyó un radio de 

una milla (1.6 km) de la propiedad cercada de la Planta Aguirre ya existente. No se identificaron sitios 

dentro del APE. El Distrito Histórico de la Central Aguirre incluido en la lista del NRHP se ubica fuera del 

área del proyecto, pero dentro de la línea visual del proyecto. 

La investigación para archivo de la parte sumergida del proyecto incluyó una revisión de la base de 

datos en la SHPO y el Instituto de Cultura Puertorriqueña para identificar los recursos sumergidos 

registrados previamente y elegibles para su inclusión o ya incluidos en la lista del NRHP. La revisión de la 

base de datos indicó que no se han realizado investigaciones de los recursos culturales sumergidos dentro 

del área de estudio. Tampoco se ha documentado previamente ningún recurso sumergido. Se revisaron 

fuentes adicionales para identificar posibles restos de naufragios y obstrucciones dentro del área de estudio, 

lo que incluye el Servicio Nacional de Océanos de la NOAA, el Sistema Automatizado de Restos de 

Naufragios y Obstrucciones y la Oficina de la Colección de Mapas y Gráficos Históricos de Estudios 

Costeros, así como los datos recogidos a través de entrevistas orales. El estudio indicó que ningún resto de 

naufragios históricos previamente identificados se verían afectados por el proyecto.

4.9.2 Investigaciones sobre recursos culturales

4.9.2.1 Investigación terrestre

La investigación de fondo documentó que el área de 1.5 acres (1.5 cuerdas) dentro de la propiedad 

de la Planta Aguirre se ha alterado, como resultado de actividades de construcción en el pasado y el 

moderno relleno costero. Aguirre LLC no realizó un estudio arqueológico debido al bajo potencial de 

depósitos culturales intactos. En una carta de fecha 15 de agosto de 2012, la SHPO coincidió en que no era 

necesario ningún estudio arqueológico. Estamos de acuerdo también.

El Distrito Histórico de la Central Aguirre está a unos 500 pies (152 m) al noreste del área del 

proyecto. El Distrito Histórico de la Central Aguirre, construido por la Central Aguirre Sugar Company 

entre 1899 y 1964, representa el único ejemplo de una comunidad autónoma planificada en Puerto Rico. En 

el momento en que este distrito histórico se incluyó en la lista del NRHP, la Planta Aguirre se identificó 

como un elemento que afecta la configuración visual del distrito (Servicio de Parques Nacionales, 2002). 

Aguirre LLC cree que el proyecto tiene poco potencial de causar un impacto adicional en el entorno visual 

del distrito histórico. En un correo electrónico del 7 de febrero de 2013, la SHPO comentó que el Distrito 

Histórico de la Central Aguirre no parece afectado por esta iniciativa. Estamos de acuerdo.

4.9.2.2 Investigación marina

El área marina de efecto potencial APE incluye cerca de 155 acres (160 cuerdas) de tierra 

sumergida que podría verse afectada por la construcción y funcionamiento de la tubería submarina y del 

Terminal Marítimo de . GNL. Aguirre llevó a cabo un estudio arqueológico del área del Proyecto mediante 

detección remota, al emplear una combinación de magnetómetro, un sonar de barrido lateral, ecosondas de 

haz sencillo y múltiple y un perfilador del subsuelo marino.

Las profundidades del agua en el área del proyecto varían de 0 pies/metros en el aterraje de la 

tubería hasta un máximo de 70 pies (21 m) cerca de la instalación receptora. Debido a que la costa 7,000 

años antes del presente estaba 32 pies (10 m) por debajo de los niveles modernos, podría haber sitios 

arqueológicos prehistóricos presentes sobre ese contorno de profundidad. Por lo tanto, se levantó un mapa 

del fondo del mar para identificar esas áreas, así como para garantizar que los sistemas remolcados no dañen 

el fondo marino. Solo el corredor de la tubería dentro de la Bahía de Jobos recae arriba del contorno de 32 

pies (10 m). Esa área fue analizada para descubrir accidentes o rasgos geográficos que podrían contener 

sitios arqueológicos prehistóricos. Se identificaron dos áreas que pueden representar lechos sedimentarios de 
4-159

más de 7,000 años de antigüedad. Sin embargo, los datos no indicaron que las características indicativas de 

un sitio estaban presentes.

Las transecciones del estudio de magnetómetro estaban estrechamente espaciadas para facilitar la 

detección de las primeras embarcaciones históricas de exploración y colonización, ya que sus firmas tienden 

a ser pequeñas. En un estudio inicial, se identificaron 57 anomalías magnéticas en el área de estudio y de 

estas, 10 anomalías se recomendaron para una evaluación adicional y así determinar su elegibilidad para la 

inclusión en el listado del NRHP. Se realizó un estudio anexo para un cambio de ruta y se identificó una 

anomalía para su posterior evaluación. En una carta de fecha 3 de octubre de 2012, la SHPO estuvo de 

acuerdo con las recomendaciones y estrategias para las pruebas de evaluación de las anomalías.

Aguirre LLC completó las pruebas de evaluación en marzo de 2013, elaboró un informe de 

hallazgos en abril de 2013 y presentó una copia de la SHPO para su revisión en junio de 2013. La 

evaluación arqueológica de estas 11 anomalías determinó que se trata de escombros marinos modernos y, 

por lo tanto, no se recomiendan como elegibles para su inclusión en la lista del NRHP. AEn una carta de 

fecha 2 de julio de 2013, la SHPO acordó en que ninguna de las anomalías eran históricamente significantes 

y que no era necesario un trabajo arqueológico adicional. Estamos de acuerdo también.

4.9.3 Descubrimientos inesperados

Aguirre LLC preparó un plan para utilizarse en caso de que se encuentre algún bien o resto humano 

histórico terrestre o sumergido no previsto durante la construcción. El plan prevé la notificación a la SHPO 

en caso de cualquier descubrimiento. La SHPO formuló observaciones y solicitó cambios en el plan el 3 de 

octubre de 2012. Aguirre LLC revisó el plan en junio de 2013 para abordar los comentarios de la SHPO 

(véase el Anexo G). Aprobamos el plan.

4.9.4 Consultas sobre recursos culturales

Aguirre LLC consultó con la SHPO entre julio de 2012 y febrero de 2013, sobre la definición del 

APE, la evaluación de elegibilidad del NRHP, la evaluación de los efectos del proyecto y los grupos 

culturales que se han designado Bienes culturales tradicionales que podrían verse afectados por el proyecto. 

No se identificaron tribus nativas con nexos históricos con el área del Proyecto. Además, no hay Bienes 

culturales tradicionales conocidos dentro del área del proyecto.

4.9.5 Impacto general y mitigación

Basándose en las investigaciones realizadas por Aguirre LLC, en los comentarios recibidos de la 

SHPO y en la aplicación del plan de descubrimientos no anticipados de Aguirre LLC, llegamos a la 

conclusión de que el proyecto no afectará los recursos históricos y que la FERC ha cumplido con su 

responsabilidad conforme a la Sección 106 de la NHPA.

4.10 CALIDAD DEL AIRE Y RUIDO

4.10.1 Calidad del aire

En esta sección se describen los posibles efectos en la calidad del aire asociados con el Proyecto. 

Además, se describen las leyes y normativas existentes relacionados con la calidad del aire.

También se originaría un impacto sobre la calidad del aire por la conversión de la Planta Aguirre de 

combustible a gas natural. Abordamos las emisiones de la Planta Aguirre y el acumulativo impacto sobre la 

calidad del aire del Proyecto y de la Planta Aguirre en la sección 4.12.2.2.
4-160

4.10.1.1 Calidad del aire ambiente existente

El Congreso promulgó la CAA, según enmiendas en 1997 y 1990, y codificada en 40 CFR 50-99, 

para proteger la salud y el bienestar de la población contra los efectos adversos de la contaminación del aire. 

La CAA dirigió a la EPA para establecer las Normas Nacionales de Calidad del Aire Ambiente (NAAQS) 

para determinados contaminantes atmosféricos según criterios. La EPA ha promulgado NAAQS para siete 

contaminantes del aire, como el dióxido de nitrógeno (NO2), SO2, material particulado (2.5 micrómetros o 

menos [PM2.5] y 10 micrómetros o menos [PM10]), CO, ozono y plomo.

En diciembre de 2009, la EPA actualizó la definición de contaminación del aire para que incluyera 

seis gases de efecto invernadero (GEI) después de determinar que los GEI en la atmósfera pueden poner en 

peligro la salud y el bienestar públicos. Los GEI son: CO2, metano (CH4), óxido nitroso (N2O), 

hidrofluorocarbonos, perfluorocarbonos y hexafluoruro de azufre. Los GEI pueden clasificarse por su 

potencial de calentamiento global (GWP), que es una medida relativa de la capacidad de un GEI para 

absorber la radiación solar y su tiempo de residencia en la atmósfera, en comparación con la del CO2. Por lo 

tanto, el CO2 tiene un GWP de 1. En comparación, el CH4 tiene un GWP de 25, y el N2O tiene un GWP de 

298.12

En las Normas Nacionales de Calidad del Aire Ambiente (NAAQS) se incluyen normas tanto 

"secundarias" como "primarias". Las normas primarias tienen por objeto proteger la salud humana; las 

normas secundarias están destinadas a proteger el bienestar público contra efectos adversos conocidos o 

anticipados que se asocian con la presencia de contaminantes del aire, como el daño a la vegetación. Las 

más estrictas de las normas primarias o secundarias se aplican a la evaluación de un proyecto propuesto. Las 

NAAQS para diversas duraciones de exposición se resumen en la tabla 4.10.1-1. Algunos estados han 

desarrollado normas estatales más estrictas sobre calidad del aire ambiente; Puerto Rico no cuenta con esas 

normas y se remite a las NAAQS. La Junta de Calidad Ambiental será la responsable de la revisión y 

emisión de permisos para las fuentes fijas de Proyecto, que incluye aprobación de ubicación, construcción y 

permiso de operación, y el permiso del Título V, según sea el caso. La Región 2 de la EPA, con sede en la 

ciudad de Nueva York, es responsable de permisos de PSD y es la autoridad de revisión del permiso del 

Título V, si corresponde. Como veremos a continuación, no se espera que los requisitos del permiso PSD se 

apliquen al Proyecto. El permiso de la JCA evaluará e incorporará todas las leyes y normativas que 

garanticen la protección de las NAAQS y el cumplimiento de todas las normativas de calidad del aire.

Además de las NAAQS, hay muchas otras normativas federales promulgadas por la EPA que 

podrían ser potencialmente aplicables al Proyecto. Estas normas se describen en las secciones siguientes.

La EPA y las agencias locales establecieron Regiones de control de la calidad del aire (AQCR) de 

acuerdo con la sección 107 de la CAA, como un medio para implementar la CAA y cumplir con los 

NAAQS través de los Planes Estatales de Implementación. Las AQCR son regiones intraestatales e 

interestatales, como las grandes áreas metropolitanas, donde la mejora de la calidad del aire en una porción 

de la AQCR requiere la reducción de emisiones en toda la AQCR. Cada AQCR, o parte de la misma, se 

designa como consecución (áreas en cumplimiento con las NAAQS), inclasificables, de mantenimiento, o 

de no consecución (áreas que no cumplen con las NAAQS). Las áreas donde se determina que la 

 

12 El 29 de noviembre de 2013, la EPA revisó los GWP para que los índices de GEI reflejen GWP más precisos del Cuarto Informe de 

Evaluación (Fourth Assessment Report) del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático para caracterizar mejor los 

impactos climáticos de los GEI individuales y garantizar una consistencia permanente con respecto a otros programas climáticos de los 

Estados Unidos, incluido el Inventario de Emisiones y Sumideros de Gases de Efecto Invernadero de los Estados Unidos.Más información 

disponible en el Volumen 78 del Registro Federal, número 230.
4-161

concentración de contaminantes del aire ambiente es por debajo de la norma de calidad del aire ambiente 

aplicable se denominan de consecución. Las áreas en las que no se dispone de datos se designan 

inclasificables y se las trata como áreas de consecución para fines de permisos aéreos de la fuente fija. Las 

áreas donde la concentración del aire ambiente es superior a la norma de calidad del aire ambiente aplicable 

se designan de no cumplimiento. Las áreas que han sido designadas de no consecución, pero desde entonces 

han demostrado cumplimiento con las normas de calidad del aire ambiente se designan como de 

mantenimiento para ese contaminante.

TABLA 4.10.1-1

Normas Nacionales de Calidad del Aire Ambiente

Contaminante Periodo promedio Norma primaria Norma secundaria

SO2 Anual a,k 0.03 ppm (80 μg/m3) --

De 24 horas b,k 0.14 ppm (365 μg/m3) --

De 3 horas b-- 0.5 ppm (1,300 μg/m3)

De 1 hora i,j 75 ppb (196 μg/m3) --

PM10 De 24 horas d150 μg/m3 150 μg/m3

PM2.5 Anual e12.0 μg/m315 μg/m3

De 24 horas f35 μg/m335 μg/m3

CO De 8 horas b9 ppm (10,000 μg/m3) --

De 1 hora b35 ppm (40,000 μg/m3) --

Ozono De 8 horas (norma de 2008) g0.075 ppm (150 μg/m3) 0.075 ppm (150 μg/m3)

De 8 horas (norma de 1997) g,h 0.08 ppm (157 μg/m3) 0.08 ppm (157 μg/m3)

NO2 Anual a53 ppb (100 μg/m3) 53 ppb (100 μg/m3)

De 1 hora c100 ppb (188 μg/m3) --

Plomo Rodado de 3 meses a0.15 μg/m30.15 μg/m3

____________________

a No se debe exceder.

b No se debe exceder más de una vez al año.

c Cumplimiento basado en un promedio de tres años del percentil 98 del promedio máximo diario de una hora en cada monitor 

dentro de un área.

d No se debe exceder más de una vez al año, en promedio en el transcurso de tres años.

e Cumplimiento basado en un promedio de tres años de concentraciones ponderadas anuales de PM2.5 en monitores 

orientados a la comunidad.

f Cumplimiento basado en un promedio de tres años del percentil 98 de concentraciones de 24 horas en cada monitor orientado 

a la población dentro de un área.

g Cumplimiento basado en un promedio de tres años de las cuartas concentraciones más altas de ozono promedio máximo 

diario de ocho horas dentro de un área.

h

La norma de ozono de ocho horas de 1997 y las reglas de implementación asociadas permanecen implementadas mientras 

se produce la transición a la norma de 2008.

i Cumplimiento basado en un promedio de tres años del percentil 99 del promedio máximo diario de una hora en cada monitor 

dentro de un área.

j

La norma SO2 de 1 hora fue eficaz al 23 de agosto de 2010.

k

Las normas primarias promedio de 24 horas y anuales para SO2 se han revocado, pero permanecen en vigor hasta un año 

después de que se hayan realizado las denominaciones de consecución para las normas de una hora y de tres horas.

Notas:ppm = partes por millón por volumen; ppb = partes por mil millones por volumen; μg/m3= microgramos por metro cúbico.

Las denominaciones de estado de consecución aparecen en el 40 CFR 81. El área en las 

proximidades del Proyecto ha sido designada como "inclasificable" o mejor que las normas nacionales para 

todos los contaminantes de los criterios. La Tabla 4.10.1-2 enumera el estado de consecución para cada área 

designada en las inmediaciones del Proyecto. Se utilizó la herramienta EPA AirData Interactive Map (EPA, 

2014a) para localizar los datos de seguimiento existentes cerca del sitio del Proyecto y los datos de los tres 

años más recientes disponibles se presentan en la Tabla 4.10.1-3.

Los datos presentados en la Tabla 4.10.1-3 demuestran el cumplimiento continuo de todos los 

NAAQS (Estándares Nacionales de Calidad Ambiental del Aire). En algunos casos, las concentraciones de 
4-162

la calidad del aire ambiente difieren de las que se utilizan para representar los valores de “fondo” o de 

"diseño" de calidad del aire para el uso con los resultados de los modelos de calidad del aire, de acuerdo con 

los procedimientos de modelado recomendados por la EPA, para evaluar el impacto proyectado del proyecto 

en relación con la NAAQS.

TABLA 4.10.1-2

Estado de consecución para el área del Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Contaminante Área designada Denominación

SO2 AQCR Puerto Rico Consecución

CO En todo el Estado Libre Asociado Inclasificable/consecución

Ozono (norma de 8 horas) En todo el Estado Libre Asociado Inclasificable/consecución

NO2 (norma anual de 1971) AQCR Puerto Rico Inclasificable/consecución

NO2 (norma de 1 hora de 2010) Condado de Salinas Inclasificable/consecución

PM10 Resto del Estado Inclasificable/consecución

PM2.5 (NAAQS anual) Condado de Salinas Inclasificable/consecución con respecto a la 

norma de 15

μg/m3(la EPA espera que se designe

con respecto a la norma de 12 μg/m3para 

diciembre

de 2014.

PM2.5 (NAAQS de 24 horas) Condado de Salinas Inclasificable/consecución

Plomo (NAAQS de 2008) Resto del Estado Inclasificable/consecución

TABLA 4.10.1-3

Concentraciones de la calidad del aire ambiente para las áreas cercanas al

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Contaminant

e

Periodo 

promedio Clasificación 2011 2010 2009 Unidades Monitor(es) a

CO De 1 hora 2

do alto 16.3 2.9 9.4 ppm A

De 8 horas 2

do alto 4.3 2.4 2.8 ppm A

NO2 Anual Promedio N/A N/A N/A ppb B

De 1 hora Percentil 98 N/A N/A N/A ppb B

Ozono De 8 horas 4

to alto 0.037 0.035 0.043 ppm C

PM2.5 De 24 horas Percentil 98 13.7 24.2 16.6 μg/m3 D

Anual Promedio 5.4 8.0 5.3 μg/m3 D

PM10 De 24 horas 2

do alto 55 120 58 μg/m3 D

SO2 De 1 hora 2

do alto 20 13 25 ppb E

De 3 horas 2

do alto 0.0143 0.0126 0.0146 ppm E

De 24 horas 2

do alto 0.0127 0.0109 0.0035 ppm E

Anual Promedio 0.0030 0.0042 0.0041 ppm E

Plomo Trimestral Máximo N/A N/A N/A μg/m3 A

____________________

a Clave de seguimiento:

A = Baldorioty de Castro Av, San Juan, Condado de San Juan (monitor n.o 72-127-0003)

B = Ruta No 3, Salinas, Condado de Salinas (monitor n.o 72-123-0001)

C = Rd.183, Condado de Juncos (monitor n.o 72-077-0001)

D = Barrio Jobos, intersección de las carreteras 3 y 707, Condado de Guayama (monitor n.o 72-057-0008)

E = Rd.2 Final Las Mareas, el condado de Salinas (seguimiento n.o 72-123-0002)

Notas: g/m3= microgramos por metro cúbico; ppm = partes por millón; ppb = partes por mil millones; N/D = datos no disponibles
4-163

4.10.1.2 Climatología regional

El clima de Puerto Rico se clasifica como tropical. La región de Aguirre de Puerto Rico cuenta con 

una máxima promedio anual de 87.9 ° F (31.1 ° C) y una mínima media anual de 70.9 ° F (21.6 ° C), 

además, en promedio, el área de Aguirre recibe 39.7 pulgadas (100.9 cm) de lluvia (Servicio Meteorológico 

Nacional, 2013). Las velocidades promedio mensuales del viento para el Sur de Puerto Rico (años 1862-

1973) tienen su pico en diciembre-enero, de 14 mph (23 km/h) y son más débiles en octubre, con 11 mph 

(18 km/h) (NOAA, 2008). La isla de Puerto Rico está sujeta a posibles tormentas durante la temporada de 

huracanes del Atlántico, que va de junio a noviembre de cada año. Una tormenta con vientos de fuerza de 

tormenta tropical pasa sobre la isla más o menos una vez cada 5 años, y una tormenta con fuerza de huracán 

atraviesa la isla más o menos una vez cada década (Andrews, 2007).

4.10.1.3 Normas de Calidad del Aire

Federales

La Ley Federal de Aire Limpio (CAA), comprende el estatuto federal de base y el reglamento que 

regula la contaminación del aire. Las disposiciones de la CAA, que son potencialmente relevantes para el 

Proyecto propuesto, son las siguientes:

 Revisión de nueva fuente

 Prevención de deterioro significativo

 Permiso de funcionamiento del Título V

 Monitoreo de garantía de cumplimiento

 Estándares de desempeño de fuente nueva (NSPS)

 Estándares federales para instalaciones y contaminantes designados

 Estándares nacionales de emisión de contaminantes atmosféricos peligrosos (NESHAP)

 Informe de gases de efecto invernadero

 Prevención de accidentes químicos y disposiciones

 Conformidad general.

Revisión de nuevas fuentes

Las fuentes propuestas nuevas o modificadas de emisiones contaminantes a la atmósfera deben 

someterse a una revisión de fuente nueva (NSR), proceso de permisos anteriores a la construcción o 

funcionamiento. A través del proceso de permisos NSR las agencias reguladoras locales, estatales y 

federales revisan y aprueban los planes de proyectos de construcción, los aumentos o cambios de 

contaminantes regulados, el control de emisiones, y varios otros detalles. Luego, las agencias emiten 

permisos de construcción que incluyen requisitos específicos para equipos de control de emisiones y límites 

de funcionamiento. Una vez finalizada la construcción, las fuentes obtienen permisos de funcionamiento 

que especifican las condiciones de funcionamiento detalladas, los límites de emisiones, las tasas, los 

informes y los requisitos de mantenimiento de registros, y varios parámetros de funcionamiento que deben 

cumplirse durante toda la vida del permiso. Las tres categorías básicas de NSR (Revisión de Fuentes 

Nuevas) permitidas son: PSD (Prevención del Deterioro Significativo), NSR de incumplimiento, y Fuente 

Menor NSR. La aplicabilidad de cada proceso de permiso de NSR depende del estado de consecución de la 

ubicación del proyecto, y si las fuentes del proyecto superan determinados umbrales de emisiones 

establecidos en las reglamentaciones locales, estatales y federales. La EPA (Agencia de Protección 

Ambiental) evalúa todas las emisiones de fuentes fijas de criterio contaminante durante el desarrollo del 

permiso de construcción previo para determinar si un proyecto está sujeto a requisitos de mayor o menor 

importancia de NSR. El Proyecto propuesto está ubicado en un área de alcance para todos los criterios 

contaminantes, por lo tanto, lo contrario a estono se aplicaría a este proyecto.
4-164

Prevención de deterioro significativo

Las normas de PSD están destinadas a preservar la calidad del aire existente en las zonas donde los 

niveles de cumplimiento de contaminantes están por debajo de las NAAQS. Además de exigir una revisión 

exhaustiva de los impactos ambientales, tecnologías viables de control de las emisiones e impacto 

relacionado, las regulaciones PSD imponen límites específicos a la cantidad de contaminantes que las 

principales fuentes fijas nuevas o modificadas pueden agregar a los niveles de calidad del aire existentes.

La EPA utiliza una prueba de tres partes para determinar el alcance de una fuente fija. En virtud del 

Título 40 del Código de Reglamentaciones Federales (CFR 52.21 (b) (5) y (6), una sola fuente fija incluye 

todas las actividades que emiten contaminantes que:

1. Pertenecen al mismo grupo industrial.

2. Se encuentran en una o más propiedades contiguas o adyacentes.

3. Están bajo el control de una misma persona (o personas bajo control común).

La Planta Aguirre es una "fuente importante" existente de contaminantes atmosféricos criterio. Es 

obligatorio el permiso de construcción previa que permite la revisión de un cambio físico (o el cambio en el 

método de funcionamiento) de una fuente fija mayor existente en el programa de PSD federal si el cambio 

cumple los criterios de una "modificación importante". Si el cambio resulta en un incremento y un 

incremento neto en la tasa de emisión anual de cualquiera de los contaminantes regulados en el programa 

PSD mayor que sus respectivas tasas de emisiones significativas, entonces el cambio se considera 

"importante" y se aplican los requisitos de revisión de PSD. Aguirre LLC propone instalar nuevas unidades 

en el Terminal Marítimo, que pudieran suponer aumentos de emisiones. En la sección 4.12.2.2. se hace un 

análisis detallado de los requisitos de permisos PSD, de la Planta Aguirre y del Terminal Marítimo de GNL.

La PREPA presentó una solicitud de no aplicabilidad de PSD ante la EPA. La JCA ha facilitado una 

copia de cortesía para su evaluación. En su solicitud, la PREPA afirma que el proyecto propuesto debe ser 

considerado parte de la Planta Aguirre porque el Terminal Marítimo de GNL se construiría para almacenar y 

suministrar gas natural a la Planta Aguirre. Se ha propuesto un nivel de reducciones de emisiones en la 

Planta Aguirre junto con condiciones del permiso aplicables a nivel federal para todo el equipo del Proyecto, 

en un nivel de emisiones que haría inaplicable una revisión PSD. La EPA publicó su decisión el 06 de mayo 

de 2014, donde establece que la Planta Aguirre y el Proyecto propuesto no estarían sujetos a requisitos de 

PSD, siempre que ciertas condiciones del permiso se incluyan en los permisos de construcción de la JCA, 

tanto para el Complejo Eléctrico de Aguirre como para el Proyecto en sí.

Permiso de funcionamiento del Título V

Los permisos de funcionamiento son documentos cuyo cumplimiento se puede exigir legalmente, 

que las autoridades de permisos emiten a las fuentes de contaminación del aire después de que la fuente ha 

comenzado a funcionar. El permiso de operación está diseñado para mejorar el cumplimiento mediante la 

aclaración de lo que las instalaciones (fuentes) deben hacer para controlar la contaminación del aire. Según 

la delegación de la EPA, la JCA es la autoridad de permisos para el Título V del programa de permisos de 

funcionamiento en Puerto Rico. El proyecto propuesto está sujeto a los requisitos del permiso de 

funcionamiento del Título V (incluso la parte del título V de la reglamentación adaptada de la EPA sobre 

Gases de Efecto Invernadero) y porque el Terminal Marítima y la Planta Aguirre sería permitida como una 

fuente fija, la modificación al permiso actual de funcionamiento de la Planta Aguirre según el Título V se 

considera una "modificación importante". La Planta Aguirre está funcionando actualmente de acuerdo con 

el Título V de la CAA, Permiso de Funcionamiento PFE-TV-4911-63-0796-0005.
4-165

El 5 de noviembre de 2013, la EPA emitió una carta señalando que el Terminal Marítimo podría 

descargar 183 mil millones de pies cúbicos estándar de gas natural por año. Sin embargo, las emisiones 

potenciales se calcularon en base a una cantidad de descarga anual de 159 mil millones de pies cúbicos 

estándar por año. El 6 de mayo de 2014, la EPA afirmó que se incluiría una condición en el permiso de 

construcción de la JCA para el Proyecto, que limitaría la cantidad de descarga de GNL a 159 mil millones 

de pies cúbicos estándar por año, a lo que la PREPA accedió. La PREPA presentará una modificación a 

su permiso existente según el Título V para incluir las condiciones en el permiso RCCA Parte 203 para 

construir, cuando este se emita.

Monitoreo de garantía de cumplimiento

Como se mencionó anteriormente, la FSRU estaría sujeta a un Permiso de Funcionamiento del 

Título V, cada caldera del FSRU tendría óxidos de nitrógeno no controlados (NOx) las emisiones que 

superen el umbral de las principales fuentes (100 toneladas por año [tpa]) (91 toneladas métricas por año 

[tmpa]), y cada caldera del FSRU utilizarían un complemento de equipo de control para cumplir con el 

límite de emisiones de NOx. Por lo tanto, las calderas estarían sujetas a los requisitos de monitoreo de 

garantía de cumplimiento según el CFR, 40, 64 salvo que el permiso del Título V especificara un método de 

cumplimiento continuo.

Nuevos estándares de desempeño de fuente nueva

La EPA ha establecido NSPS según 40, CFR 60 que regula las emisiones de contaminantes a la 

atmósfera de determinados tipos de fuentes estacionarias. Además de las reglas generales de la Subparte A, 

el equipo dentro del proyecto estaría sujeto a ciertas subpartes que se señalan a continuación. En base a los 

precedentes, las fuentes de emisión a bordo de las transportadoras de GNL que entregan carga están exentas 

de aplicabilidad en las NSPS porque no son fuentes fijas. Los requisitos NSPS, por lo tanto, sólo se aplican 

a las fuentes de emisión de la FSRU y a la plataforma del terminal.

Subpartes CE, EC, CCCC, DDDD EEEE y FFFF - Estándares de desempeño para incineradores

Subpartes CE, EC, CCCC, DDDD, EEEE y FFFF pueden aplicarse a pequeños incineradores de 

fuentes fijas, con la aplicabilidad de cada uno dependiendo de la edad del incinerador y del tipo de material 

que se incinera. La FSRU y las transportadoras de GNL visitantes pueden ser equipadas con incineradores 

de a bordo, por lo general relativamente pequeñas (por ejemplo, 10 toneladas por día de capacidad). Los 

incineradores de las transportadoras de GNL no son "fuentes fijas" y por lo tanto, están exentas de esos 

requisitos. El incinerador en la FSRU no sería utilizado mientras la FSRU esté en el terminal marítimo, y 

por lo tanto, esas subpartes no son aplicables al Proyecto. Las condiciones del permiso garantizarán el 

cumplimiento de esta subparte.

Subparte Db - Estándares de desempeño de unidades comerciales-industriales-institucionales 

generadoras de vapor

La Subparte Db se aplica a las unidades generadoras de vapor construidas, reconstruidas o 

modificadas desde el 19 de junio de 1984 con una capacidad de entrada de calor de más de 100 

MMBtu/hora. Una "unidad de producción de vapor" está definida en la presente Subparte como un 

dispositivo que quema todo el combustible y produce vapor o calienta el agua, o calienta cualquier medio de 

transferencia. Las calderas de transportadoras de GNL visitantes no son "estacionarias" y no están sujetas a 

esta regla. Las calderas principales y la auxiliar en la FSRU tendrían una capacidad de entrada de calor de, 

por lo menos, 100 MMBtu/hora. Sin embargo, cuando se construyó cada caldera, se ajustó a la definición de 

una "caldera temporal" ("... diseñada para, y... capaz de ser transportada o trasladada de un lugar a otro..."), 

lo cual no está sujeto a la Subparte Db (por 40 CFR 60.40b (m)). Debido a que la NSPS se aplica a las 
4-166

fuentes fijas en el momento de la construcción, reconstrucción o modificación, el anclaje o atraque de la 

embarcación en la cual están instaladas las calderas no constituye un acto de construcción, reconstrucción o 

modificación, el NSPS Subparte Db no se aplica a las calderas de la FSRU.

Subparte Dc - Estándares de desempeño para unidades pequeñas generadoras de vapor en industrias, 

comercios e instituciones

Subparte Dc (40 CFR 60.41c) se aplica a las calderas de fuentes fijas construidas, reconstruidas o 

modificadas después del 09 de junio 1989 con una capacidad de entrada de calor de entre 10 y 100 

MMBtu/hora. El generador de gas inerte a bordo de las transportadoras de GNL tiene una capacidad de 

entrada de calor dentro de ese rango, pero no calienta el agua o un medio de transferencia de calor y por lo 

tanto, no cumple con la definición de "unidad de generación de vapor".

Subparte Kb, Estándares de desempeño para contenedores de almacenamiento de líquidos orgánicos 

volátiles

La Subparte Kb se aplica a los contenedores de almacenamiento construidos, reconstruidos o 

modificados después del 23 de julio 1984, con una capacidad igual o superior a 19,813 galones (75 m3) que 

se utilizan para almacenar un líquido orgánico volátil, que es cualquier líquido orgánico que puede emitir

compuestos orgánicos volátiles (como se define en 40 CFR 51.100) a la atmósfera. Los FSRU y las 

transportadoras de GNL incluirían tanques de diferentes tamaños para el almacenamiento de gas natural 

licuado, combustible, lubricantes y aceites usados. Sin embargo, los contenedores de almacenamiento 

permanente adheridos a vehículos, incluso buques, están exentos de la Subparte Kb bajo 40 CFR 60.110b 

(d) (3). La plataforma del terminal incluiría varios tanques de almacenamiento pequeños para combustibles, 

lubricantes y aceites usados; cada uno con una capacidad mucho menor que 19,813 galones (75 m3). Debido 

a que el Proyecto no incluiría tanques de almacenamiento para líquidos volátiles orgánicos que tengan una 

capacidad superior a 19,813 galones (75 m3) que se correspondan con la aplicabilidad indicada en 40 CFR 

60.110b, la Subparte Kb no es aplicable al proyecto.

Subparte IIII - Motores estacionarios de combustión interna de encendido por compresión.

Subparte IIII se aplica a los propietarios y operadores de los motores estacionarios de combustión 

interna de encendido por compresión que iniciaran la construcción después del 11 de julio de 2005, donde 

los motores fijos de combustión interna de encendido por compresión sean fabricados después del 1 de abril 

de 2006 y no fueran motores de bombas contra incendios, o estuvieran fabricados como un motor de bomba 

contra incendios certificado por NFPA después del 1 de julio de 2006. Los dos grupos electrógenos diésel 

de la plataforma y las dos bombas contra incendios diésel estarían sujetas a la Subparte IIII y el 

cumplimiento estará garantizado mediante la compra de motores que estén certificados por los fabricantes 

para cumplir con los estándares de emisiones correspondientes, según 40 CFR 60.4211 (c). El diésel 

eléctrico con doble combustible (DFDE) y otros motores pequeños (por ejemplo, generadores de 

emergencia, los motores de los botes salvavidas, etc.) a bordo de la FSRU y las transportadoras de GNL 

visitantes no son motores de combustión interna estacionarios. Subparte IIII define un "motor de 

combustión fijo", como exclusión de los motores no destinados al transporte. Un motor no destinado al 

transporte, tal como se define en 40 CFR 1068.30 sección (1) (i), son específicamente los motores que se 

utilizan en o sobre un pedazo de equipo que es autopropulsado. Hay una exclusión en la sección (2) (iii) de 

la definición de "motor no destinado al transporte" que se aplica a los motores restantes en una sola 

ubicación durante más de 12 meses consecutivos, pero que la exclusión sólo se aplica a la sección reunión 

motores (1) (iii ) de la definición - es decir, aquellos que son "portátiles o transportables, es decir, diseñados 

para ser transportados o trasladados de un lugar a otro" - y no los motores de equipos autopropulsados que 

se describen en la sección (1) (i ) de la definición.
4-167

Subparte IIII sólo se aplica a los propietarios y operadores de motores fijos que hayan "comenzado 

la construcción" (o fueran modificados o reconstituidos) después del 11 de julio de 2005, y define "iniciada 

la construcción", a la fecha en que el motor se pidió [40 CFR 60.4200 (a)]. En ese caso, la construcción 

nunca se inició sobre un motor fijo a la fecha de pedido del motor (hasta el momento); el motor no se podía 

y no se puede usar en carretera. Anclar o atracar la embarcación donde se encuentran instalados los motores 

no constituye un acto de pedido de motor (comienzo de la construcción), modificación o reconstrucción, y 

por lo tanto, la Subparte IIII no se aplicaría a los motores de la FSRU. Debido a que esta situación es 

relativamente única, se discutió con la EPA de la Región 2 por conferencia telefónica el 19 de noviembre de 

2012. EPA Región 2 estuvo de acuerdo con esta interpretación (Kennedy, 2012).

Subparte JJJJ - encendido por chispa en motores de combustión interna

La Subparte JJJJ se aplica a los propietarios y operadores de motores fijos de combustión interna de 

encendido por chispa que son pedidos después del 12 de junio 2006, donde los motores fijos de combustión 

interna de encendido por chispa son fabricados después de una fecha especificada (para motores de menos 

de 500 caballos de fuerza (hp) tales como los que se proponen aquí, la fecha es el 1 de julio de 2008). A los 

grupos electrógenos de la plataforma de los dos motores de combustión interna de encendido por chispa, se 

aplica la Subparte JJJJ y cumplirían con los límites de emisiones correspondientes (1.0 gramos por caballo 

de fuerza por hora [g/hp-h] NOx, 2.0 g/hp-h CO, 0.7 g/hp-h de compuestos orgánicos volátiles [COV]). El

DFDE y otros motores de encendido por chispa de la FSRU no son motores fijos ya que se clasifican como 

motores de uso fuera de carretera, tal como se describe en la subsección anterior sobre la Subparte IIII. Por 

lo tanto, los motores FSRU no están sujetos a la Subparte JJJJ, según lo verificado por la EPA en la carta de 

Excelerate Energy del 11 de abril 2013 (Riva, 2013).

Subparte OOOO - Producción, transmisión y distribución de petróleo crudo y gas natural.

La Subparte OOOO regula las emisiones de COV y SO2 de las instalaciones construidas o 

modificadas después del 23 de agosto de 2011. La norma se ocupa de los límites de emisiones y estándares 

de prácticas de trabajo para las terminaciones de pozos de gas fracturados hidráulicamente, dispositivos 

neumáticos, compresores y tanques.

El Terminal Marítimo no incluye ningún pozo de petróleo o pozo de gas y no ablandan ni procesan 

(por ejemplo, deshidratar, fraccionar, etc.) el gas, y por lo tanto, no tienen ninguna "unidad de proceso" y no 

es una "instalación afectada" según la Sección 60.5365 (a) - (d) o (f) - (h) de la Subparte OOOO.

Aunque según la Subparte OOOO los tanques de almacenamiento en la FSRU cumplen con la 

definición regulatoria de aplicabilidad de "embarcación de almacenamiento", los requisitos aplicables para 

las embarcaciones de almacenamiento sólo se aplican a las embarcaciones de almacenamiento en el sitio del 

pozo con emisiones de COV superiores a 6 toneladas (5.4 toneladas métricas) por año [Sección 60.5395 

(a)]. Dado que no existen sitios así en esta instalación (y el GNL tiene emisiones de COV insignificantes), 

estos requisitos no se aplican.

Estándares Federales para Instalaciones y Contaminantes Designados

Las Subpartes HHH, III, y JJJ de 40 CFR 62 incluyen requisitos que potencialmente se pueden 

aplicar a los incineradores, con la aplicabilidad de cada uno según la edad del incinerador y qué es 

exactamente lo que se incinera. La FSRU y las transportadoras de GNL visitantes pueden estar equipadas 

con incineradores a bordo, que normalmente son relativamente pequeños (por ejemplo, 10 toneladas por día 

[9 toneladas métricas por día] de capacidad). Los incineradores de las transportadoras de GNL no son 

"fuentes fijas" y por lo tanto, están exentas de esos requisitos. El incinerador en la FSRU no sería utilizado 
4-168

mientras la FSRU esté en . La plataforma de atraque en alta mar. Por lo tanto, las Subpartes HHH, III y JJJ 

no se aplican al Terminal Marítimo de GNL.

Estándares Nacionales de Emisión de Contaminantes Atmosféricos Peligrosos

El NESHAP, codificado en 40 CFR Partes 61 y 63, regula las emisiones de contaminantes 

peligrosos del aire (HAP). La Parte 61 fue promulgada antes de las enmiendas de 1990 de la CAA y regula 

sólo ocho tipos de sustancias peligrosas (amianto, benceno, berilio, emisiones de hornos de coque, arsénico 

inorgánico, mercurio, radionucleidos, y cloruro de vinilo). El proyecto propuesto no se encuentra en una de 

las categorías de fuentes reguladas por la Parte 61, por lo tanto, los requisitos de la Parte 61 no son 

aplicables.

Las enmiendas de 1990 de la CAA establecieron una lista de los 189 contaminantes peligrosos del 

aire (HAP), que dieron lugar a la promulgación de la Parte 63. La Parte 63, también conocida como las 

normas de la tecnología de control máximo alcanzable que regula las emisiones de HAP de las dos 

principales fuentes de emisiones de HAP y no principales (área) fuentes de emisiones de HAP dentro de 

categorías de fuentes específicas. La Parte 63 define una fuente importante de HAP como cualquier "fuente 

fija o grupo de fuentes fijas ubicadas dentro de un área contigua y bajo el control común" que tiene el 

potencial de emitir 10 toneladas anuales (9 tma) de cualquier HAP o 25 toneladas por año (23 tma) de HAP 

en total. Por las mismas razones señaladas en el análisis de aplicabilidad PSD anterior, el Terminal 

Marítimo de GNL está considerado como "dentro de un área contigua y bajo control común" con la Planta 

Aguirre. LEsta planta por sí misma es una fuente importante de HAP y este hecho no cambia como 

resultado de la implementación del Proyecto. Por lo tanto, la combinación del Terminal Marítimo de GNL y 

la Planta Aguirre es también una fuente importante de HAP.

Subparte Y - Estándares Nacionales de Emisión para las Operaciones de Carga de Contenedores 

Marinos

La Subparte Y (40 CFR 63.561) establece los requisitos para las fuentes principales actuales de 

HAP y para las nuevas operaciones de carga de contenedores marinos en las principales fuentes de HAP y 

fuentes (no principales) del área de HAP. La Subparte Y define las operaciones de carga de contenedores 

marinos como "cualquier operación en la que una mercancía se carga al por mayor en el contenedor marino 

desde un terminal, que puede incluir la carga de varios contenedores marinos durante una operación de 

carga". Sin embargo, esta subparte no se aplica a las operaciones de carga de embarcaciones con tanque 

marino en atracaderos de carga que sólo transfieren líquidos que contienen HAP (contaminantes peligrosos 

del aire) orgánicos como impurezas. Como se define en esta subparte, "impurezas" significa sustancias HAP 

que están presentes en materias primas o que se producen en un proceso, junto con el producto primario o 

materia prima casualmente y que son un 0.5 por ciento HAP total en peso o menos. Además, la impureza no 

tiene un propósito útil en la producción o utilización del producto primario o materia prima y no está 

aislado. Los compuestos HAP presentes en el GNL son solamente impurezas y, por lo tanto, la Subparte Y 

no es aplicable al Proyecto.

Subparte EEE: Incineración de desechos peligrosos

La Subparte EEE puede aplicarse a la incineración de "residuos peligrosos". La definición de 

"residuos peligrosos" es compleja, pero excluye específicamente a los residuos domésticos, incluido 

cualquier material (es decir, basura y desechos sanitarios en tanques sépticos) tomado de los hogares 

(incluidas las áreas de la tripulación) [40 CFR 261.4 (b) (1)]. La FSRU y la visita a las transportadoras de 

GNL pueden estar equipadas con incineradores de a bordo, relativamente pequeños por lo general (por 

ejemplo, 10 toneladas por día [9 toneladas métricas por día] de capacidad). El incinerador de la FSRU no 

sería operado en la plataforma de atraque en alta mar, y se requeriría la visita a las transportadoras de GNL 
4-169

para no incinerar nada en la plataforma que no sea "basura doméstica", tal como se describió anteriormente. 

Por lo tanto, la Subparte EEE no se aplica a Proyectos.

Subparte ZZZZ: NESHAP para motores de combustión interna alternativos fijos

La Subparte ZZZZ se aplica a motores de combustión interna alternativos fijos. Los motores de la 

plataforma serían "nuevos" (con el inicio de la construcción el 12 junio de 2006 o posteriormente) y debido 

a que los grupos electrógenos son todos de 500 hp o más pequeños, no hay requisitos adicionales a la 

Subparte ZZZZ (es decir, el cumplimiento de la Subparte IIII NSPS es todo lo que la Subparte ZZZZ 

requiere para estos motores). Los motores de bombas contra incendios de la plataforma pueden ser de más 

de 500 hp en cuyo caso estarían sometidos a las disposiciones aplicables de la Subparte ZZZZ y a cumplir 

con los requisitos de los "motores de combustión interna alternativos fijos de emergencia" (no más de 100 

horas/año de operaciones que no sean de emergencia, de los cuales, no más de 50 pueden ser para 

operaciones que no sean controles de mantenimiento ni pruebas de preparación). Para los motores de la 

FSRU, como con la Subparte IIII de NSPS, esta subparte define al "motor de combustión interna alternativo 

fijo" y excluye a los motores para uso fuera de la carretera (como se define en 40 CFR 1068.30). Por las 

mismas razones señaladas en la Subparte IIII de NSPS, los motores de la FSRU se consideran motores para 

uso fuera de la carretera y no deben estar sometidos a la Subparte ZZZZ. Debido a que esta situación es 

relativamente única, se solicitó la confirmación de esta interpretación a la Región 2 de EPA y EPA confirmó 

esta interpretación por carta con fecha 11 de abril de 2013 (Riva, 2013).

Subparte DDDDD: NESHAP para calderas industriales, comerciales e institucionales y calentadores de 

proceso

La Subparte DDDDD puede aplicarse a calderas industriales, comerciales e institucionales que se 

encuentran en una fuente principal de HAP. Las calderas de las transportadoras de GNL cumplen con la

definición de "calderas temporales" en 40 CFR 63.7575 y, por lo tanto, están exentas por la sección 

63.7491(j). Según se desprende de las revisiones de la Subparte DDDDD13, la definición de "caldera 

temporal" excluye a las calderas que (1) están conectadas a una base; (2) permanecen en un lugar dentro de 

la instalación y tienen la misma función o una función similar durante más de 12 meses consecutivos 

(cualquier caldera temporal que sustituye a otra en un lugar y tiene la misma función o una función similar 

estaría incluida en el cálculo del período de tiempo consecutivo), a menos que la agencia reguladora apruebe 

una extensión (que podrá ser concedida por la agencia reguladora ante la solicitud del propietario u operador 

de la unidad donde se especifique la razón para dicha solicitud); (3) se encuentran en una instalación fija y 

operan durante el período anual de funcionamiento completo de las instalaciones fijas, permanecen en la 

instalación durante al menos 2 años, y operan en esa instalación durante al menos 3 meses al año; o (4) se 

desplazan de un lugar a otro dentro de la instalación, pero siguen teniendo la misma función o una función 

similar y brindan la misma electricidad, vapor y/o sistema de agua caliente con la intención de eludir los 

requisitos de tiempo de residencia de la definición. Por lo tanto, Aguirre LLC supone que las calderas de la 

FSRU no cumplen con la definición de "calderas temporales" y estarían sometidas a la Subparte DDDDD. 

La Región 2 de EPA también estuvo de acuerdo con esta interpretación (Kennedy, 2012).

Debido a que las calderas de la FSRU habrían sido construidas antes del 4 de junio de 2010, 

estarían sometidas a la Tabla 2 de las normas aplicables a las calderas "existentes" (en virtud de 40 CFR 

63.7490). Dado que se necesitaría petróleo para encender los quemadores de las calderas por más de 48 

horas al año, las calderas se ubican en la subcategoría "Unidad diseñada para quemar líquido". Debido a que 

 

13 Véase el volumen 78 del Registro Federal, página 7192 (31 de enero de 2013).
4-170

el Proyecto se encuentra en Puerto Rico, cada caldera es la subcategoría de "Unidad diseñada para quemar 

combustible líquido que no sea una unidad continental". Durante el funcionamiento normal (cuando se 

alimenta gas de evaporación, con o sin petróleo utilizado para encender quemadores), las calderas 

cumplirían con todos los límites aplicables. Si se restringe el suministro de gas y la FSRU debe operar sólo 

con petróleo, los factores de emisión AP-42 indican que las emisiones de cloruro de hidrógeno podrían 

potencialmente exceder los límites aplicables. Si se prevé que surja una situación de reducción de gases, 

Aguirre LLC se comprometería a analizar el petróleo para ver el contenido de cloro antes de utilizarlo en las 

calderas.

El generador de gas inerte en la FSRU no cumple con la definición de "caldera" o "calentador de 

proceso" en la sección 63.7575 (es decir, su finalidad no es la recuperación de la energía térmica o la 

transferencia del calor) y, por lo tanto, no está sometida a la Subparte DDDDD.

Subparte JJJJJJ: NESHAP para fuentes de área de calderas industriales, comerciales e institucionales

La Subparte JJJJJJ se aplica a las calderas nuevas o existentes situadas en una fuente de área de 

HAP. La definición de fuente de área según esta regulación hace referencia a cualquier fuente de HAP que 

no sea una fuente principal. Debido a que la Planta Aguirre es una fuente principal de HAP, no se aplica la 

Subparte JJJJJJ.

Informe sobre gases de efecto invernadero

El 8 de noviembre de 2010, la EPA firmó una norma que completa los requisitos de informes para 

la industria del petróleo y gas natural según 40 CFR 98. La Subparte W de 40 CFR 98 exige que las 

instalaciones de petróleo y gas natural que tienen emisiones de gases de efecto invernadero reales de 25,000 

toneladas métricas o más de equivalente de dióxido de carbono (CO2e) por año que informen sobre las 

emisiones anuales de gases de efecto invernadero específicos de diversos procesos dentro de la instalación y 

lleven a cabo el control correspondiente. El almacenamiento de GNL y el equipo de importación y 

exportación de GNL se consideran parte de la categoría de fuentes reguladas por la Subparte W. Por lo 

tanto, si las emisiones reales de la Planta Aguirre o el Terminal Marítimo superan el umbral de 27,500 

toneladas (25,000 toneladas métricas), estaría obligado a cumplir con todos los requisitos aplicables de la 

norma.

Disposiciones de prevención de accidentes químicos

Las instalaciones de GNL están sujetas a las normas de seguridad DOT (por ejemplo, 49 CFR 193 y 

33 CFR 127). La sección 112(r) de la CAA y las normas asociadas a la EPA (40 CFR 68) se aplican a los 

propietarios u operadores de fuentes fijas que producen, transforman, manipulan o almacenan sustancias 

tóxicas o inflamables. Sin embargo, el Consejo General de la EPA ha aclarado que la sección 112(r) y las 

normas asociadas no se aplican a las instalaciones de GNL en la medida en que estas instalaciones 

transportan tales sustancias o las almacenan en forma incidental al transporte (Klee, A.2003). Aparte de 

GNL, que se almacenarían para incidir en el transporte, el Proyecto no estaría almacenando sustancias 

peligrosas o inflamables por encima de los umbrales especificados en 40 CFR 68 y, por lo tanto, esas 

normas no se aplican. La urea acuosa se utiliza para los sistemas de reducción catalítica selectiva (SCR), en 

lugar de amoniaco, y se almacena en tanques a bordo de la FSRU. La 40 CFR 68 no se aplica al 

almacenamiento de la urea acuosa, ya que no es una sustancia incluida en la sección 112(r). Sin embargo, 

para estos tanques, la cláusula sobre obligación general 112(r)(1) no se aplica:

Los propietarios y operadores de las fuentes fijas que producen, transforman, manipulan o 

almacenan sustancias [peligrosas] tienen una obligación general de la misma manera y en la misma 

medida que la sección 654, título 29 del Código de Estados Unidos, para identificar los riesgos que 
4-171

puedan derivarse de comunicados [accidentales] mediante el uso de las técnicas de evaluación de 

riesgos correspondientes, para diseñar y mantener una instalación segura, tomando las medidas que 

sean necesarias para prevenir escapes y reducir al mínimo las consecuencias de escapes accidentales 

que ocurran.

Aguirre LLC tomaría las medidas necesarias para cumplir con las disposiciones sobre obligaciones 

generales mencionadas anteriormente en el Terminal Marítimo.

Conformidad general

Las normas sobre la conformidad general en la 40 CFR 93, Subparte B sólo puede aplicarse a las 

áreas designadas como zonas de "mantenimiento" "consecución" con respecto a las NAAQS. La Tabla 

4.10.1-2 establece las designaciones de consecución para el área del proyecto. Ninguna de las áreas en las 

inmediaciones del Proyecto se designa como "incumplimiento" con respecto a cualquiera de los 

contaminantes. Ningún área es zona de "mantenimiento" para los agentes contaminantes. Por lo tanto, las 

normas sobre la conformidad general no se aplican.

Anexo VI sobre MARPOL internacional

La OMI estableció MARPOL en 1973 y posteriormente promulgó el Anexo VI, Normas para 

prevenir la contaminación del aire ocasionada por naves, que se aprobó en 1997 y que entró en vigor en 

2005. El Anexo VI sobre MARPOL se aplica a todas las naves y regula las emisiones de NOx y óxidos de 

azufre. La norma 13 del Anexo VI establece los límites de NOxpara los motores diésel marinos. El DFDE en 

la FSRU está sujeta al límite de NOx de Nivel I para los motores diésel marinos construidos entre el 1 de 

enero de 2000 y el 1 de enero de 2011. El límite de emisión se basa en la velocidad nominal del motor (n) y 

se calcula usando la fórmula 45 *n-0,2 gramos por kilovatio hora (g/kWh), donde n es 130 o más, pero menos 

de 2,000 revoluciones por minuto. El DFDE tiene una velocidad nominal de 720 revoluciones por minuto, 

lo que resulta en un límite de NOxde Nivel I de 12.1 g / kWh. El DFDE de la FSRU puede cumplir 

actualmente con dicho límite.

La norma 14 del Anexo VI establece límites al contenido de azufre en todo combustible utilizado a 

bordo en las naves. El contenido de azufre del combustible se limita a un 3.5 por ciento en peso al 1 de 

enero de 2012, o posteriormente, y a un 0.5 por ciento en peso al 1 de enero de 2020, o posteriormente. La 

norma 14 también establece ciertas zonas de control de emisiones (ECA) que tienen límites de contenido de 

azufre más bajos. Actualmente, las ECA establecidas tienen un límite de azufre en el combustible de un 1 

por ciento en peso, excepto para las embarcaciones con sistemas de limpieza de gases de escape 

homologados o cualquier otro método tecnológico para cumplir con el límite de óxido de azufre equivalente 

al límite de azufre en el combustible. Las embarcaciones que operan en las ECA deben utilizar combustible 

con un contenido de azufre inferior o igual al 0.1 por ciento a partir del 1 enero de 2015.

Se designó un ECA del Caribe en julio de 2011, que incluye las aguas costeras dentro de las 50 

millas náuticas de distancia (93 km) de la costa de Puerto Rico. Los límites de azufre en el combustible en 

esta nueva EPA entraron en vigor el 1 de enero de 2014. Por lo tanto, en 2014, las embarcaciones en el área 

del proyecto tendrán que limitar el azufre en el combustible al 1 por ciento (a menos que tengan un sistema 

de depuración de gases de escape homologado) y el 1 de enero de 2015 tendrán que limitar el azufre en el 

combustible al 0.1 por ciento (a menos que tengan un sistema de depuración de gases de escape 

homologado). Estas disposiciones pueden afectar la carga que entregan las transportadoras de GNL en el 

Terminal Marítimo y potencialmente la FSRU. Es importante destacar que esta enmienda acerca de las EPA 

tiene una exención para las embarcaciones construidas el 1 de agosto de 2011, o posteriormente, y que 

funcionan con calderas de propulsión que no fueron diseñadas originalmente para el funcionamiento 

continuo con combustible destilado marino o gas natural. Las embarcaciones de la flota EBRV entran en 
4-172

esta categoría. Para estas embarcaciones, es posible que los requisitos de azufre del 0.1 por ciento no se 

apliquen antes del 1 de enero de 2020.

La norma 16 del Anexo VI establece los requisitos internacionales para la incineración a bordo, 

incluidas las prohibiciones relativas a la incineración de ciertos tipos de materiales y el control de 

temperatura de salida continuo mientras el incinerador esté funcionando. Tanto la FSRU como las 

transportadoras de GNL adherirían a los requisitos aplicables de la presente norma.

Puerto Rico/Local

La JCA es la autoridad de permisos para las emisiones atmosféricas del Proyecto que no estén 

sometidas al PSD. La JCA promulgó requisitos de calidad del aire en sus Normas para el control de la 

contaminación atmosférica. A continuación se detallan los requisitos locales sobre la calidad del aire 

potencialmente aplicables.

Norma 201 sobre la aprobación local

Todas las nuevas fuentes fijas principales, o modificaciones principales de las fuentes existentes, 

deben obtener una aprobación del lugar por parte de la JCA antes de la construcción. Con el fin de obtener 

la aprobación del lugar, se debe demostrar que el lugar es "favorable" con respecto a la calidad del aire 

existente, localizar el clima y la meteorología, el uso actual de la tierra y los efectos sobre las zonas 

sensibles ecológicas cercanas. Las emisiones propuestas no deben violar ninguna NAAQS aplicable a los 

contaminantes, en cumplimiento de las normas, o superar los niveles de impacto significativo para los 

contaminantes de incumplimiento. Las emisiones propuestas deben ser limitadas por medio de la mejor 

tecnología de control disponible para los contaminantes de consecución y por medio de la tecnología de 

índice de emisión de más bajo alcance para los contaminantes de incumplimiento. El solicitante deberá 

cumplir con la Regla 201 a través de la presentación de una solicitud de Aprobación de Ubicación.

Norma 202 sobre el análisis del impacto de la calidad del aire

Cuando la JCA así lo solicite, se realizará un análisis del impacto de la calidad del aire, que 

demuestre que las emisiones propuestas, junto con los demás aumentos o reducciones de emisiones 

aplicables, no causarán ni contribuirán significativamente a la contaminación del aire en incumplimiento de 

las NAAQS. Consulte la sección 4.10.1.5 de este análisis para observar un debate del impacto previsto sobre 

la calidad del aire.

Norma 203 sobre el permiso para construir

Todas las nuevas fuentes o modificaciones de las fuentes existentes deberán solicitar y recibir un 

permiso para construir de la norma 203 antes de comenzar la construcción. Como parte del proceso de 

permisos federales, la PREPA podría proporcionar la información requerida por la norma 203 para las 

solicitudes de permisos para construir, incluida la certificación por parte de un ingeniero profesional con 

licencia en Puerto Rico de que la información técnica es verdadera y completa. El Proyecto cumplirá con la 

norma 203 y obtendría un permiso para construir.

Norma 204 sobre el permiso para operar

La norma 204 solicita que las fuentes obtengan un permiso para operar antes de comenzar la 

operación. Sin embargo, las fuentes que necesitan obtener un permiso según el programa federal Permiso 

para funcionamiento del Título V están exentas de cumplir con los requisitos de esta norma. La PREPA

presentará a la EPA una modificación a su permiso existente del Título V para incluir el Proyecto.
4-173

Norma 206 sobre las excepciones

La norma 206 enumera una serie de actividades que están exentas de la obligación de obtener un 

permiso para construir conforme a la norma 203 o un permiso para operar conforme a la norma 204. Una 

variedad de actividades exentas, tales como aire acondicionado, sistemas de ventilación, equipos de cocina y 

equipos de limpieza, estarían presentes en la FSRU, la plataforma del terminal y las transportadoras de 

GNL.

Norma 403 sobre las emisiones visibles

Las fuentes fijas se limitan a las emisiones visibles de no más del 20 por ciento de opacidad, 

excepto que las emisiones visibles hasta el 60 por ciento de opacidad estén permitidas para un máximo de 4 

minutos dentro de un intervalo consecutivo de 30 minutos. El cumplimiento se determinará utilizando los 

métodos de prueba de la norma 106, que incorpora los métodos de la 40 CFR 60 como referencia, y no 

requiere la presentación de un protocolo de prueba ante la JCA para su aprobación. Las emisiones visibles 

de embarcaciones marítimas están limitadas al 20 por ciento de opacidad, mientras que estén ancladas o 

amarradas en un puerto, muelle o bahía en el Estado Libre Asociado de Puerto Rico, excepto que las 

emisiones visibles de hasta el 60 por ciento de opacidad estén permitidas para un máximo de 4 minutos 

dentro de un intervalo consecutivo de 30 minutos. El cumplimiento se determinará utilizando los métodos 

de referencia de la EPA 9 o 9A.

Norma 404 sobre las emisiones fugitivas 

Ninguna persona generará o permitirá que se manejen, transporten o almacenen materiales en un 

edificio y sus dependencias, o que se utilice, construya, altere, repare o destruya una carretera sin antes 

tomar las precauciones razonables para evitar que las partículas se eleven en el aire. Se espera que el 

Proyecto cumpla con la norma 404 y se tomarían las medidas correspondientes para controlar y prevenir que 

las partículas tengan acceso a la atmósfera.

Norma 405 sobre la incineración

La norma 405 requiere que los incineradores de residuos sólidos no peligrosos completen las 

pruebas de rendimiento, cumplan con un límite de emisiones y se presenten los certificados de evaluación a 

la JCA. LLa FSRU (Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación) estará equipada con un pequeño 

incinerador para la eliminación de diversos residuos, pero esto no se realizaría en . La plataforma de atraque 

en alta mar. Aunque la mayoría de las transportadoras de GNL también estarán equipadas con un 

incinerador de a bordo, se entiende que los incineradores a bordo no están sometidos a la norma 405. Esto se 

confirmaría con la JCA. Si están sometidos a la norma 405, Aguirre LLC podrá exigir a las transportadoras 

de GNL que no operen sus incineradores de a bordo mientras se encuentren en el Terminal Marítimo, o que 

cumplan con todos los requisitos aplicables de la norma 405.

Norma 406 sobre el equipo quemador de combustible

La norma 406 limita las emisiones de partículas de cualquier tipo de equipo quemador de 

combustible a 0.30 libras por MMBtu. Todas las fuentes de emisiones del Proyecto cumplirán con este 

límite.

Norma 410 sobre el contenido máximo de azufre en los combustibles

Para cualquier equipo quemador de combustible construido después de la fecha de entrada en 

vigencia de esta norma, el contenido de azufre en combustible no deberá superar el 2.5 por ciento en peso, 
4-174

siempre que ello no genere el incumplimiento de las NAAQS. Para cualquier equipo quemador de 

combustible con una capacidad de entrada de calor superior a 8 MMBtu/hora, el propietario u operador debe 

solicitar una asignación porcentual de azufre a la JCA. Todas las fuentes de emisiones del Proyecto 

cumplirán con este límite y si superan el límite se solicitará una asignación porcentual de azufre a la JCA.

Norma 412 sobre las emisiones de dióxido de azufre

Ninguna persona generará o permitirá emisiones de compuestos de azufre en el aire, expresado 

como SO2, con una concentración superior a 1,000 ppm (1,000 mg/l) por volumen, y condiciones estándar y 

corregidas al 21 por ciento de O2. Todas las fuentes de emisiones del Proyecto cumplirán con este límite.

Norma 417 sobre el almacenamiento de compuestos orgánicos volátiles

Los tanques de almacenamiento de COV de más de 40,000 galones (151,412 litros) deberán estar 

presurizados, equipados con un techo flotante o con un sistema de recuperación y eliminación de vapor. Los 

tanques de almacenamiento están exentos de cumplir con estos requisitos si se utilizan para almacenar un 

líquido con una presión de vapor real de menos de 0.75 psi absoluta. La FSRU, la plataforma del terminal y 

las transportadoras de GNL tendrán varios tanques de almacenamiento de gasoil, combustible pesado (HFO) 

y aceites lubricantes. Todas estas sustancias tienen una presión de vapor inferior a 0.75 psi absolutas y están, 

por lo tanto, exentos de esta norma.

Norma 420 sobre el olor desagradable 

Tal como lo exige el Estado en virtud de la norma 420, ninguna persona generará o permitirá 

emisiones a la atmósfera de materia que produzca un olor "desagradable" que se pueda percibir en una zona 

que no sea la designada para fines industriales. No se espera que el Terminal Marítimo emita a la atmósfera 

materia que produzca un olor "desagradable" que se pueda percibir en una zona que no sea la designada para 

fines industriales (nota: la distancia mínima a un receptor humano es de 1.7 millas [2.7 km]). Si se detectan 

olores más allá del perímetro de la propiedad, y se reciben quejas, Aguirre LLC investigará y tomará 

medidas para minimizar y/o eliminar los olores, según sea necesario.

Permisos de funcionamiento del Título V

Las normas 601 a 605 establecen los requisitos para la solicitud y expedición de los permisos de 

funcionamiento del Título V para nuevas fuentes fijas principales. La Planta Aguirre está funcionando 

actualmente en virtud del permiso de funcionamiento del Título V de la CAA TV-4911-63-0796-0005. La 

PREPA presentará una modificación a este permiso de Título V para que la EPA incluya el Proyecto.

4.10.1.4 Impacto y mitigación de emisiones de la construcción

Se prevé que la construcción del Proyecto dure aproximadamente 12 meses. Solo una pequeña parte 

de las emisiones de la construcción se producirían en tierra, debido a que la instalación consistiría 

principalmente en estructuras submarinas y marítimas. El solicitante debe presentar un programa para la 

construcción propuesta del proyecto como parte de la solicitud de Aprobación de Ubicación (Regla JCA 

201). A continuación se describen las emisiones de construcción estimadas para cada componente del 

Proyecto.

Tubería de interconexión submarina y Terminal Marítimo

Para la construcción de la tubería serían necesarias varias embarcaciones con capacidades de 

construcción especializadas y otras para apoyar las actividades de construcción. Estas naves incluirían una 
4-175

embarcación para el transporte de personal/suministros, barcaza de puntales, una barcaza para el tendido de 

las tuberías submarinas, remolcadores de apoyo, una embarcación para investigación, una barcaza de 

transporte de tuberías y un remolcador para las tuberías. La construcción de la tubería submarina se llevaría 

a cabo durante un período aproximado de 4 meses y se estima incluir 113 días de operación para un número 

de naves marinas que ayudarán durante la construcción. Finalizar la tubería incluye otras tareas, como apoyo 

de buceo, realizar pruebas hidrostáticas de la tubería y realizar un informe conforme a obra.

Para la plataforma de atraque en alta mar, Aguirre LLC utilizaría diseños modulares prefabricados, 

compuestos de elementos fabricados bajo condiciones de planta y no construidos en el sitio. El uso de 

elementos prefabricados reduce la necesidad de operaciones complejas de encofrado in situ sobre el mar. 

Las ventajas incluyen un programa de construcción reducido y un menor número de personal y equipo de 

apoyo marino. Reducir el tiempo de trabajo in situ al mínimo en el medio marino reduce las emisiones 

temporales de contaminantes atmosféricos asociadas con las actividades de construcción. La construcción 

de la plataforma marítima se llevaría a cabo durante aproximadamente 11 meses y se estima que serán 

necesarios 200 días de operación de una barcaza con grúa y un remolcador de apoyo. La Tabla 4.10.1-4 lista 

los totales calculados de emisión de contaminantes de la construcción de la tubería submarina y la 

plataforma marítima. Se supone que todos los motores marinos cumplirían con las normas de emisión 

marina pertinentes. Sin embargo, para estimar las emisiones, se utilizaron factores de la compilación AP-42 

de la EPA como criterio de contaminantes, y factores predeterminados de emisión de 40 CFR 98 para los 

GEI (gases de efecto invernadero).

TABLA 4.10.1-4

Tubería submarina y emisiones en la construcción de la plataforma del Terminal Marítimo (toneladas [tonelada métrica])

para el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Fuente: NOx CO COV PM10 PM2.5 SO2 HAP CO2e

Embarcación de 

personal/apoyo

4.4

(4.0)

1.2

(1.1)

0.11

(0.09)

0.14

(0.13)

0.14

(0.13) 

0.14

(0.13)

0.007

(0.006)

224

(203)

Barcaza de puntales 2.7

(2.4)

0.6

(0.5)

0.21

(0.19)

0.19

(0.17) 

0.19

(0.17)

0.06

(0.05)

0.004

(0.003)

99

(90)

Barcaza para la colocación de 

las tuberías submarinas

42.7

(38.7)

10.6

(9.6)

1.84

(1.67)

1.88

(1.71) 

1.88

(1.71)

1.26

(1.14)

0.067

(0.061) 

1,987

(1,803)

Remolcador de apoyo n.o 1 8.4

(7.6)

2.2

(2.0)

0.21

(1.67)

0.26

(0.24)

0.26

(0.24) 

0.27

(0.25)

0.013

(0.012)

428

(388)

Remolcador de tuberías 8.4

(7.6)

2.2

(2.0)

0.21

(1.67)

0.26

(0.24)

0.26

(0.24)

0.27

(0.25) 

0.013

(0.012) 

428

(388)

Pruebas hidrostáticas 0.6

(0.5)

0.1

(0.1)

0.05

(0.05)

0.04

(0.04)

0.04

(0.04)

0.01

(0.01)

0.001

(0.001)

21

(19)

Barcaza con grúa 50.1

(45.4)

10.8

(9.8)

4.0

(3.6)

3.5

(3.2)

3.5

(3.2)

1.2

(1.1)

0.08

(0.07)

1,857

(1,685)

Remolcador de apoyo n.o 2 152.5

(138.3)

40.5

(36.7)

3.9

(3.5)

4.8

(4.4)

4.8

(4.4)

4.9

(4.4)

0.23

(0.21)

7,796

(7,072)

Total 269.6

(244.5)

68.2

(61.8)

10.5

(9.5)

11.1

(10.1)

11.1

(10.1)

8.1

(7.3)

0.4

(0.4)

12,841

(11,649)

____________________

Nota: las cifras de este cuadro se han redondeado a efectos de su presentación. Como resultado, las conversiones pueden no ser 

exactas en todos los casos.

FSRU

Aguirre LLC utilizaría una embarcación de la flota existente de la FSRU Excelerate Energy del 

Proyecto; por lo tanto, el componente de la FSRU no generaría nuevas emisiones de construcción.
4-176

Conexión marítima

La oficina de construcción y las zonas de descanso temporal de los contratistas en tierra se ubicarían 

en suelo industrial dentro de la propiedad de la Planta Aguirre. Aguirre LLC prevé utilizar un muelle 

existente, también dentro de la propiedad de la Planta Aguirre, con acceso directo al canal de barcazas de la 

Bahía de Jobos.

Durante la construcción en alta mar, la zona de descanso temporal en tierra se utilizaría durante 15 

semanas. Aguirre LLC estima dos viajes de entrega por semana de un camión para tareas pesadas de motor 

diésel y cinco viajes por semana de una camioneta de servicio ligera con motor de gasolina. La tabla 4.10.1-

5 muestra las millas de recorrido estimadas para los vehículos sobre la base de un supuesto de 25 millas 

(40 km) por viaje.

TABLA 4.10.1-5

Uso de vehículos en carretera para el área de descanso temporal en tierra del

Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Vehículo

Número de 

vehículos

Actividad estimada

Número de 

semanas

Viajes por 

semana

Millas por viaje 

(km)

Millas recorridas 

por vehículo (km)

Camioneta liviana de 

servicio con motor de 

gasolina

1 15 5 25 (40) 1,875 (3,018)

Camión para tareas pesadas 

de motor diésel

1 15 2 25 (40) 750 (1,207)

____________________

Nota: las cifras de este cuadro se han redondeado a efectos de su presentación. Como resultado, las conversiones pueden no ser 

exactas en todos los casos.

La tabla 4.10.1-6 indica las emisiones estimadas de los vehículos en carretera y el polvo fugitivo 

asociado con las actividades en el área de descanso temporal en tierra. Las emisiones de los vehículos en 

carretera se han calculado utilizando factores de emisión del modelo MOBILE 6.2 y de The Climate 

Registry. Las emisiones de polvo fugitivo se han estimado suponiendo un acre (1 cuerda) de terreno 

afectado, con una duración de 4 meses cada una para las actividades de construcción y de descanso. Se 

utilizarían aspersión de agua y otras medidas de supresión de polvo para reducir las emisiones.

TABLA 4.10.1-6

Emisiones de los vehículos en carretera y de polvo fugitivo (toneladas [toneladas métricas]) para el

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Fuente: CO NOx SO2 COV PM10 PM2.5 CO2e

Motores de 

vehículos en 

carretera

0.02 (0.02) 3E-03 (3E-03) 3E-05 (3E-05) 1E-03 (1E-03) 6E-05 (6E-05) 6E-05 (6E05)2.29 (2.08)

Polvo fugitivo 0.25 (0.23) 0.03 (0.03)

Totales 0.02 (0.02) 3E-03 (3E-03) 3E-05 (3E-05) 1E-03 (1E-03) 0.25 (0.23) 0.03 (0.03) 2.29 (2.08)

____________________

Nota: las cifras de este cuadro se han redondeado a efectos de su presentación. Como resultado, las conversiones pueden no ser 

exactas en todos los casos.

Con base en el análisis anterior y las medidas de mitigación propuestas por Aguirre LLC, se 

concluye que la construcción del Proyecto no tendría un impacto significativo en la calidad del aire local o 

regional.
4-177

4.10.1.5 Impacto y mitigación de las emisiones de las operaciones del Proyecto

Las fuentes de emisión de aire de la operación del Proyecto incluirían equipos en la FSRU, la 

plataforma del terminal y la transportadora de GNL. A continuación se indican los supuestos utilizados para 

determinar las emisiones totales anuales.

FSRU

La FSRU está equipada con dos calderas principales, una caldera auxiliar y un DFDE (motor diésel 

eléctrico de doble combustible). Las dos calderas principales, cada una de 224 MMBtu/h, son capaces de 

liberar cualquier combinación de gas evaporado (boil off), combustible pesado o ambos combustibles de 

forma simultánea. Las calderas son también capaces de consumir una pequeña cantidad de combustible 

destilado, solo para poner en funcionamiento una caldera fría. Durante la puesta en marcha de las calderas se 

consumiría combustible pesado. En el caso de un arranque en frío, las calderas deben encenderse con un 

combustible destilado marino más ligero hasta que haya suficiente vapor disponible para calentar el 

combustible pesado hasta la temperatura requerida para bombear y atomizar los quemadores. Sin embargo, 

en los cálculos de emisiones en el encendido, se tuvo en cuenta al combustible pesado como único 

combustible durante todo el proceso de puesta en funcionamiento. ELas calderas principales quemarían gas 

evaporado como único combustible durante el funcionamiento de rutina, excepto para el encendido 

periódico de los quemadores, en que durante un breve tiempo se consumirá a la vez gas evaporado y 

combustible pesado. Este tiempo se estima como el equivalente a un período de 30 minutos diarios para 

cada caldera. El Proyecto también requeriría la capacidad para una cantidad limitada de consumo de 

combustible pesado, equivalente a 744 horas por caldera cada año (lo que incluye 48 horas de arranque en 

frío al año por caldera con aproximadamente un 33 % de carga y 696 horas al año por caldera con 

aproximadamente un 10 % de carga, para mantener el suministro de energía eléctrica durante el 

mantenimiento y los períodos en que no haya GNL disponible). Durante el funcionamiento con gas 

evaporado, las calderas principales utilizarían el sistema de reducción catalítica selectiva (SCR, por sus 

siglas en inglés) para controlar las emisiones de NOx.

Para las calderas principales, se eligió la combinación del peor caso de situaciones de 

funcionamiento hipotéticas para cada contaminante. Para el NOx, PM10, PM2.5, SO2, y N2O, las emisiones 

anuales en el peor de los casos resultan de 7,833 horas de funcionamiento a gas evaporado con SCR y una 

carga del 100 %; 696 horas de funcionamiento a combustible pesado con aproximadamente un 10 % de 

carga; 48 horas de arranques en frío solo con combustible pesado y una carga promedio de un 33 %; y 183 

horas de encendido de los quemadores. Para el CO, COV, HAP, amoníaco, CO2, CH4 y CO2e, las emisiones 

anuales en el peor de los casos se basan en 8,577 horas de funcionamiento solo con gas evaporado y SCR 

con una carga del 100 %; y 183 horas de encendido de los quemadores. Las emisiones incluyen todas las 

emisiones de las calderas, independientemente de la medida en que se utilice la energía de la caldera para 

descargar GNL o para generar electricidad (es decir, también se ha incluido este último uso). Para la caldera 

auxiliar, se suponen 8,760 horas de funcionamiento con gas evaporado y SCR con una carga del 100 %.

La caldera auxiliar, con capacidad de hasta 157 MMBtu/h, utilizaría GNL regasificado como único 

combustible. Se utilizaría SCR para controlar las emisiones de NOx en todo momento, excepto durante los 

periodos de inicio y apagado. Durante los períodos en que no haya carga suficiente de GNL para que 

funcione como combustible, la caldera auxiliar no estaría en funcionamiento.

El DFDE, de 4,020 kilovatios (kW), puede funcionar con combustible destilado o GNL regasificado 

con una pequeña cantidad de combustible destilado (aproximadamente un 1 % de la entrada total de calor), 

utilizado como combustible piloto. El DFDE tendría un número limitado de horas de funcionamiento: 

aproximadamente 365 horas al año con GNL regasificado para proporcionar energía eléctrica para iniciar la 

bomba de alta presión y hasta 864 horas al año con combustible destilado o GNL regasificado para 

proporcionar energía eléctrica cuando uno o más generadores de turbinas de vapor estén en mantenimiento.
4-178

Los varios motores de menor tamaño de la FSRU incluyen un motor de bote de rescate de 144 hp, 

un bote salvavidas con dos motores de 29 hp cada uno y un generador de emergencia de 620 kW. Todos 

estos motores funcionan con combustible destilado con un contenido de azufre supuesto de 15 ppm por peso 

y durante las operaciones de rutina en el Terminal solo se lo utilizarían durante 30 minutos de pruebas por 

semana. La FSRU también cuenta con un pequeño incinerador de a bordo, pero no se lo utilizaría en . La 

plataforma de atraque en alta mar. En la medida en que las fuentes de energía estén asociadas con la 

provisión de electricidad y otras funciones de las embarcaciones y no con la transferencia, el 

almacenamiento o la gasificación de GNL (como es el caso del incinerador, los motores del generador de 

emergencia y los motores de los botes salvavidas), no se consideran parte de la fuente fija permitida bajo el 

programa PSD (por la Región 2 de la EPA). Sin embargo, en este análisis se estiman las emisiones 

potenciales de los motores del generador de emergencia y del bote salvavidas con fines de divulgación.

Equipos de plataforma

La plataforma de la terminal contará con cuatro generadores eléctricos con motores alternativos, 

cada uno de entre 238 y 350 kW. Dos motores funcionarán solo con gas natural y los otros dos, solo con 

gasoil. Los motores actuarían como generadores para suministrar energía eléctrica para diversas actividades 

en la plataforma, como la iluminación, la utilización de interruptores, controles y bombas, y otros usos. Los 

dos motores de gas natural funcionarían al 100 % de carga durante 8,760 horas. Además, uno de los dos 

generadores que funcionan con gasoil, operaría con una carga de 100 % durante el período de amarre de los 

transportadores de GNL, las transferencias de carga y las operaciones de desamarre de los transportadores 

de GNL, o 2,300 horas por año. La carga máxima requerida por los equipos de la plataforma es de 

aproximadamente 662 kW, por lo que se espera que solo un máximo de tres de los motores estén en 

funcionamiento en un mismo momento. El total de emisiones de las instalaciones se basa en esto. La 

plataforma contaría con varios tanques de almacenamiento de combustible y lubricantes, que serían fuentes 

insignificantes de emisiones.

Además, habría dos bombas contra incendios con motores diésel, cada uno de aproximadamente 

525 hp. Las emisiones potenciales de los motores de las bombas contra incendios en plataforma se basan en 

500 horas anuales de funcionamiento cada una, con una carga del 100 %. Sin embargo, durante las 

operaciones de rutina, los motores de bombas contra incendios solo funcionarían durante 30 minutos de 

prueba por semana.

La salida de ventilación situada en los postes de amarre de la plataforma ventilaría GNL 

regasificado de manera segura desde diversos componentes del Terminal en caso de una condición de 

emergencia, lo que resultaría en emisiones de CH4 y COV. Sin embargo, durante el funcionamiento normal, 

todos los vapores residuales de GNL que sea necesario eliminar de las tuberías y de los otros componentes

se recuperarían y ventilarían de nuevo dentro de los tanques de la FSRU y/o los transportadores de GNL. El 

único uso de la salida de ventilación que no sería de emergencia sería para una purga anual de los equipos 

de la plataforma para permitir el mantenimiento, lo que generaría una cantidad muy pequeña de emisiones. 

Estas emisiones se basan en el volumen total de gas contenido en la tubería, según lo determinado por 

Excelerate Energy, junto con valores típicos de densidad y contenido de CH4 y de VOC en el GNL 

regasificado.(No existe una tasa de emisión de corto plazo para esta actividad intermitente).
4-179

Descarga de los transportadores de GNL

El Proyecto estaría en condiciones de aceptar entregas de GNL de cualquiera de los cientos de 

transportadoras de GNL del mundo con una capacidad de carga de entre 163,500 y 283,800 yd3(125,000 a

217,000m3). Estas embarcaciones son impulsadas principalmente por calderas de vapor o motores DFDE, 

con diferentes modelos y capacidades. Las emisiones potenciales de la transportadora de GNL se calculan 

con base en los siguientes supuestos.

 Una tasa promedio de emisión de gas natural anual de 500 MMpc/día desde de la FSRU, 

lo que corresponde aproximadamente a 50 entregas de carga de un transportador de GNL 

"típico" con 39 millones de galones (151,000 m

3

) de capacidad de carga. Se supone que 

cada entrega de un transportador de GNL "típico" toma aproximadamente 30 horas.

 Se consideraron dos tipos diferentes de sistemas de propulsión de transportadores: 

calderas de turbinas de vapor alimentadas con gasolina y gas evaporado, y embarcaciones 

con DFDE de velocidad media que pueden funcionar con combustible doble (99 % de gas 

evaporado y 1 % de gasolina) o gasolina.

 Para cada contaminante, se desarrollaron factores de emisión g/kWh para cada tipo de 

sistema de propulsión, con base en las siguientes tres situaciones de uso de combustible: 

turbina de vapor que consume 1/3 de gasolina residual y 2/3 de gas evaporado; turbina de 

vapor que consume gas evaporado en un 100 %; DFDE que funciona en un 100 % con 

combustible destilado. Se seleccionó la peor tasa de emisión para cada contaminante para 

determinar las emisiones anuales y de corto plazo.

 El GNL se descargaría a una velocidad de 1.3 millones de galones por hora (5,000 m

3

/h), 

con una demanda de energía estimada de 1,560 kW. Se supone que la carga para la 

provisión de energía eléctrica será de 1,900 kW para la transportadora de GNL a vapor y 

de 3,000 kW para la transportadora de GNL con DFDE.

Con base en conversaciones con la Región 2 de EPA, solo la parte de las emisiones de transporte 

de GNL que están directamente relacionadas con la transferencia de la carga deben incluirse como parte 

de las emisiones del Proyecto en el marco del programa PSD. Las emisiones de transportadores de GNL 

debidas a la generación de electricidad se estiman aquí con fines de divulgación.

Embarcación de apoyo

Una sola embarcación de apoyo, de unos 150 pies (46 m) de longitud, transportaría suministros y 

personal hacia y desde la plataforma del Terminal. También se supone que esta embarcación tiene dos 

generadores diésel de 40 kW cada uno y dos motores diésel de bomba contra incendios de 873 hp cada uno. 

Los dos generadores diésel pequeños funcionarían las 24 horas del día y los dos motores de bomba contra 

incendios operarían durante 30 minutos de prueba a la semana. Los motores principales de la embarcación 

de apoyo funcionarían seis horas al día durante las transferencias de carga y personal desde y hacia la costa. 

Si bien las emisiones de la embarcación de apoyo no se incluyen como parte del total de emisiones de la 

instalación para obtener el permiso PSD, aquí se las incluye con fines de divulgación.

Remolcadores de apoyo

Cuatro remolcadores, cada uno con una potencia de 5,520 hp, estarían en tránsito durante un total de 

cuatro horas con un 60 % de carga del motor, y cuatro horas en actividades de amarre y desamarre con un 

69 % de carga del motor, por cada transportador de GNL que llegue al Terminal. Si bien las emisiones 

procedentes de los remolcadores de apoyo no se incluyen como parte de las emisiones totales de la 

instalación para obtener el permiso PSD, aquí se las incluye con fines de divulgación.

La Tabla 4.10.1-7 presenta las emisiones potenciales anuales para el Proyecto.
4-180

TABLA 4.10.1-7

Emisiones potenciales anuales (tpa [tmpa]) para el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Fuente: NOx CO COV PM10 PM2.5 SO2 CO2e

Gas evaporado de la caldera 1 (8,760 h) 17.8

(16.1)

21.7

(19.7)

1.0

(0.9)

7.3

(6.6)

7.3

(6.6)

0.6

(0.5)

114,648

(104,007)

Gas evaporado de la caldera 2 (8,760 h) 17.8

(16.1)

21.7

(19.7)

1.0

(0.9)

7.3

(6.6)

7.3

(6.6)

0.6

(0.5)

114,648

(104,007)

Combustible pesado para Caldera 1 (696 h) 1.6

(1.5)

0.1

(0.1)

0.02

(0.02)

0.4

(0.4)

0.3

(0.3)

4.5

(4.1)

1,375

(1,247)

Combustible pesado para caldera 2 (696 h) 1.6

(1.5)

0.1

(0.1)

0.02

(0.02)

0.4

(0.4)

0.3

(0.3)

4.5

(4.1)

1,375

(1,247)

Combustible pesado para arranque en frío de 

la caldera 1 (48 h)

0.9

(0.8)

0.01

(0.01)

0.003

(0.003)

0.09

(0.08)

0.07

(0.06)

0.9

(0.8)

282

(256)

Combustible pesado para arranque en frío de 

la caldera 2 (48 h)

0.9

(0.8)

0.01

(0.01)

0.003

(0.003)

0.09

(0.08)

0.07

(0.06)

0.9

(0.8)

282

(256)

Encendido del quemador de la caldera 1 

(183 h)

0.4

(0.4)

0.45

(0.41)

0.02

(0.02)

0.25

(0.23)

0.22

(0.20)

1.2

(1.1)

2,767

(2,510)

Encendido del quemador de la caldera 2 

(183 h)

0.4

(0.4)

0.45

(0.41)

0.02

(0.02)

0.25

(0.23)

0.22

(0.20)

1.2

(1.1)

2,767

(2,510)

Caldera 1 (total anual en el peor de los casos) 18.8

(17.1)

21.7

(19.7)

1.0

(0.9)

7.3

(6.6)

7.1

(6.4)

7.1

(6.4)

115,021

(104,345)

Caldera 1 (total anual en el peor de los casos) 18.8

(17.1)

21.7

(19.7)

1.0

(0.9)

7.3

(6.6)

7.1

(6.4)

7.1

(6.4)

115,021

(104,345)

Caldera aux. (el peor de los casos) 12.7

(11.5)

30.9

(28.0)

0.7

(0.6) 

5.2

(4.7)

5.2

(4.7)

0.4

(0.4)

81,566

(73,995)

Generador diésel (el peor de los casos) 17.2 

(15.6)

18.0

(16.3)

4.4

(4.0) 

0.5

(0.5)

0.5

(0.5) 

0.5

(0.5)

2,339

(2,176)

Motor de plataforma 1 (GN) 4.5

(4.1)

9.1

(8.3)

3.2

(2.9)

0.15

(0.13)

0.15

(0.13)

0.012

(0.012)

2,338

(2,121)

Motor de plataforma 2 (GN) 4.5

(4.1)

9.1

(8.3)

3.2

(2.9)

0.15

(0.13)

0.15

(0.13)

0.012

(0.012)

2,338

(2,121)

Motor de plataforma 3 (aceite destilado) 0.2

(0.2)

0.2

(0.2)

0.06

(0.05) 

0.01

(0.01)

0.01

(0.01)

0.004

(0.004)

547

(496)

Motor de plataforma 4 (aceite destilado) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Bomba contra incendios de plataforma 1 0.7

(0.6) 

0.2

(0.2)

0.1

(0.1) 

0.02

(0.02) 

0.02

(0.02)

0.001

(0.001)

148

(134)

Bomba contra incendios de plataforma 2 0.7

(0.6) 

0.2

(0.2)

0.1

(0.1) 

0.02

(0.02) 

0.02

(0.02)

0.001

(0.001)

148

(134)

Metano fugitivo N/A N/A N/A N/A N/A N/A 220

(200)

Emisión con venteo N/A N/A 0.003

(0.003)

N/A N/A N/A 1

(0.9)

Descarga de transportadoras de GNL (el peor 

de los casos)

31.2

(28.3)

11.8

(10.7)

2.0

(1.8)

0.5

(0.5)

0.4

(0.4)

5.8

(5.3)

2,139

(1,940)

Generación de electricidad de las 

transportadoras de GNL, que incluye 

movimientos en la zona de seguridad y ralentí 

en el muelle (el peor de los casos) 

60.0

(54.4)

22.7

(20.6)

3.9

(3.5)

0.94

(0.85)

0.84

(0.76)

7.0

(6.4)

5,297

(4,805)

Embarcación de apoyo 72.5

(65.8)

19.3

(17.3)

1.9

(1.7) 

2.3

(2.1)

2.3

(2.1)

0.04

(0.04)

3,706

(3,362)

Remolcadores de transportadoras de GNL 

(X4)

63.8

(57.9)

16.9

(15.3)

1.6

(1.5)

2.0

(1.8)

2.0

(1.8)

2.1

(1.9)

3,262

(2,959)

Varios motores de la FSRU 0.5

(0.5)

0.08

(0.07)

0.01

(0.01)

0.01

(0.01) 

0.01

(0.01) 

0.0001

(0.0001)

15

(14)

Totales de las instalaciones 354.4

(321.5)

200.0

(181)

26.1

(23.7)

27.1

(24.6) 

26.5

(24.0)

35.7

(32.4)

334,579

(303,525)

____________________

Nota: las cifras de este cuadro se han redondeado a efectos de su presentación. Como resultado, las conversiones pueden no ser 

exactas en todos los casos.
4-181

Métodos de gestión recomendables del Proyecto

En respuesta a los requisitos federales y locales, se incluyeron en el diseño del Proyecto métodos de 

gestión recomendables (Best Management Practices, en inglés), o fueron propuestos por Aguirre LLC para 

reducir los impactos ambientales. Los impactos potenciales de las emisiones atmosféricas de las operaciones 

del Proyecto se reducirían mediante la incorporación de restricciones a las operaciones y el uso de 

tecnologías de reducción de emisiones en la FSRU para limitar las emisiones contaminantes. El diseño del 

proyecto para las calderas de alta mar incluye sólo la combustión de gas natural como combustible y el uso 

de la tecnología SCR para las calderas para lograr NOx controlado y niveles de desprendimiento de 

amoniaco de 15 ppm y 10 ppm, respectivamente. Estas medidas utilizan una tecnología de eficiencia 

probada y reducirían los impactos potenciales del Proyecto sobre la calidad del aire.

Evaluación de impacto sobre la calidad del aire

Análisis del modelo de dispersión marina y costera

Se utilizó el modelo de Dispersión marina y costera (OCD, por sus siglas en inglés) para evaluar la 

calidad de las concentraciones de aire con respecto a todos los contaminantes utilizados como criterio en el 

Proyecto de Terminal Marítimo propuesto para la comparación con las Normas Nacionales de Calidad del 

Aire (NAAQS, por sus siglas en inglés). Este análisis evalúa las fuentes de emisión fijas del Terminal 

Marítimo de GNL, así como las fuentes de emisión transitorias, incluidos los remolcadores y otras 

embarcaciones de apoyo que se desplazan dentro de la zona de seguridad, y la transportadora de GNL que 

se desplaza hacia y desde el Terminal Marítimo de GNL y en condiciones de generar energía eléctrica 

dentro de la zona de seguridad. El modelo ODC es el modelo recomendado por la EPA para las fuentes de 

energía ubicadas sobre el agua y utiliza datos meteorológicos provenientes de estaciones meteorológicas en 

tierra y agua. 

Datos meteorológicos para el OCD

El modelo TOC utiliza datos meteorológicos tomados cada hora desde tierra y agua para simular el 

transporte y la dispersión de la pluma para las condiciones costeras. Se introdujeron en el modelo OCD 

datos de estaciones de monitoreo en tierra y estaciones de monitoreo en agua con base en boyas 

representativos de las condiciones del lugar.

Método de limitación de ozono para calcular la concentración de NO2

Las pautas de la EPA para los modelos de dispersión de 1 hora de NO2 (Aclaración adicional con 

respecto a la aplicación del Apéndice W de la Guía para modelos para la Norma Nacional de Calidad 

del Aire Ambiente para concentraciones de NO2 de 1 hora, 1 de marzo de 2011) describen un enfoque de 

exploración de tres niveles para el modelado de concentraciones de NO2 de 1 hora. El modelado 

preliminar indicó que las concentraciones de 1 hora de NO2 provenientes de todas las fuentes del 

proyecto, usando el enfoque grado 1 o grado 2, resultarían en concentraciones altas irreales. Los niveles 1 

y 2 pueden predecir concentraciones de NO2demasiado conservadoras (altas), ya que los procesos 

atmosféricos reales de conversión no se tienen debidamente en cuenta. Por lo tanto, se utilizó el enfoque 

del Nivel 3, conocido como método de limitación de ozono, para proporcionar estimaciones más realistas 

(pero aún conservadoras) de las concentraciones máximas de NO2 en 1 hora.
4-182

Parámetros de las fuentes de emisiones del Terminal marítimo de GNL

El análisis del impacto del modelo de dispersión OCD (dispersión marina y costera) evaluará las 

fuentes de emisiones estacionarias del Terminal marítimo de GNL (fuentes de la FSRU, fuentes de la 

plataforma y descarga de la transportadora de GNL), así como las emisiones de generación de energía de la 

transportadora de GNL y las fuentes de emisiones transitorias que funcionan dentro de la zona de protección

(botes remolcadores, otras embarcaciones de apoyo y la transportadora de GNL que se desplazan hacia y 

desde la plataforma del terminal marítimo de GNL dentro de la zona de protección). Los parámetros de las 

fuentes de emisiones utilizados para el análisis de modelos de dispersión OCD se presentan en la Tabla 

4.10.1-8.

Resultados del modelo OCD

Las concentraciones de impacto pronosticadas por el OCD para el Terminal marítimo de GNL se 

presentan en la Tabla 4.10.1-9. Dado que se utilizó un solo año (2011) de datos meteorológicos tomados de 

la estación de vigilancia meteorológica de la Reserva de la Bahía de Jobos (JOXP4) en las proximidades, se 

usaron de forma conservadora las concentraciones máximas de impacto pronosticadas (en lugar de las 

segundas concentraciones más altas o del percentil 98) en la evaluación del cumplimiento con las NAAQS. 

Las concentraciones modeladas totales más las concentraciones ambiente de fondo son menores que todas 

las NAAQS correspondientes. Por lo tanto, no se espera que el funcionamiento del Terminal Marítimo de 

GNL cause o contribuya a una violación de alguna de las NAAQS y no tendría un impacto significativo en 

la calidad del aire.

Con base en el análisis anterior y las medidas de mitigación propuestas, concluimos que el 

funcionamiento del Proyecto no ocasionaría ningún impacto importante sobre la calidad del aire. 

Impacto sobre emisiones de gases de efecto invernadero (GEI)

Para la evaluación de la importancia potencial y del impacto de los GEI del Proyecto, se 

compararon las emisiones con los datos del Programa de Generación de Informes de Gases de Efecto 

Invernadero de la EPA, que recibió informes de emisiones de GEI provenientes de aproximadamente 8,000 

instalaciones en 2011, lo que cubrió los 50 estados más el Distrito de Columbia, Guam, Puerto Rico y las 

Islas Vírgenes de EE. UU. (EPA, 2013). Veintiocho de estas instalaciones que emitieron informes se 

situaban en Puerto Rico, y entre ellas se encontraban la mayoría de las principales centrales eléctricas de la 

isla, así como una serie de rellenos sanitarios (que son grandes emisores de CH4, un potente GEI) y varias 

otras instalaciones industriales. Las emisiones totales de GEI informadas en 2011 de estas 28 instalaciones 

de Puerto Rico ascendieron a 18,540,844 toneladas (16,819,970 toneladas métricas) de masa de GEI o 

55,577,807 toneladas (50,419,338 toneladas métricas) cuando se hace la conversión a CO2e. Las futuras 

emisiones potenciales anuales del componente del Terminal marítimo del proyecto equivalen al 0.6 % de las 

emisiones de GEI informadas por Puerto Rico para 2011; por lo tanto, el impacto relativo y la potencial 

importancia de las posibles emisiones de GEI del Proyecto son muy pequeños en comparación con otras 

fuentes de emisión existentes.

Las emisiones de CH4Fugitivo provenientes de fugas de válvulas, sellos de bombas, conectores y 

bridas tanto en la FSRU como en la plataforma de la terminal se basan en el número de componentes de la 

instalación y se supone que el 1 % de los componentes tienen fugas. La JCA podrá requerir un programa de 

detección y reparación de fugas de estas emisiones de CH4 fugitivo. Las tasas de emisión para los 

componentes con fugas se basan en los factores de emisión indicados en 40 CFR 98 Subparte W para 

equipos de importación y de exportación de GNL.
4-183

TABLA 4.10.1-8

Emisiones según modelo OCD y parámetros de escape para fuentes modeladas del Terminal marítimo de GNL

Descripción de la 

fuente

NOx

(lb/h [g/s])

CO

(lb/h 

[g/s])

PM10 / 

PM2.5

(lb/h [g/s])

SO2

(lb/h 

[g/s])

Altura de 

pila

(pies [m])

Temperatura 

del conducto 

de ventilación

(F[K])

Diámetro del 

conducto de 

ventilación

(pies [m])

Velocidad 

de salida

(pies/s 

[m/s])

Ángulo del 

conducto de 

ventilación

(grad.)

Elevación sobre el 

nivel del suelo

(pies [m])

Caldera 1 a

4.9

(0.62)

5.0

(0.63)

1.7

(0.21)

3.1

(0.39)

122.7

(37.4)

352

(451)

4.6

(1.4)

69.6

(21.2)

45 0.0

Caldera 2 a

4.9

(0.62)

5.0

(0.63)

1.7

(0.21)

3.1

(0.39)

122.7

(37.4)

352

(451)

4.6

(1.4)

69.6

(21.2)

45 0.0

Caldera auxiliar b

2.9

(0.37)

7.1

(0.89)

1.2

(0.15)

0.1

(0.012)

122.7

(37.4)

392

(473)

4.6

(1.4)

68.2

(20.8)

45 0.0

Generador DFDE c

11.5

(1.45)

29.3

(3.69)

0.2

(0.03)

0.2

(0.03)

122.7

(37.4)

626

(603)

2.3

(0.7)

93.8

(28.6)

45 0.0

Motor de la 

plataforma

Gas 1 d

1.0

(0.13)

2.1

(0.26)

0.0

(0.0043)

0.0

(0.00034)

20.0

(6.1) 

892

(751)

0.7

(0.2)

122.0

(37.2)

0 52.5

(16.0)

Motor de la 

plataforma

Gas 2 d

1.0

(0.13)

2.1

(0.26)

0.0

(0.0043)

0.0

(0.00034)

20.0

(6.1) 

892

(751)

0.7

(0.2)

122.0

(37.2)

0 52.5

(16.0)

Motor de la 

plataforma

Aceite 1 d

0.2

(0.026)

0.2

(0.0198)

0.0

(0.0013)

0.0

(0.00047)

20.0

(6.1) 

899

(755)

0.7

(0.2)

91.2

(27.8)

0 52.5

(16.0)

Descarga y 

generación de energía 

eléctrica de la turbina 

de vapor del 

transportador de GNL 

e

N/A N/A N/A 17.1

(2.16)

122.7

(37.4)

320

(433)

4.6

(1.4)

15.1

(4.6)

45 0.0

Turbina de vapor del 

transportador de 

GNL en la Zona de 

Seguridad + ralentí F

N/A N/A N/A 1.3

(0.16)

122.7

(37.4)

311

(428)

4.6

(1.4)

8.2

(2.5)

45 0.0

Descarga y 

generación de 

energía eléctrica del 

motor diésel dual de 

velocidad media 

(MSD) del 

transportador de 

GNL g

121.7

(15.33)

46.0

(5.8)

1.9

(0.24)

N/A 122.7

(37.4)

682

(634)

4.6

(1.4)

35.1

(10.7)

45 0.0

Motor diésel dual de 

velocidad media del 

transportador de 

GNL

Zona de seguridad + 

ralentí h

11.0

(1.38)

4.1

(0.52)

0.2

(0.02)

N/A 122.7

(37.4)

682

(634)

4.6

(1.4)

23.0

(7.0)

45 0.0

Embarcación de 

apoyo + 

remolcadores (20 % 

de las emisiones 

totales de masas) i

6.2

(0.78)

1.7

(0.21)

0.2

(0.025)

0.1

(0.012)

19.7

(6.0)

590

(583)

0.7

(0.2)

65.6

(20.0)

45 0.0

Embarcación de 

apoyo + 

remolcadores (40 % 

de las emisiones 

totales de masas) i

12.5

(1.57)

3.3

(0.42)

0.4

(0.049)

0.2

(0.024)

19.7

(6.0)

590

(583)

0.7

(0.2)

65.6

(20.0)

45 0.0

Embarcación de 

apoyo + 

remolcadores (40 % 

de las emisiones 

totales de masas) i

12.5

(1.57)

3.3

(0.42)

0.4

(0.049)

0.2

(0.024)

19.7

(6.0)

590

(583)

0.7

(0.2)

65.6

(20.0)

45 0.0
4-184

TABLA 4.10.1-8 (cont’d)

Emisiones según modelo OCD y parámetros de escape para fuentes modeladas del Terminal marítimo de GNL

____________________

a

Las emisiones de las calderas 1 y 2 son las tasas promedio anualizadas de emisión basadas en 7,833 horas de 

funcionamiento con gas evaporado, 696 horas con combustible pesado, 183 horas de encendido de quemadores y 48 horas 

de puesta en marcha.

b. Las emisiones de las calderas auxiliares son las tasas promedio anualizadas de emisión basadas en 8,724 horas de 

funcionamiento con gas evaporado y 36 horas de puesta en marcha.

c

Las emisiones de los generadores de los DFDE se basan en emisiones máximas por hora en condiciones de funcionamiento 

normal con combustible dual.

d

Las emisiones de los motores de la plataforma se basan en el máximo de emisiones por hora.

e

Las emisiones de descarga y generación de electricidad de la turbina de vapor de la transportadora de GNL se basan en 

emisiones máximas por hora de estas embarcaciones con turbina de vapor de propulsión en la plataforma de amarre 

(superiores a las emisiones de SO2 del MSD).

f

Las emisiones de la turbina de vapor de la transportadora de GNL en la zona de seguridad y en ralentí se basan en las 

emisiones promedio anuales de funcionamiento de la transportadora de GNL impulsada por turbinas de vapor dentro de la

zona de seguridad (superiores a las emisiones de SO2 del MSD).

g

Las emisiones de descarga y generación de electricidad del MSD de la transportadora de GNL se basan en emisiones 

máximas por hora de los MSD de esta embarcación en la plataforma de amarre (superiores a las emisiones de NOx, CO y 

materia de particulados).

h

Las emisiones del MSD de la transportadora de GNL en la zona de seguridad y ralentí se basan en las emisiones promedio 

anuales de funcionamiento de los MSD de esta embarcación dentro de la zona de seguridad (superiores a las emisiones de 

NOx, CO y materia de particulados).

i

Las emisiones de la embarcación de apoyo y los cuatro remolcadores suponen tres ubicaciones en la plataforma: una para la 

embarcación de apoyo y dos con dos remolcadores en cada una.

Notas: g/s = gramos por segundo; m = metros; K = Kelvin; m/s = metros por segundo; grad. = gradosLas cifras de este cuadro se han 

redondeado a efectos de su presentación. Como resultado, las conversiones pueden no ser exactas en todos los casos.

TABLA 4.10.1-9

Resultados del modelo OCD para todas las fuentes del Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre combinados con

fondo ambiental para comparación con las NAAQS

Contaminante Periodo medio

Concentración 

máxima prevista por 

el OCD (μg/m3) Fondo ambiental (μg/m3

)

Concentración total 

(μg/m3)

NAAQS

(μg/m3)

CO De 1 hora 147.8 18,370 18,517.8 40,000

CO De 8 horas 96.4 4,846 4,942.4 10,000

NO2 De 1 hora 128.9 56.4 185.3 188 

NO2 Anual 16.3 27.5 43.8 100 

PM2.5 De 24 horas 5.0 18.2 23.2 35

PM2.5 Anual 3.8 6.2 7.3 12

PM10 De 24 horas 5.0 77.5 82.5 150

SO2 De 1 hora 42.6 50.7 93.3 196

SO2 De 3 horas 36.6 38.3 74.9 1,300

SO2 De 24 horas 17.5 33.3 50.8 365

SO2 Anual 3.0 11.0 14.0 80

4.10.2 Ruido

En esta sección se describen los posibles efectos del ruido asociados con el Proyecto. Se espera que 

se genere ruido durante la construcción y operación del Proyecto. Se consideran los posibles efectos del 

sonido tanto en el aire como debajo del agua. Consulte la Sección 4.5.3.3 para leer una discusión sobre el 

impacto hidroacústico (bajo el agua) del Proyecto. Las siguientes secciones tratan sobre el sonido en el aire, 

las condiciones y normativas existentes, así como la forma en que el ruido generado a partir de la 

construcción y operación del Proyecto puede contribuir al ambiente acústico y los medios para mitigar este 

impacto sobre las zonas sensibles al ruido (NSA), en caso necesario.
4-185

4.10.2.1 Principios del ruido

El sonido es una secuencia de ondas de presión que se propaga a través de medios comprimibles, 

tales como aire o agua. Cuando el sonido llega a ser excesivo, molesto o no deseado, se le denomina ruido. 

Los decibeles son las unidades de medida utilizadas para cuantificar la intensidad del ruido. Para tener en 

cuenta la sensibilidad del oído humano a ruidos de bajo nivel, los valores en decibeles se corrigen a valores 

ponderados conocidos como decibeles en la escala de ponderación A (dBA). La Tabla 4.10.2-1 muestra los 

niveles relativos de ruido en dBA de sonidos comunes medidos en el medio ambiente y la industria.

El nivel de ruido equivalente (Leq) es la cifra preferida de un solo valor para describir los niveles de 

sonido que varían con el tiempo; se define como el nivel de presión de sonido de un ruido fluctuante en un 

período de tiempo, expresado como la cantidad de energía promedio. El nivel de sonido equivalente 

promedio ponderado A de 24 horas en horario diurno Leq y en horario nocturno Leq que se midan se conoce 

como nivel de ruido día-noche (Ldn). Para el Ldn, se agregan 10 dB a los niveles de sonido que se producen 

durante las horas nocturnas de 10 p. m. a 7 a. m. para justificar el aumento de sensibilidad de las personas a 

los ruidos en horas nocturnas y las condiciones ambientales normalmente más tranquilas durante este 

período de tiempo.

TABLA 4.10.2-1

Niveles de presión del sonido (LP) y sonoridad relativa

Fuente o actividad de ruido

Nivel de 

sonido

(dBA)

Impresión

subjetiva

Sonoridad relativa 

(percepción de

diferentes niveles de 

sonido)

Despegue de aviones de propulsión a chorro desde la 

transportadora (50 pies)

140 Umbral de dolor 64 veces más fuerte

Sirena de 50 hp (100 pies) 130 32 veces más fuerte

Concierto de rock ruidoso cerca del escenario/despegue de avión 

tipo jet (200 pies)

120 Desagradablemente 

alto

16 veces más fuerte

Despegue de avión flotante (100 pies) 110 8 veces más fuerte

Despegue de jet (2000 pies) 100 Muy fuerte 4 veces más fuerte

Camión pesado o motocicleta (25 pies) 90 2 veces más fuerte

Triturador de basura / licuadora de alimentos (2 pies) / taladro 

neumático (50 pies)

80 Fuerte Sonoridad de 

referencia

Aspiradora (10 pies) 70 Moderado La mitad de fuerte

Automóvil de pasajeros a 65 mph (25 pies) 65

Equipo de aire acondicionado de gran dimensión (20 pies) 60 1/4 de fuerte

Tráfico liviano de automóviles (100 pies) 50 Bastante silencioso 1/8 de fuerte

Zona residencial rural tranquila, sin actividad 45

Dormitorio o sala de estar tranquila/cántico de pájaros 40 Débil 1/16 de fuerte

Zona silvestre típica 35

Biblioteca tranquila, susurro suave (15 pies) 30 Muy silencioso 1/32 de fuerte

Zona silvestre sin viento ni actividad animal 25 Sumamente silencioso

Estudio de grabación de alta calidad 20 1/64 de fuerte

Cámara de ensayo acústico 10 Apenas audible

0 Umbral de audición

____________________

Fuente: Barnes y Laymon, 1977 y EPA 1971.

a Se han incluido fuentes y actividades de ruido que no tienen información en la columna de impresión subjetiva, con el fin de 

demostrar el efecto de duplicación entre intervalos de 10 dBA.
4-186

4.10.2.2 Requisitos reglamentarios

Se identificaron reglamentos y ordenanzas que serían aplicables al Proyecto bajo la FERC y la JCA. 

Se entiende que los siguientes límites de ruido se aplican a todas las operaciones normales del Proyecto y se 

describen con más detalle en las subsecciones siguientes.

Federales

La publicación “La salud y el bienestar con un margen adecuado de seguridad” (EPA, 1974) evalúa 

los efectos del ruido ambiental con respecto a la salud y la seguridad. El documento proporciona 

información para que la usen los gobiernos estatales y locales en el desarrollo de sus propias normas de 

ruido ambiental. La EPA ha determinado que, con el fin de proteger al público de la interferencia de 

actividades y molestias en ambientes exteriores de zonas residenciales, los niveles de ruido no deben 

exceder un Ldnde 55 dBA. Hemos adoptado este criterio (18 CFR 157.206(b)(5)) para la nueva compresión 

y las instalaciones de tuberías asociadas, y se utiliza aquí para evaluar el posible impacto de ruidos 

derivados de la operación del Terminal marítimo de GNL. Un Ldn de 55 dBA es equivalente a un nivel de 

ruido continuo de 48.6 dBA para las instalaciones que operan a un nivel constante de ruido.

Los reglamentos (18 CFR 380.12(k)) requieren que se cuantifique el ruido atribuible a toda 

instalación nueva (es decir, las nuevas estaciones de compresión y las instalaciones de tuberías asociadas u 

otras instalaciones jurisdiccionales de FERC) en toda NSA preexistente, a menos que se establezcan dichos 

agentes NSA después de la construcción de la instalación. Entre las zonas sensibles al ruido (NSA) se 

incluyen escuelas, hospitales y residencias. Otras normativas federales que corresponden al ruido más allá 

del ambiente de trabajo inmediato incluyen las Normas de Emisiones de Ruido para Equipos de 

Construcción, contenidas en el 40 CFR 204, y la Norma de Emisión de Ruido Correspondiente al Equipo de 

Transporte, contenida en el 40 CFR 205.

Estatales y locales 

De conformidad con la Ley de Política Pública Ambiental (Ley número 416 del 22 de septiembre 

de 2004), la JCA ha promulgado reglamentos con el propósito principal de establecer normas para 

minimizar el daño al medio ambiente y el establecimiento de puestos de control para las actividades que 

producen contaminación. En 2001, la Legislatura de Puerto Rico aprobó la Ley de Prohibición del Ruido 

como un reglamento para eliminar la contaminación acústica que sea perjudicial para la salud o el bienestar 

de los residentes del Estado Libre Asociado de Puerto Rico y establecer criterios claros sobre niveles de 

ruido acuático. Esta ley identifica a la JCA como la principal agencia local para hacer valer los reglamentos 

sobre ruido en la isla. El Reglamento 3418 de la JCA para el Control de la Contaminación Acústica 

(Reglamento para el Control de la Contaminación por Ruidos de la Junta de Calidad Ambiental, versión 

enmendada 2011) contiene normas y requisitos para el control, la reducción o la eliminación de ruido que 

pueda ser perjudicial para la salud y que altere el bienestar público. El reglamento de la JCA sobre ruido 

establece los límites de emisión de ruido para diferentes zonas receptoras, los niveles de emisión de ruido de 

los vehículos automotores y los procedimientos relativos a las mediciones del nivel de ruido. Los límites del 

nivel de ruido de la JCA aplicables al Proyecto se resumen en la Tabla 4.10.2-2.
4-187

TABLA 4.10.2-2

Límites de Emisión de Ruido (dBA) de la Junta de Calidad Ambiental de Puerto Rico

Fuente emisora

Tipo de uso del terreno receptor

Zona I

Residencial

Zona II

Comercial

Zona III

Industrial

Zona IV

Tranquilidad

Día Noche Día Noche Día Noche Día Noche

Zona I 60 50 65 55 70 60 55 50

Zona II 65 50 70 60 75 65 55 50

Zona III 65 50 70 65 75 75 55 50

Zona IV 65 50 70 65 75 75 55 50

Para los fines de esta evaluación acústica, se supuso que todas las zonas susceptibles al ruido (NSA) 

(con excepción de la NSA 6, que no tiene clasificación) se encontraban dentro del tipo de uso de terreno 

receptor de la Zona 1, que corresponde a residencial. Esta suposición da como resultado un enfoque de 

evaluación conservador, ya que los límites de emisión de ruido para los receptores en la Zona I son los 

límites más estrictos según lo prescrito por la JCA para zonas susceptibles al ruido ubicadas dentro del área 

de estudio, con un límite de horario nocturno de 50 dBA. No hay tipos de uso de terrenos receptores de la 

Zona IV clasificados como zonas de tranquilidad identificadas dentro del área de estudio acústico. Ya que el 

Proyecto puede funcionar en cualquier momento del día o de la noche, el nivel acústico más estricto 

permisible en horario nocturno se convierte en el límite de control para la condición futura de 

funcionamiento.

De acuerdo con la normativa de la JCA, los ajustes a los límites reglamentarios de ruido son 

admisibles en función de los niveles de ruido de fondo existentes. Los ajustes permisibles a la normativa 

sobre ruido de la JCA se definen de la siguiente manera:

 si los niveles de sonido (ambiente) existentes son inferiores a los límites del nivel de ruido 

de la JCA en más de 10 dBA, entonces no se hace ningún ajuste a los límites;

 si la diferencia entre los límites de niveles de ruido de la JCA y los niveles de sonido 

(ambiente) existentes es entre 6 y 10 dBA, entonces se agrega 1 dBA a los límites de 

niveles de ruido;

 si la diferencia entre los límites de niveles de ruido de la JCA y los niveles de sonido 

(ambiente) existentes es entre 3 y 6 dBA, entonces se agregan 2 dBA a los límites de 

niveles de ruido; y

 si la diferencia entre los límites de niveles de ruido de la JCA y los niveles de sonido 

(ambiente) existentes es entre 0 y 6 dBA, entonces se agregan 3 dBA a los límites de 

niveles de ruido.

La JCA también proporciona orientación sobre el ruido generado durante las actividades de 

construcción. La normativa restringe el uso y la operación de equipo de construcción o la realización de 

trabajos de demolición que generen un ruido superior a los límites aplicables según lo prescrito en el Tabla 

4.10.2-4, salvo en caso de situación de emergencia o si se obtiene una exoneración de la JCA para 

circunstancias especiales.
4-188

4.10.2.3 Condiciones de ruido ambiente existentes

Se realizó un estudio de sonido inicial para documentar los niveles de sonido ambiente en el aire 

existentes en las proximidades para seleccionar las zonas susceptibles al ruido dentro del área del proyecto. 

Antes del estudio inicial, se realizó un inventario de receptores dentro de un radio de aproximadamente 5 

millas (8 km) del Terminal marítimo de GNL propuesto. Se realizó un estudio de campo de reconocimiento 

y de ruido ambiente en un período de cuatro días, del 23 al 26 de abril de 2012. Las condiciones 

meteorológicas durante el programa de medición eran propicias para la recopilación de datos exactos, con 

una temperatura promedio de 80 °F (27 °C), humedad relativa del 81 % y bajas velocidades de viento, de 

menos de 8 mph (13 km/h), en su mayoría provenientes del este.

Se seleccionaron las ubicaciones de medición para que fueran representativas de las Zonas 

susceptibles al ruido más cercanas al Proyecto en las principales direcciones geográficas en tierra. Las zonas 

susceptibles al ruido pueden incluir áreas y edificios tales como escuelas, hospitales, parques y residencias. 

Se identificaron seis zonas susceptibles al ruido, de las cuales dos tenían rumbo norte, una al noroeste, dos al 

noreste y una al este del sitio del Terminal marítimo en rangos que variaban de 1.7 a 4.6 millas (2.7 a 

7.4 km). La ubicación de las estaciones de monitoreo de sonidos en las líneas de base y las distancias hacia 

el Proyecto propuesto se muestran en la Figura 4.10.2-1. A continuación se muestra una breve descripción 

de cada zona susceptible al ruido (NSA):

 NSA 1: Las Mareas es un barrio residencial frente al mar en la ciudad de Salinas. 

 NSA 2: Mondesoria 1 es un barrio residencial frente al mar ubicado junto a la Planta

Aguirre y también dentro de la ciudad de Salinas.

 NSA 3: Esta es la tricomunidad residencial de San Felipe, Chunchin y Mosquito, y se 

extiende tanto a los pueblos de Salinas como de Guayama.

 NSA 4: Este es un punto de vigilancia en la comunidad de Punta Pozuelo en el restaurante 

"Villa Pesquera", que cuenta con un embarcadero y zona de aparcamiento para las 

embarcaciones.

 NSA 5: Este punto de seguimiento está en un barrio residencial frente al mar en Punta

Pozuelo, en el pueblo de Guayama.

 NSA 6: Este punto de seguimiento se encuentra en la Isla de la Educación, también 

conocida como “Cayos Caribes”.
4-189
4-190

La Tabla 4.10.2-3 resume los resultados del relevamiento sonoro de línea de base. En el lugar donde 

había presencia de ranas y/o insectos estacionales se extrajo energía sonora extraña, lo que da como 

resultado una evaluación más conservadora de los niveles de sonido de línea de base. 

TABLA 4.10.2-3

Resumen de los resultados de las mediciones diurnas y nocturnas de la línea de base

Punto de seguimiento

Período de 

tiempo

Métricas del nivel de ruido (dBA)

NSA Ubicación / Comunidad

Distancia al sitio del 

terminal marítimo (millas 

[km]) Leq L10 Ldn

1 Las Mareas 3.6 (5.8) Día 44 46 47

Noche a40 43

2 Mondesoria 3.3 (5.3) Día 64 65 70

Noche 64 65

3 San Philippe,Chunchin, 

Mosquito

4.6 (7.4) Día 56 59 56

Noche 45 47

4 Punta Pozuelo 3.8 (6.1) Día 48 52 53

Noche a46 47

5 Punta Pozuelo 3.4 (5.5) Día 46 51 49

Noche a41 45

6 Isla de la Educación 1.7 (2.7) Día 55 56 N/A b

Noche b N/A b N/A b

____________________

a Sonidos extraños de ranas y/o insectos extraídos de los datos de medición de la noche.

b No se realizaron las observaciones nocturnas al NSA 6, debido a la falta de acceso en barco durante las horas nocturnas 

(Tetra Tech, 2013B).

Los resultados del relevamiento muestran que los niveles de sonido varían de acuerdo en parte con 

la ubicación y con la exposición a las fuentes de ruido existentes. Los niveles de ruido diurno y nocturno 

(Ldn) medidos oscilaron entre 47 dBA (en NSA 1) y 70 dBA (en NSA 2). NSA 2 se encuentra junto a la 

Planta Aguirre existente; por lo tanto, se espera que los mayores niveles de sonido medidos durante el día y 

la noche se deban a los equipos que generan un ruido prominente en aquella ubicación. Los resultados del 

relevamiento de ruido de línea de base en los otros NSA muestran niveles de sonido equivalente (Leq) y Ldn

similares, lo que indica una homogeneidad acústica relativa en el área del Proyecto, con las ANS expuestas 

a fuentes similares y a niveles de sonido generales de fondo.

4.10.2.4 Impacto del ruido de la construcción y mitigación

El impacto potencial del proyecto puede resultar en efectos de ruido a corto plazo durante la 

construcción de la plataforma de atraque en alta mar y en efectos a largo plazo debido al funcionamiento del 

Proyecto. Se llevó a cabo el modelado acústico en el aire para el proyecto, con el fin de evaluar el posible 

impacto acústico asociado a la construcción y el funcionamiento.

La instalación de las tuberías y de la plataforma requeriría de varios tipos diferentes de 

embarcaciones, incluidas barcazas grúa, barcazas de aguas poco profundas para el tendido de las tuberías 

submarinas, gabarras de transporte de tuberías, buques de apoyo para buceo, remolcadores de apoyo y 

barcos de tripulación/suministro. Los remolcadores y barcos de trabajo se utilizarían para maniobrar 

barcazas. En general, los buques con motores de alta potencia que utilizan propulsores tienden a generar 

mayores niveles de ruido que las embarcaciones sin estos tipos de sistemas de propulsión. No habría barcos 

impulsados con propulsores en uso dentro de la Bahía de Jobos durante la construcción del proyecto. Los 

barcos impulsados con propulsores pueden ser necesarios durante la construcción de la terminal, pero no se 

han considerado en el análisis acústico, debido a la distancia comparativamente mayor entre las 

instalaciones de la terminal propuestas y la NSA más cercana.
4-191

Los pilotes para asegurar la barcaza para el tendido de las tuberías submarinas serían impulsados 

con una pilotadora vibratoria para hinca de pilotes en el caso de todos los pilotes dentro de la Bahía de 

Jobos. Además, se necesitarían pilotes para fijar las instalaciones de atraque del Terminal Marítimo de GNL 

al fondo del mar. Para la instalación de las propias instalaciones de la terminal puede ser necesario el uso de 

martillos de impacto, pero no se han abordado formalmente en esta presentación, en espera de una nueva 

revisión de la información geológica para su confirmación. Se estima que la instalación de la pilotadora 

vibratoria y la eliminación de los pilotes temporales producirán niveles de sonido de 78 dBA a una distancia 

de unos 400 pies (122 m).

La tubería submarina sería instalada en cinco segmentos, con puntos finales del segmento definidos 

por los PI a lo largo de la tubería. Cada segmento sería fabricado en barcazas de aguas poco profundas para 

el tendido de tuberías, que se aseguraría al fondo con patas o pilotes temporarios. El modelo de simulación 

supone un total de cinco posiciones de construcción ubicados en las PI. Si un fuera posible utilizar un HDD, 

el equipo de HDD generaría ruido adicional durante la construcción. El sonido principal que se genera 

durante las actividades del HDD es el de los motores diésel que impulsan el equipo de perforación. Si la 

tubería debajo del paso Boca del Infierno fue construida mediante un HDD, Aguirre LLC estaría obligado a 

demostrar que el impacto acústico en los NSA más cercanos atribuibles al funcionamiento del HDD no 

exceda un nivel equivalente diurno (Ldn) de 55 dBA. 

El modelo asume de manera conservadora que todas las fuentes estarían funcionando 

simultáneamente y en condiciones de carga plena, o casi de carga plena, y que todas estarían a la misma 

distancia de un NSA dado (es decir, todas ubicadas a no más de aproximadamente 1 milla [1.6 km]). Sin 

embargo, durante la construcción real, algunas de las fuentes intermitentes (remolcadores, embarcaciones de 

trabajo y la lancha a remolque equipada con equipo mecánico) no funcionarían al mismo tiempo y estarían 

un poco más dispersas dentro de un área determinada. Los niveles de ruido estimados durante la 

construcción en alta mar y la pilotadora vibratoria para hinca de pilotes se encuentran en la tabla 4.10.2-4.

TABLA 4.10.2-4

Niveles de ruido durante la construcción en alta mar y la pilotadora vibratoria para hinca de pilotes 

con base en el peor de los escenarios.

NSA

Ubicación / 

Comunidad

Niveles de 

ruido Ldn

ambiental 

existentes 

(dBA)

Actividades de 

construcción 

(dBA)

Pilotadora 

vibratoria para 

hinca de 

pilotes (dBA)

Criterios de la 

FERC (dBA)

Límites de 

emisión de 

ruidos durante 

el día según la 

JCA (dBA)

1 Las Mareas 47 30 42 55 65/50

2 Mondesoria 70 66 71 55 68/53 a

3 San Philippe, 

Chunchin, Mosquito

56 37 44 55 65/50

4 Punta Pozuelo 53 33 43 55 65/50

5 Punta Pozuelo 49 38 46 55 65/50

6 Isla de la Educación N/C 50 59 55 65/50 b

____________________

a Si la diferencia entre los límites de nivel de ruido de la JCA y los niveles de sonido existentes (ambiente) es de entre 0 y 

6 dBA, entonces se añaden 3 dBA a los límites del nivel de ruido.

b

La isla no está comprendida en ninguna clasificación dada por la JCA, ya que está actualmente poco desarrollada, pero se 

utiliza con fines recreativos; por lo tanto, para esta evaluación se han utilizado los límites de la JCA para receptores 

residenciales.

Los resultados de los modelos acústicos indican que los niveles de ruido variarían en las 

ubicaciones de las NSA, ya que las actividades se mueven más cerca o más lejos de la costa. LAguirre LLC 

consultaría con la JCA para desarrollar las medidas de mitigación apropiadas en caso de que los niveles de 

sonido reales medidos durante las actividades de construcción superaren los límites de ruido nocturno de la 
4-192

JCA. Estas medidas de mitigación podrían incluir el establecimiento de horas de trabajo apropiadas y el 

desarrollo de un plan de reducción de ruido de la construcción, donde Aguirre LLC supervisaría los niveles 

de sonido en tierra en las inmediaciones de la construcción de la tubería, cuando esta construcción esté 

activa. Si los niveles de sonido en las zonas residenciales en tierra no cumplen con los criterios de la JCA 

por un tiempo prolongado, las medidas de mitigación de ruido se ajustarían de forma adecuada.

Aunque la construcción del Proyecto excedería nuestros criterios de Ldn de 55 dBA, el impacto 

acústico en las NSA no estatales sería a corto plazo y temporal. Sobre la base del análisis de ruido de más 

arriba y el compromiso de Aguirre LLC de consultar con la JCA sobre las medidas de mitigación de ruido 

apropiadas durante la construcción, concluimos que los actores no estatales adyacentes no se verían 

afectados significativamente por el ruido relacionado con la construcción. 

4.10.2.5 Impacto del ruido de funcionamiento y mitigación

La Figura 4.10.2-2 presenta el prototipo EBRV Excelsior y las áreas de emisión principal de

ruidoPara evaluar los niveles de sonido generados por el funcionamiento durante la regasificación y el 

transporte, los datos de sonido fueron recogidos previamente, durante extensos estudios de campo realizados 

del prototipo EBRV en el Golfo de México. Las mediciones de sonido en aire fueron recogidas a partir de 

una embarcación de observación en las proximidades del EBRV Excelsior. Las mediciones también se 

recogieron estando el EBRV Excelsior en estación y funcionando en regasificación de bucle abierto y modo 

de bombeo. La FSRU para el proyecto estaría sujeta a las normas de la Organización Marítima Internacional 

para las emisiones de ruido.

Figura 4.10.2-2. Prototipo EBRV Excelsior y áreas de emisión principal de sonido

Las principales fuentes de sonido de un EBRV actuando como FSRU en el muelle son los tubos de 

escape del generador, incluidas las calderas principales y auxiliares y los generadores; la ventilación 

mecánica para la sala de máquinas; los dispositivos de regasificación; y el equipo de descarga de GNL. Los 

niveles de sonido se cuantificaron por sonidos mecánicos EBRV típicos incluidos la popa de descarga de 
4-193

gas y las operaciones de desembarque/ regasificación a través de la conexión de la torre delantera, y a través 

del brazo de control que se extiende desde la nave. Durante condiciones normales de funcionamiento, las 

tuberías de proceso y los sistemas de medición y de análisis de gas serían las fuentes de ruido posibles. 

Durante los períodos de igualación de la presión, las válvulas de control de gas y el sistema de calentador de 

gas también estarían activos. La presurización y/o despresurización de una embarcación es ayudada por los 

dispositivos ecualizadores de presión que típicamente incluyen válvulas y controles. El resultado del 

proceso de ecualización de la presión puede ser ruido.

La plataforma también incluiría dispositivos de distribución, transformadores y los centros de 

control de motores, según sea necesario para distribuir la energía en toda la instalación. El equipo eléctrico 

se encuentra en una sala de control de clima controlado. No hay componentes del lado de tierra que estén 

directamente asociados con el proyecto que pudiesen generar ruido durante las operaciones normales.

El modelado acústico se completó para condiciones de funcionamiento cuando: (1) la FSRU está 

amarrada, pero no se lleva a cabo la regasificación (es decir, en espera); y (2) la FSRU está llevando a cabo 

la regasificación y liberación de descarga, y un buque transportador de GNL presente está llevando a cabo la 

transferencia de GNL. En el Escenario 1 (embarcación en modo de espera), se espera que solo la caldera 

principal esté funcionando al 40 % de carga para generar energía eléctrica a bordo del buque. En el 

Escenario 2, se supuso que ambas calderas principales y auxiliares estarían funcionando bajo carga máxima 

para proporcionar máxima potencia a los equipos mecánicos y de proceso de regasificación.

El análisis del modelado acústico se centra en las operaciones normales y no en las condiciones 

atípicas de emergencia o anormales; sin embargo, se ha prestado especial atención a los períodos de 

ecualización de la presión. La contribución de la ecualización de la presión a los niveles de ruido en 

cualquier NSA se limitaría a un máximo de 48 dBA, lo que permite una pequeña tolerancia de diseño y 

mantenimiento de conformidad con los límites más estrictos de 50 dBA durante la noche, impuestos por el 

reglamento de la JCA. Se espera que las actividades de ecualización de presión se produzcan una o dos 

veces por año, con el equipo de ecualización, venteo y de soporte en funcionamiento durante 

aproximadamente 30 a 60 minutos en promedio por evento.

Los resultados de la predicción de niveles de ruido de los equipos principales propuestos para el 

Terminal Marítimo de GNL y los límites de ruido permitidos aplicables se resumen en la Tabla 4.10.2-5.

Como se muestra en la Tabla 4.10.2-5, las contribuciones de ruido calculadas relacionadas con el 

Proyecto oscilarían de 14 a 37 dBA Ldnen las NSA representativas. La Tabla 4.10.2-5 también demuestra 

que los niveles de ruido de funcionamiento más alto se darían en el Escenario 2; sin embargo, todos los 

niveles de ruido durante el funcionamiento del Terminal Marítimo de GNL estarían por debajo de 

nuestros criterios de 55 dBA Ldn en las NSA más cercanas, así como de los niveles de ruido más rigurosos 

permitidos durante la noche por la JCA. Sin embargo, para asegurar que el proyecto funcione en 

cumplimiento con nuestras directrices, específicamente en el Escenario 2, recomendamos que:

 Aguirre LLC debería presentar una prueba de ruido al Secretario a más tardar a 

los 60 días de poner en funcionamiento el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL 

de Aguirre. Si no se puede llevar a cabo un relevamiento de ruido a plena carga, 

Aguirre LLC debería facilitar un reconocimiento provisional a la máxima carga 

posible y proporcionar un relevamiento a plena carga dentro de 6 meses. Si el ruido 

atribuible al funcionamiento del Terminal Marítimo de GNL en condiciones de 

carga provisionales o carga completa supera un Ldn de 55 dBA en cualquiera de las 

NSA cercanas, Aguirre LLC deberá presentar un informe sobre los cambios que 

sean necesarios y deberá instalar controles de ruido adicionales para cumplir con el 

nivel requerido dentro del 1° año a partir de la fecha de puesta en servicio. Aguirre 

LLC debe confirmar el cumplimiento de los requisitos anteriores mediante la 
4-194

presentación de una segunda prueba de ruido en un máximo de 60 días después de 

instalar los controles adicionales de ruido.

Basado en los resultados del análisis de ruido y en nuestras recomendaciones, llegamos a la 

conclusión de que el funcionamiento del proyecto no tendrá un impacto significativo en el ambiente de 

ruido del área del Proyecto.

TABLA 4.10.2-5

Nivel de ruido de funcionamiento calculado para el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

NSA Lugar

Ldn

existent

e (dBA)

Perm. 

FERC 

Límite de 

ruido (dBA)

Nivel de ruido 

admisible por la 

JCA

Nivel de ruido de 

funcionamiento 

calculado (dBA)

Ldn calculado de 

fuentes de ruido 

propuestas 

(dBA)

Aumento 

incremental 

estimado de 

niveles de sonido 

acumulados 

(dBA)

Día

(dBA)

Noche

(dBA)

Esc.

1 a

Esc.

2

b

Esc.1

a

Esc.2

b

Esc.

1

a Esc. 2 b

1 Las Mareas 47

55

65 50 12 15 20 24 < 1 < 1

2 Mondesoria 70 65 50 15 18 24 27 < 1 < 1

3 San Philippe, 

Chunchin, 

Mosquito

56 65 50 5 9 14 18 < 1 < 1

4 Punta Pozuelo 53 65 50 11 14 19 23 < 1 < 1

5 Punta Pozuelo 49 65 50 12 16 21 24 < 1 < 1

6 Isla de la 

Educación

N/C c N/C d N/C d25 28 34 37 N/C c N/C c

____________________

a

FSRU en modo de espera.

b

Transferencia de GNL y regasificación.

c No se realizaron las observaciones nocturnas al NSA 6, debido a la falta de acceso en barco durante las horas nocturnas (Tetra 

Tech, 2013B).

d

La isla no está comprendida en ninguna clasificación dada por la JCA,debido a que está actualmente poco desarrollada, pero se

utiliza con fines recreativos.

4.11 FIABILIDAD Y SEGURIDAD

El transporte de gas natural implica un cierto riesgo en incrementos para el público debido a la 

posibilidad de una descarga accidental de gas natural. El mayor peligro es un incendio o una explosión tras 

una importante rotura de tuberías o derrame de transportadoras de GNL. Sin embargo, también es 

importante reconocer que hay requisitos rigurosos para el diseño, construcción, operación y mantenimiento 

de los terminales marítimos y que no habría sistemas de seguridad de gran extensión para detectar y 

controlar los peligros potenciales asociados con el Proyecto propuesto.

4.11.1 Agencias reguladoras

Dos agencias federales comparten autoridad reguladora sobre el emplazamiento, diseño, 

construcción y operación de terminales de importación de GNL situados en alta mar: la USCG y la FERC. 

La USCG regula la seguridad de la zona de transbordo marítimo de una instalación de GNL y el tráfico 

marítimo de GNL, así como los planes de seguridad para toda la instalación de GNL y el tráfico marino de 

GNL. Tales normas están codificadas en el 33 CFR 105 y 127. Además, los buques de GNL y la FSRU 

estarían sujetos al 46 CFR 154, que son las normas de seguridad para los buques autopropulsados que 

transportan gases licuados a granel. Según la Ley de Gas Natural y la autoridad delegada por el DOE, la 

FERC autoriza la ubicación y construcción de instalaciones de importación y exportación de GNL.
4-195

En febrero de 2004, la USCG y la FERC celebraron un Acuerdo Interinstitucional para garantizar 

una mayor coordinación entre estas dos agencias para hacer frente a toda la gama de cuestiones de seguridad 

y protección en los terminales de GNL, lo que incluye las instalaciones del terminal y las operaciones de 

buques tanque, así como maximizar el intercambio de información relacionada con los aspectos de 

seguridad y protección de las instalaciones de GNL y las operaciones marinas relacionadas. En virtud del 

Acuerdo Interinstitucional, la FERC es la agencia federal responsable de la preparación del análisis previsto 

por la NEPA del impacto asociado a la construcción y operación del terminal. La USCG participa como 

agencia de cooperación. Ambas agencias tienen cierto grado de supervisión y responsabilidad por la 

inspección y el cumplimiento durante la operación de la instalación.

El personal de la FERC y de la USCG están evaluando la instalación propuesta en varias normas de 

diseño, incluyendo las partes apropiadas de la Norma 59A de la NFPA (NFPA 59A), una norma de 

seguridad con consenso de la industria para el diseño y la operación de las instalaciones de GNL en tierra.

En relación con esto, la USCG también determinaría la idoneidad de la Hidrovía del Proyecto para el tráfico 

marítimo de GNL mediante la emisión de una Carta de recomendación (véase la sección 4.11.7.1).

Como parte de la revisión requerida para una autorización de la FERC, debemos asegurarnos de que 

el Terminal Marítimo de GNL sea capaz de operar de manera segura y protegida. La información sobre el 

diseño que debe presentarse en la solicitud a la Comisión se especifica por medio de 18 CFR § 380.12 (m) y 

(o). El nivel de detalle necesario para esta presentación requiere que el patrocinador del Proyecto realice la 

ingeniería básica sustancial de las instalaciones propuestas. Se requiere que la información de diseño sea 

específica del sitio y se desarrolle en la medida en que el diseño más detallado no dé lugar a cambios en las 

consideraciones de emplazamiento, base de diseño, condiciones de funcionamiento, las principales 

selecciones del equipo, las condiciones de diseño del equipo o los diseños de sistemas de seguridad que 

consideramos durante nuestro proceso de revisión.

Las siguientes secciones contienen las conclusiones de nuestro análisis de fiabilidad y seguridad e 

incorporan los comentarios de la USCG como una agencia de cooperación. De acuerdo con 33 CFR 127, la 

USCG ha proporcionado a la FERC una Carta de recomendación (LOR) respecto a la idoneidad de la 

hidrovía para el tráfico de transportadoras de GNL.

4.11.2 Peligros

Los principales peligros asociados con el almacenamiento y la vaporización de GNL se ocasionan 

por la pérdida de contención, las características de dispersión de vapores, inflamabilidad y la capacidad de 

producir sobrepresiones perjudiciales. Una pérdida de la contención proporcionada por los tanques de carga 

de GNL o de tuberías de proceso daría lugar a la formación de vapor inflamable cerca del punto de 

liberación, así como cerca del GNL que agruparon. Las liberaciones que ocurren en presencia de una fuente 

de ignición con más probabilidad darían lugar a un incendio localizado en la fuente de vapor. Un derrame 

sin encendido formaría una nube de vapor que viajaría con el viento predominante hasta que se disperse o 

bien por debajo de los límites inflamables o hasta que se encuentre con una fuente de ignición. En algunos 

casos, la ignición de una nube de vapor puede producir sobrepresiones perjudiciales. Estos peligros se 

describen con más detalle a continuación.

Pérdida de contención

Una pérdida de la contención es el evento inicial que da origen a todos los demás peligros 

potenciales. La pérdida inicial de contención puede generar una liberación de GNL y/o gaseosa con la 

formación de vapor en el punto de liberación, así como de cualquier líquido que se haya agrupado. El GNL 

liberado puede presentar peligros a baja o alta temperatura y puede dar origen a la formación de vapores 
4-196

inflamables. El alcance del peligro dependerá de las condiciones de almacenamiento y de proceso, así como 

de los volúmenes liberados.

El GNL se almacenaría en tanques de carga en la FSRU a presión atmosférica y a una temperatura 

criogénica de aproximadamente -260 °F. La pérdida de contención del GNL podría conducir a la liberación 

de líquido y vapor en la FSRU o en el agua que rodea la FSRU. La exposición ya sea a líquido frío o vapor 

podría causar quemaduras por congelación y, según la duración de la exposición, a lesiones más graves o la 

muerte. Sin embargo, los derrames se limitarían a la zona adyacente al Terminal marítimo de GNL y el 

estado frío de estas liberaciones se limitaría en gran medida debido a la mezcla continua con el aire más 

caliente y el agua circundante. Las frías temperaturas debidas a la liberación no representarían ningún 

peligro para el público, que no tendría acceso a las áreas de hasta 500 yardas del Terminal Marítimo de 

GNL, como se discute en la sección Carta de recomendación (LOR) (véase 4.11.7.1).

El GNL es un líquido criogénico que enfriaría rápidamente los materiales en contacto con el líquido 

en la liberación, lo que causaría tensión térmica extrema en materiales no diseñados específicamente para 

tales condiciones. Estas tensiones térmicas posteriormente podrían someter el material a fragilidad, fractura 

u otra pérdida de resistencia a la tracción. Sin embargo, estas temperaturas se tendrían en cuenta en el diseño 

de los tanques de carga de GNL y el equipo de proceso de la FSRU, así como en la tubería de proceso en el 

Terminal marítimo de GNL. Esto no sería sustancialmente diferente a los peligros asociados con el 

almacenamiento y el transporte de oxígeno líquido (-296 oF) o varios otros líquidos criogénicos que se 

hayan producido y transportado de manera rutinaria en los Estados Unidos.

Una transición de fase rápida (RPT) puede ocurrir cuando un líquido criogénico se derrama sobre 

agua y se cambia de líquido a gas, de manera prácticamente instantánea. A diferencia de una explosión que 

libera energía y productos de combustión a partir de una reacción química, una RPT es el resultado de calor 

transferido al líquido, lo que induce un cambio en el estado de vapor. Se han observado RPT durante los 

derrames de prueba de GNL sobre agua. En algunos casos de prueba, las sobrepresiones generadas fueron lo 

suficientemente fuertes como para dañar el equipo de prueba en las inmediaciones del punto de liberación 

de GNL. Los tamaños de los eventos de sobrepresión han sido generalmente pequeños y no se espera que 

causen daño significativo. Las sobrepresiones promedio registradas en la fuente de las RPT durante las 

pruebas Coyote han variado desde 0.2 hasta 11 psi.14Estos eventos se limitan típicamente a la zona dentro 

del derrame y no se espera que causen daño fuera de la zona envuelta por la poza de GNL. Sin embargo, una 

RPT puede afectar la tasa de extensión de la poza y la tasa de velocidad de vaporización para un derrame en 

el agua.

Dispersión del vapor

En el caso de una pérdida de contención, el GNL se evaporaría cuando se lo libera de cualquier 

instalación de almacenamiento o de proceso. Según el tamaño de la liberación, el GNL puede formar un 

depósito de líquido y vaporizarse. La vaporización adicional se originaría de la exposición a fuentes de calor 

ambiente, tales como el agua o la plataforma. Cuando se lo libere de un recipiente de contención o sistema 

de transferencia, el GNL producirá generalmente 620 a 630 pies cúbicos estándar de gas natural por cada pie 

cúbico de líquido.

Si la pérdida de contención no da lugar a la ignición inmediata de los vapores de gas natural, la 

nube de vapor viajaría con el viento predominante hasta que se encuentre con una fuente de ignición o se 

 

14 El Laboratorio Nacional Lawrence Livermore realizó siete pruebas (la serie Coyote) sobre la dispersión de la nube de vapor, ignición de la

nube de vapor y transición de fase rápida en el Centro Naval de Armas en China Lake, California en 1981.
4-197

dispersaría por debajo de sus límites de inflamabilidad. Una liberación de GNL formaría una nube más 

densa que el vapor de aire que se hundiría directo al suelo debido a la temperatura fría del vapor. A medida 

que la nube de vapor de GNL se disperse a favor del viento y se mezcle con el aire caliente circundante, la 

nube de vapor de GNL podría llegar a ser boyante. Como resultado, la estimación de la dispersión de la 

nube de vapor constituye un paso importante en el tratamiento de los peligros potenciales y se discutirá en la 

sección 4.11.4.

El metano, el componente principal del GNL, se clasifica como un simple asfixiante y puede 

plantear riesgos extremos para la salud, incluso la muerte, si se inhala en cantidades significativas en un 

tiempo limitado. Los vapores muy fríos de CH4 pueden causar quemaduras por congelación. Sin embargo, 

las ubicaciones de las concentraciones en donde podrían producirse temperaturas frías y efectos de privación 

de oxígeno se limitan en gran medida debido a la mezcla continua con el aire más caliente que rodea el lugar 

del derrame. Las lesiones por exposición debido a contacto con las liberaciones de CH4 normalmente 

representan un riesgo insignificante para el público.

Encendido de la nube de vapor

La inflamabilidad de la nube de vapor de GNL sería dependiente de la concentración del vapor 

cuando se mezcla con el aire circundante. En general, existirían concentraciones más altas dentro de la nube 

de vapor cerca del derrame y existirían concentraciones más bajas cerca del borde de la nube, a medida que 

se disperse a favor del viento. Las mezclas que se producen entre el límite inferior de inflamabilidad (LFL) 

y el límite superior de inflamabilidad (UFL) pueden encenderse. Las concentraciones superiores al UFL o 

por debajo del LFL no se encenderían.

El LFL y el UFL para CH4es de aproximadamente el 5 por ciento y el 15 por ciento por volumen en 

el aire, respectivamente. Si la porción inflamable de una nube de vapor se encontrara con una fuente de 

ignición, una llama se propagaría por las partes inflamables de la nube. En la mayoría de circunstancias, la 

llama se vería impulsada por el calor que genera. Este proceso se conoce como una deflagración. Una 

deflagración de una nube de vapor de GNL en una zona no congestionada y no confinada viaja a 

velocidades más lentas y no produce ondas de presión significativas. Sin embargo, la exposición a este 

fuego de vapor de nube de GNL puede causar quemaduras graves y la muerte y puede encender materiales 

combustibles dentro de la nube. Las nubes confinadas y congestionadas de vapor de CH4 pueden producir 

mayores velocidades de llama y sobrepresiones, y se discutirán más adelante en esta sección bajo 

"Sobrepresiones".

Una deflagración puede propagarse de nuevo al lugar del derrame, si la concentración de vapor a lo 

largo de este camino es lo suficientemente alta como para apoyar el proceso de combustión. Cuando la 

llama alcanza concentraciones de vapor por encima de la UFL, la deflagración podría efectuar la transición a 

una bola de fuego y originar una poza o chorro de fuego de nuevo en la fuente. Una bola de fuego se 

produciría cerca de la fuente de la liberación y sería de una duración relativamente corta en comparación 

con un fuego en la poza o en el chorro resultante.

La extensión de la zona afectada y la gravedad del impacto en objetos, ya sea dentro de una nube 

encendida o en las proximidades de un fuego en poza, serían principalmente dependientes de la cantidad y la 

duración de la liberación inicial, el terreno circundante y las condiciones ambientales presentes durante la 

dispersión de la nube. El calor radiante y el modelado de la dispersión se discuten en la sección 4.11.4.

Sobrepresiones

Si la deflagración en una nube de vapor inflamable acelera a una tasa de velocidad lo 

suficientemente alta, se generarían ondas de presión. A medida que una deflagración se acelera a 

velocidades supersónicas, se producen ondas de choque de presión más grandes y se crea una onda de 
4-198

choque. Esta onda de choque, en vez de la de calor, comenzaría a impulsar la llama, lo que originaría una 

detonación. Las deflagraciones o detonaciones suelen caracterizarse más generalmente como explosiones 

cuando el rápido movimiento de las llamas y las ondas de presión asociadas con ellas causan daños 

adicionales. La cantidad de daño que provoca una explosión depende de la cantidad en que la onda de 

presión es superior a la presión atmosférica (es decir, una sobrepresión) y su duración (es decir, el pulso). 

Por ejemplo, la sobrepresión de 1 psi suele citarse como un límite de seguridad en los reglamentos y se 

asocia con cristales rotos y velocidades de recorrido suficientemente altas como para lacerar la piel. Las 

velocidades de llama y las sobrepresiones dependen principalmente de la reactividad del combustible, la 

fuerza de encendido y la ubicación, el grado de congestión y el confinamiento de la zona ocupada por la 

nube de vapor, así como de la distancia de recorrido de la llama.

La USCG investigó la posibilidad para detonaciones de nubes de vapor de GNL no confinadas a 

finales de 1970 en el Centro Naval de Armas en China Lake, California. Por medio de CH4, el componente 

principal del gas natural, se llevaron a cabo varios experimentos para determinar si las nubes de vapor de 

GNL no confinado se detonan. Las nubes de vapor de CH4 no confinado que se encendieron con las fuentes 

de ignición de baja energía (13,5 julios) produjeron velocidades de llama que van de 12 a 20 mph. Estas 

velocidades de llama son mucho menores que las velocidades de llama asociadas con una deflagración con 

sobrepresiones perjudiciales o una detonación.

Para examinar el potencial para la detonación de una nube de gas natural no confinada que contiene 

hidrocarburos más pesados que son más reactivos, tales como etano y propano, la USCG llevó a cabo 

pruebas adicionales en mezclas de combustible de temperatura ambiente de etano-metano y de propanometano. Los ensayos indicaron que la adición de hidrocarburos más pesados influyó en la tendencia de una 

nube de vapor de gas natural no confinado para detonar. El gas natural con una mayor cantidad de 

hidrocarburos más pesados sería más sensible a la detonación.

Aunque ha sido posible producir sobrepresiones y detonaciones perjudiciales de nubes de vapor de 

GNL no confinado, el GNL propuesto para la importación al Proyecto tendría menores concentraciones de 

etano y propano que las que originaron las sobrepresiones y detonaciones perjudiciales. La cantidad 

sustancial de explosivos de iniciación necesaria para crear la iniciación de choque durante el rango limitado 

de concentraciones de vapor-aire también hace que la posibilidad de detonación de estos vapores en una 

planta de GNL sea poco realista. Como se discutió en las secciones "Dispersión del vapor" y "Encendido de 

la nube de vapor" más arriba, los principales peligros para el público de que un derrame de GNL se disperse 

en un área confinada serían a partir de la dispersión de los vapores inflamables o del calor radiante que 

genera un fuego en una poza.

La ignición de una nube de vapor de GNL confinado podría provocar sobrepresiones superiores. 

Con el fin de evitar que esto ocurra, se toman medidas para mitigar la dispersión de vapor y la ignición en 

espacios reducidos, como los edificios. La discusión de estos peligros y la mitigación potencial se localizan 

en la sección 4.11.3.

4.11.3 Revisión técnica del diseño preliminar de ingeniería

El funcionamiento del Terminal marítimo de GNL propuesto plantea un peligro potencial que 

podría afectar la seguridad pública si no se aplican estrictas medidas de diseño y operacionales para el 

control de posibles accidentes. Las preocupaciones principales son aquellos eventos que podrían ocasionar 

un derrame de GNL de magnitud suficiente para crear un riesgo fuera del sitio como se discutió en la 

sección 4.11.2. Sin embargo, es importante reconocer los estrictos requisitos establecidos para el diseño, 

construcción, operación y mantenimiento de la instalación, así como los extensos sistemas de seguridad 

propuestos para detectar y controlar los peligros potenciales.
4-199

En general, consideramos un diseño aceptable aquel que incluye múltiples sistemas de protección o 

medidas de seguridad para reducir el riesgo de que un escenario de riesgo potencial se convierta en un 

evento que podría causar impacto en el público fuera de las instalaciones. Estas capas de protección deben 

ser independientes entre sí, de manera que cada uno pueda realizar su función invariablemente de la acción 

u omisión de cualquier otra capa de protección o suceso iniciador. Estas características de diseño y garantías 

suelen incluir:

 un diseño de la instalación que previene eventos peligrosos mediante el uso de materiales 

adecuados de construcción; límites operativos y de diseño para tuberías de proceso, 

tanques de proceso y tanques de almacenamiento; diseño adecuado para peligros 

relacionados con viento, inundaciones, sismos y otros peligros externos;

 sistemas de control, incluyendo sistemas de control y alarmas de proceso, válvulas de 

control y aislamiento operadas a control remoto y los procedimientos operativos para 

garantizar que la instalación se mantenga dentro de los límites de funcionamiento y 

diseño establecidos;

 sistemas de prevención instrumentados para seguridad, tales como válvulas de control de 

seguridad y sistemas de parada de emergencia, para evitar una liberación si se exceden 

los límites de operación y de diseño;

 sistemas de protección de equipos, tales como válvulas de alivio de presión, 

espaciamiento adecuado de equipos y de construcción, apropiada clasificación del área 

eléctrica, control de derrames y protección estructural contra incendios, para evitar la 

escalada a un evento más grave;

 respuesta de emergencia, incluyendo la detección de riesgos y equipos de control, los 

sistemas de agua contra incendios, personal y equipo en las instalaciones de extinción de 

incendios y la coordinación con los socorristas locales para mitigar las consecuencias de 

una liberación y evitar que se conviertan en un evento; y 

 medidas de seguridad del sitio para controlar el acceso a las instalaciones, incluyendo las 

inspecciones de seguridad y patrullas; procedimientos de respuesta a cualquier violación 

de la seguridad y el enlace con oficiales de las fuerzas locales del orden.

Nos encontramos con que la inclusión de este tipo de sistemas de protección o garantías en un 

diseño de la instalación minimizaría la posibilidad de un evento de iniciación para convertirse en un 

incidente que podría causar un impacto en la seguridad del público. Además, el emplazamiento adecuado de 

la instalación con respecto a las posibles consecuencias puede ser utilizados más adelante para minimizar el 

impacto a la seguridad pública. Los requisitos de emplazamiento para el proyecto se discuten en la sección 

4.11.4.

Como embarcaciones con propulsión propia que transportan GNL como una carga a granel, tanto la 

FSRU como las transportadoras de GNL visitantes estarían bajo la jurisdicción de la USCG, en lugar de la 

FERC (véase Instalaciones no jurisdiccionales en la sección 1.4). Estos buques estarán sujetos al 46 CFR 

154 que requiere que las embarcaciones con bandera extranjera reciban un Certificado de Cumplimiento 

(COC) de la USCG antes de llegar a un puerto de los Estados Unidos. La expedición de un COC está 

supeditada a la revisión e inspección por parte de la USCG para garantizar que el buque cumpla con las 

exigencias de Estados Unidos con respecto a lo siguiente:

 estructura del casco;

 sistemas de tanques de carga y de contención; 
4-200

 sistemas de tuberías; 

 bomba y compresores; 

 equipos eléctricos; 

 instrumentación; y 

 detección de riesgos y sistemas de extinción de incendios.

La FSRU que se vaya a instalar en la plataforma de atraque en alta mar sería a partir de la flota 

existente de Excelerate Energy de ocho buques. Varios de los buques de Excelerate Energy ya han estado en 

operación en los EE. UU. como terminales de importación de GNL como Puertos de aguas profundas 

sujetos a regulación por parte de la Administración Marítima de los EE. UU. y la USCG. El diseño, 

construcción y operación de la FSRU y de las transportadoras de GNL, que no estén sujetas a la jurisdicción 

de la FERC y la USCG ya las haya revisado y aceptado, no se incluyeron en la revisión de la ingeniería.

Como parte de su solicitud, Aguirre LLC proporcionó un FEED para el Terminal marítimo de 

GNL. En el desarrollo del FEED, Aguirre LLC llevó a cabo un Estudio de identificación de peligros y 

operabilidad (HAZID/HAZOP) para identificar posibles escenarios de riesgo. Los estudios HAZID/HAZOP 

abordan los peligros de los controles de procesos, ingeniería y administración, y proporcionan una 

evaluación cualitativa de una gama de posibles efectos de seguridad, salud y medio ambiente que puedan 

derivarse del diseño u operación de las instalaciones. Las recomendaciones para prevenir o minimizar estos 

riesgos se generan a partir de los resultados de los análisis HAZID/HAZOP. Estos estudios ayudan a 

establecer los niveles de control de seguridad exigidos, así como a identificar si se necesitan instrumentación 

de procesos y seguridad adicional, mitigación o controles administrativos. Además, una revisión HAZOP 

del diseño completo sería realizada por el equipo de desarrollo de diseño de Aguirre LLC durante la fase de 

diseño detallado.

Como parte de nuestra revisión del Proyecto, se analizó la información presentada por Aguirre LLC 

para determinar la medida en que se incluyeron los niveles de protección o salvaguardias. Nuestra revisión 

se centró en el diseño de ingeniería y los conceptos de seguridad de las diferentes capas de protección, así 

como la fiabilidad de funcionamiento prevista de las instalaciones propuestas. El diseño utilizaría materiales 

de construcción idóneos para las condiciones de presión y temperatura de diseño del proceso. La tubería se 

diseñaría de acuerdo con la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME) B31.3. Los recipientes a 

presión serían diseñados de acuerdo con ASME Sección VIII y NFPA 59A.

La instalación también estaría diseñada para resistir los efectos de los vientos con fuerza de huracán. 

La Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación dejaría el Terminal Marítimo de GNL antes de 

que la velocidad del viento alcance las 68,.2 mph (109 km/h). La velocidad de viento de diseño para los 

huracanes en las plataformas, las superestructuras y el equipo después de que la Unidad Flotante de 

Almacenamiento y Regasificación se aparta del Terminal Marítimo de GNL sería de 150 mph (241 km/h) 

(sostenida) y de 179 mph (288 km/h) (ráfaga de 3 segundos). La estimación actual de la altura de la cresta 

de la ola de 500 años en el sitio del Terminal Marítimo de GNL es de 44.8 pies (13.7 m) sobre el nivel 

medio del mar. También examinamos el diseño sísmico y estructural de las instalaciones y proporcionamos 

recomendaciones para mitigar los problemas identificados según se detalla en las secciones 4.1.3 y 4.1.4.

Aguirre LLC instalaría válvulas de control de procesos e instrumentación para operar y supervisar 

las instalaciones de manera segura. Las alarmas tendrían notificación visual y sonora en la sala de control 

para advertir a los operadores que las condiciones del proceso pueden estar acercándose a los límites de 

diseño. Los operadores tendrían la capacidad de actuar desde la sala de control para mitigar el desajuste. 

Aguirre LLC desarrollaría procedimientos operativos para las instalaciones después de completar el diseño 

final. Este cálculo de tiempo es plenamente coherente con la práctica industrial aceptada. Estamos 

recomendando que Aguirre LLC proporcione los procedimientos operativos y de mantenimiento a medida 

que se desarrollen, como se indica más adelante en esta sección. Además, estamos recomendando medidas 
4-201

como el etiquetado de la instrumentación y las válvulas (p. ej., precintos o válvulas cerradas) para cubrir los 

errores humanos y mejorar la seguridad de las instalaciones. Un programa de gestión de alarmas podría 

también implementarse para asegurar la eficacia de las alarmas.

Las válvulas de seguridad y la instrumentación se instalarían para monitorear, generar alarmas, 

apagar y aislar el equipo y las tuberías durante las perturbaciones en el proceso o condiciones de 

emergencia. Los sistemas instrumentados de seguridad cumplirían con la norma 84.01 de la International 

Society for Automation. Tal como se indica a continuación, también incluimos recomendaciones sobre el 

diseño, la instalación y puesta en marcha de la instrumentación y los equipos de apagado de emergencia 

para garantizar la alarma de causa y efecto apropiada o lógica de desconexión y una mayor representación 

de las válvulas de apagado de emergencia en el sistema de control de las instalaciones. Esto garantizaría que 

el diseño incluya salvaguardias suficientes para reaccionar a las perturbaciones en los procesos y 

condiciones peligrosas.

Se instalarían válvulas de seguridad y columnas de venteo para proteger las tuberías y los equipos 

de procesos. Las válvulas de seguridad se diseñarían para manejar las perturbaciones en los procesos y la 

expansión térmica dentro de la tubería, según NFPA 59A, y se diseñarían en base a API 520 y 521. Tal 

como se indica a continuación, estamos incluyendo recomendaciones para garantizar que las válvulas de 

alivio de presión tengan el tamaño suficiente para las embarcaciones y equipos de los procesos principales.

En el caso de un escape, las instalaciones de procesos y GNL serían provistas de un sistema en caso 

de derrames diseñado para dirigir un derrame a un punto bajo y hacia el mar. Un lavado de cubierta 

continuo operaría en el Terminal marítimo de GNL durante las operaciones de trasvase de GNL para dirigir

cualquier derrame hacia abajo y evitar el contacto de GNL con la subestructura.

Aguirre LLC realizó una evaluación preliminar de protección contra incendios para garantizar la 

instalación de detección de peligros, control de peligros y cobertura de agua contraincendios para detectar y 

corregir las condiciones alteradas. La protección estructural contra incendios, propuesta para evitar la falla 

de los soportes estructurales de equipos y guardatuberías, cumpliría con la norma NFPA 59A. Aguirre LLC 

también instalaría sistemas de detección de riesgos para detectar, generar alarmas y alertar al personal en el 

área y la sala control para iniciar una parada de emergencia o iniciar procedimientos apropiados y cumpliría 

con la norma NFPA 72. Se instalarían dispositivos de control de riesgos para extinguir o controlar los 

derrames e incendios incipientes, y cumplirían con NFPA 59A, 10 y 12. Aguirre LLC proporcionaría 

sistemas automáticos de agua contraincendios y monitores para uso en caso de emergencia para enfriar la 

superficie de las tuberías y los equipos expuestos al calor de un incendio, mitigar el potencial de contacto 

criogénico con el casco de la embarcación y evitar la migración de una nube de vapor al área de servicios 

generales o la sala de control. Estos sistemas de agua contraincendios cumplirían con los requisitos NFPA 

59A, 15, 20 y 24. Estamos recomendando que Aguirre LLC proporcione más información sobre el diseño, 

la instalación y puesta en servicio de los sistemas de detección de riesgos, control de riesgos y de agua 

contraincendios, pues Aguirre LLC desarrollaría aún más esta información durante la fase de diseño final. 

Nosotros revisaríamos esta información para confirmar que el diseño final, la instalación y las capacidades 

de los equipos de detección y control de riesgos fueran compatibles con el equipo propuesto en la 

aplicación.

Aguirre LLC tendría también procedimientos de emergencia de acuerdo con 33 CFR 127. Los 

procedimientos de emergencia se destinarían a la protección del personal y del público, así como la 

prevención de daños a la propiedad que puedan ocurrir como resultado de los incidentes en las instalaciones. 

Aguirre LLC también tendría que desarrollar un Plan de Respuesta a Emergencias en conformidad con la 

Ley de Política Energética de 2005, como se analiza más adelante en la sección 4.11.8.
4-202

Como parte del FEED, Aguirre LLC ha propuesto dotar continuamente de personal al Terminal 

Marítimo de GNL. Con el fin de minimizar el riesgo de un evento intencional, Aguirre LLC proporcionaría 

iluminación, sistemas de cámara y detección de intrusiones para disuadir, controlar y detectar intrusos en las 

instalaciones. Estos sistemas tendrían el apoyo de fuentes de alimentación de respaldo. Aguirre LLC estaría 

obligada a desarrollar un Plan de protección de las instalaciones de acuerdo con las regulaciones de la 

USCG que se encuentran en 33 CFR 105, Subparte D. Estas regulaciones requieren que todos los 

propietarios de terminales y operadores presenten una Evaluación de seguridad de las instalaciones y un 

Plan de seguridad de las instalaciones (FSP, por sus siglas en inglés) a la USCG para su revisión y 

aprobación. Algunas de las responsabilidades del solicitante incluyen, entre otros:

 nombrar un Oficial de Seguridad para las Instalaciones con un conocimiento general de 

patrones y amenazas de seguridad actuales, metodología de evaluación de riesgos y la 

responsabilidad de la ejecución de la Evaluación de seguridad de las instalaciones y del 

Plan de seguridad de las instalaciones, y la realización de una auditoría anual de la vida 

del proyecto;

 la realización de una Evaluación de seguridad de las instalaciones para identificar las 

vulnerabilidades del sitio, posibles amenazas a la seguridad y las consecuencias de un 

ataque, y medidas de protección de las instalaciones;

 el desarrollo de un Plan de seguridad de las instalaciones basado en la Evaluación de 

seguridad de las instalaciones, con procedimientos para:

o respuesta a incidentes de seguridad de transporte;

o notificación y coordinación con las autoridades locales, estatales y federales;

o prevención del acceso no autorizado; medidas y equipos para prevenir o impedir 

sustancias o dispositivos peligrosos;

o capacitación; y

o evacuación;

 la implementación de medidas de seguridad escalables para proporcionar mayores niveles 

de seguridad en el aumento de los niveles de seguridad marítima para el control de acceso 

a las instalaciones, zonas restringidas, manejo de carga, depósitos de embarcaciones y 

búnkers, y monitoreo;

 asegurar la implementación correcta del programa de credencial de identificación de los 

trabajadores de transporte; y

 reporte de todas las violaciones a la seguridad y los incidentes de seguridad al Centro de 

Respuesta Nacional.

En virtud de 33 CFR 105, Aguirre LLC necesitaría presentar un Plan de seguridad de las 

instalaciones a la USCG para su revisión y aprobación antes del inicio de las operaciones. EEl Plan de 

Seguridad de las Instalaciones especificaría medidas que tengan la capacidad para monitorear 

continuamente la seguridad de las instalaciones a través de una combinación de iluminación, guardias de 

seguridad, patrullas transportadas por el agua, dispositivos automáticos de detección de intrusos, o equipos 

de vigilancia.
4-203

Concluimos que el uso de estas capas de protección minimizaría la posibilidad de que un evento de 

iniciación se convierta en un incidente que podría afectar la seguridad de la población fuera de las 

instalaciones. Como resultado de nuestra revisión técnica de la información proporcionada por Aguirre LLC 

en su aplicación, sí identificamos una serie de preocupaciones en una carta de solicitud de información 

emitida el 9 de octubre de 2013. Aguirre LLC proporcionó respuestas por escrito a la solicitud de 

información el 29 de octubre de 2013. A continuación, hemos incluido recomendaciones basadas en nuestra 

revisión de la propuesta de diseño presentada en la solicitud y la información presentada en respuesta a 

nuestra solicitud de información.

Las especificaciones y el FEED presentados para las instalaciones propuestas hasta la fecha son 

preliminares, pero podrían servir de base para cualquier diseño detallado posterior. Si la Comisión otorga la 

autorización, la siguiente fase del proyecto incluiría el desarrollo del diseño final, incluyendo la selección 

definitiva de los fabricantes de equipos, las condiciones del proceso y la resolución de algunas cuestiones 

relacionadas con la seguridad. Es poco probable que la información detallada de diseño a desarrollar dé 

lugar a cambios en la base de diseño, condiciones operativas, selecciones del equipo principal, condiciones 

de diseño del equipo o diseños del sistema de seguridad que se presentaron como parte del FEED de Aguirre 

LLC.

Antes de finalizar el diseño como "Emitido para construcción", Aguirre LLC llevaría a cabo un 

HAZOP más detallado y completo. Estos estudios refinarían aún más los niveles de control de seguridad 

exigidos e identificarían si se necesitan instrumentación de procesos y seguridad adicional, mitigación o 

controles administrativos. Aguirre LLC evaluaría estos cambios para asegurar que la seguridad, salud y 

riesgos ambientales derivados de estos cambios están corregidos y controlados. Las resoluciones de las 

recomendaciones generadas por la revisión HAZOP serían monitoreadas por el personal de FERC. Hemos 

incluido una recomendación de que Aguirre LLC debería presentar un estudio de riesgos y operabilidad en 

el diseño final terminado.

La información sobre el desarrollo del diseño final, como se detalla a continuación, tendría que ser 

revisada por el personal de FERC antes de autorizar la construcción de los equipos en el lugar. Para asegurar 

que el diseño final sea coherente con las características de seguridad y operabilidad identificadas en el 

FEED, recomendamos que las siguientes medidas apliquen al Terminal marítimo de GNL de Aguirre 

LLC. La información relativa a estas recomendaciones específicas debe ser presentada para su 

revisión y aprobación escrita por parte del Director de OEP ya sea: antes de cualquier construcción; 

antes de la construcción del diseño final; antes de la puesta en marcha; antes de la introducción de 

fluidos peligrosos; o antes del inicio del servicio, como lo indica cada condición específica. La 

ingeniería específica, la vulnerabilidad o la información de diseño detallada que cumplen con los 

criterios especificados en la Orden N.o 683 (Expediente N.o RM06-24-000), que incluye información de 

seguridad, debe presentarse como información de infraestructuras energéticas críticas (CEII, por sus 

siglas en inglés) de conformidad con 18 CFR 388.112. Consulte Información de infraestructuras 

energéticas críticas, Orden n.o 683, 71 FR 58.273 (3 de octubre de 2006), Estadísticas y registros de 

FERC 31,228 (2006). La información relativa a aspectos tales como la respuesta de emergencia fuera 

de las instalaciones, procedimientos para notificación pública y evacuación, y requisitos operativos de 

presentación de informes y construcción estará sujeta a divulgación pública. Toda la información 

debe ser presentada un mínimo de 30 días antes de solicitar la aprobación para proceder.

 Antes de cualquier construcción, Aguirre LLC debe presentar los procedimientos de 

aseguramiento y control de la calidad para las actividades de construcción.

 Antes de cualquier construcción, Aguirre LLC debe presentar un cronograma de 

proyecto global, que incluye las etapas propuestas del plan de puesta en marcha.
4-204

 Antes de cualquier construcción, Aguirre LLC debe presentar un plano del terreno 

(dibujos de diseño de área) del diseño final que muestre todos los principales equipos, 

estructuras, edificios y sistemas de control de derrames.

 El diseño final debe proporcionar una revisión técnica de su diseño de instalación 

propuesto que:

a. identifique todos los equipos de admisión de aire para 

ventilación/combustión y las distancias a cualquier liberación 

posible de hidrocarburos (GNL, refrigerantes inflamables, 

líquidos inflamables y gases inflamables); y

b. demuestre que estas áreas están cubiertas adecuadamente por 

dispositivos de detección de peligros e indique cómo estos 

dispositivos podrían aislar o apagar cualquier equipo de 

combustión cuyo funcionamiento continuado pudiese aumentar o 

sustentar una emergencia.

 El diseño final debe incluir registros de cambios que enumeren y expliquen cualquier 

cambio realizados desde FEED proporcionado en la solicitud y documentos 

presentados por Aguirre LLC. Debe proporcionarse una lista de todos los cambios 

con una explicación de la alteración del diseño y todos los cambios deben estar 

claramente indicados en todos los diagramas y dibujos.

 El diseño final debe proporcionar diagramas de tubería e instrumentación 

actualizados, que incluyan la siguiente información: 

a. número de etiqueta, nombre, tamaño, uso, capacidad y las 

condiciones de diseño de los equipos; 

b. tipo y espesor del aislamiento del equipo; 

c. lado de alta presión de la válvula y ubicaciones internas y 

externas de ventilación;

d. tuberías con número de línea, especificación de la clase de 

tubería, tamaño y tipo de aislamiento y grosor; 

e. cambios de especificación de las tuberías y límites de aislamiento; 

f. todas las válvulas de control y manuales numerados; 

g. válvulas de alivio con los puntos de ajuste; y

h. número y fecha de revisión de los diagramas. 

 El diseño final debe proporcionar una lista actualizada del equipamiento completo, 

hojas de datos mecánicos y del proceso y especificaciones.

 El diseño final debe proporcionar planos completos y una lista de los equipos de 

detección de peligros. Los planos deben mostrar claramente la ubicación y elevación 
4-205

de todo el equipo de detección. La lista debe incluir el número de la etiqueta del 

instrumento, tipo y ubicación, ubicaciones de indicación de alarma y funciones de 

apagado de los equipos de detección de peligros.

 El diseño final debe proporcionar planos completos y una lista de los extintores 

portátiles, de productos químicos secos con ruedas y fijos y otros equipos de control 

de riesgos. Los planos deben mostrar claramente la ubicación por número de etiqueta 

de todos los extintores portátiles, con ruedas y fijos. La lista debe incluir el número de 

etiqueta de equipo, tipo, capacidad, equipos cubiertos, velocidad de descarga y señales 

remotas automáticas y manuales que inician la descarga de las unidades.

 El diseño final debe proporcionar planos e ilustraciones de las instalaciones que 

muestren la ubicación del sistema de agua contraincendios. Los planos deben mostrar 

claramente: tubería de agua contraincendios y la ubicación y el área cubierta por 

cada monitor, hidrante, sistema de diluvio, sistema de nebulización de agua y 

rociadores. Los dibujos deben incluir diagramas de tuberías e instrumentación del 

sistema de agua contraincendios. 

 El diseño final debe incluir una evaluación actualizada de protección contra incendios 

de las instalaciones propuestas llevada a cabo de conformidad con los requisitos de 

NFPA 59A 2013, capítulo 12.2. Debe presentarse una copia de la evaluación, una lista 

de recomendaciones y justificaciones de apoyo y las acciones tomadas en las 

recomendaciones.

 El diseño final debe especificar que, para fluidos peligrosos, las tuberías y boquillas de 

tuberías de 2 pulgadas o menos de diámetro no deberán ser menores al Calibre 160 de 

acero al carbono ni al Calibre 80 de acero inoxidable, y estarán diseñadas para 

soportar cargas externas, incluidas las cargas vivas de operadores en áreas accesibles 

a los operadores.

 El diseño final debe proporcionar planos de clasificación de área eléctrica.

 El diseño final debe incluir una revisión de peligros y operatividad del diseño 

completo antes de emitir los diagramas de tubería e instrumentación para la 

construcción. Debe presentarse una copia de la revisión, una lista de recomendaciones 

y las medidas tomadas sobre las recomendaciones.

 El diseño final debe incluir las matrices de causa y efecto para la instrumentación de 

procesos, sistema de detección de gas e incendios y sistema de apagado de emergencia. 

Las matrices de causa-efecto deben incluir alarmas y funciones de apagado, detalles 

de la lógica de apagado y votación, y puntos de ajuste.

 El diseño final debe incluir un plano que muestre la ubicación de los botones de 

parada de emergencia (ESD, por sus siglas en inglés). LSe debe poder acceder 

facilmente a los botones ESD, los cuales deben tener una etiqueta visible y estar 

ubicados en un área que sea accesible durante una emergencia.

 El diseño final debe incluir un plan de pruebas de limpieza, secado, purga y 

hermeticidad. Este plan debe abordar los requisitos de los Principios y práctica de 

purga de la Asociación Americana de Gas, y debe proporcionar una justificación si no 
4-206

se utiliza un gas inerte o no inflamable para las pruebas de limpieza, secado, purga y 

hermeticidad.

 El diseño final debe incluir la base de tamaño y la capacidad del diseño final de la 

columna de ventilación y las válvulas de alivio de presión para las embarcaciones y 

equipos de procesos principales. 

 El diseño final debe proporcionar los procedimientos para las pruebas de 

presión/fugas que se refieren a los requisitos de ASME VIII y ASME B31.3.

 La velocidad de flujo del diseño final de cada bomba de agua contraincendios debe 

basarse en la demanda de agua contraincendios requerida.

 El diseño final debe especificar cómo se usaría la tubería de purga de nitrógeno a la 

columna de ventilación para extinguir un respiradero encendido.

 Antes de la puesta en marcha, Aguirre LLC debe presentar los planes y 

procedimientos detallados para: verificar la integridad de la instalación mecánica in 

situ; pruebas funcionales; introducción de fluidos peligrosos; pruebas operativas; y 

colocación de los equipos en servicio.

 Antes de la puesta en marcha, Aguirre LLC debe proporcionar un calendario 

detallado para la puesta en marcha hasta el arranque de los equipos. El calendario 

debe incluir hitos para todos los procedimientos y pruebas que deben completarse 

antes de la introducción de fluidos peligrosos y durante la puesta en marcha y 

arranque. Aguirre LLC debe presentar documentación que certifique que cada uno 

de estos hitos se ha completado antes de que se emita la autorización para comenzar la 

siguiente fase de puesta en marcha y arranque.

 Antes de la puesta en marcha, Aguirre LLC debe proporcionar números de etiqueta 

en el equipo y la dirección del flujo en las tuberías.

 Antes de la puesta en marcha, Aguirre LLC debe etiquetar toda la instrumentación y 

válvulas en el campo, incluyendo las válvulas de drenaje, válvulas de ventilación, 

válvulas principales y precintos o válvulas cerradas.

 Antes de la puesta en marcha, Aguirre LLC debe presentar los procedimientos y 

manuales de operación y mantenimiento.

 Antes de la puesta en marcha, Aguirre LLC debe mantener un diario de capacitación 

detallado para demostrar que el personal operativo ha completado la capacitación 

requerida.

 Antes de la introducción de fluidos peligrosos, Aguirre LLC debe completar una 

prueba de aceptación de la bomba de agua contraincendios y una prueba de 

cobertura del hidrante y monitor de agua contraincendios. El área de cobertura real 

de cada monitor e hidrante se debe mostrar en los planos de las instalaciones.

 Antes de la introducción de líquidos peligrosos, Aguirre LLC debe realizar todas las 

pruebas pertinentes (Pruebas de aceptación en fábrica, Pruebas de aceptación del

sitio, Pruebas de integración del sitio) asociadas con el Sistema de control distribuido 
4-207

y el Sistema instrumentado de seguridad que demuestra la plena funcionalidad y 

operatividad del sistema. 

 Antes del inicio del servicio, Aguirre LLC deberá presentar informes mensuales del

avance en la construcción de los sistemas propuestos. Se debe incluir un resumen de 

las actividades, los problemas encontrados, registros de no conformidad/deficiencia 

del contratista, acciones correctivas tomadas y el calendario del proyecto actual. Los 

problemas de magnitud significativa deben comunicarse a la FERC en un plazo de 24 

horas.

 Antes del inicio del servicio, Aguirre LLC debe proporcionar un plan para:

a. la frecuencia de capacitación para operadores;

b. la frecuencia de las pruebas para los componentes de la 

instalación; y 

c. el mantenimiento de registros para cada capacitación, prueba de 

equipos, inspección o estudio, así como la actividad de 

mantenimiento.

Adicionalmente, se recomienda que se apliquen las siguientes medidas durante toda la vida útil 

de la instalación:

 Aguirre LLC debe garantizar que la FSRU amarrada a la plataforma de atraque en 

alta mar cumpla con el 46 CFR 154 y debe permanecer clasificada durante toda la 

vida útil de la instalación.

 La instalación debe estar sujeta a revisiones técnicas regulares del personal de la 

FERC y a inspecciones in situ por lo menos anualmente o a otros intervalos según lo 

determine el Director de la OEP. Antes de cada revisión técnica e inspección in situ 

del personal de FERC, Aguirre LLC debe responder a una solicitud de datos 

específica, incluida la información relativa a un posible diseño y condiciones de 

operación que pueden haber impuesto otras agencias u organizaciones. Se deben 

presentar los diagramas actualizados y detallados de tuberías e instrumentación que 

reflejen modificaciones a las instalaciones y el suministro de otra información 

pertinente que no se incluye en los informes semestrales que se describen a 

continuación, incluyendo los eventos de las instalaciones que se han producido desde 

el informe semestral anual presentado anteriormente.

 Los informes operacionales semestrales deben presentarse ante el Secretario para 

identificar los cambios en el diseño de las instalaciones y las condiciones de

funcionamiento, las experiencias anormales de funcionamiento, actividades (incluidas 

llegadas de los buques, la cantidad y composición del GNL importado, cantidades 

vaporizadas, gas de vaporización/destello) modificaciones de las instalaciones, 

incluidos planes a futuro y el avance de estos. Las anomalías en el Terminal marítimo 

de GNL deben incluir, pero sin limitación: condiciones peligrosas en las tuberías 

criogénicas asociadas, averías o fallas significativas de los equipos o la 

instrumentación, mantenimiento o reparación no programados (y razones de los 

mismos), liberaciones de líquidos peligrosos, fuegos que implican líquidos peligrosos 

y/o de otras fuentes. Además, se deben incluir problemas de descarga/carga/envío, 
4-208

condiciones potencialmente peligrosas de la FSRU o de la transportadora de GNL. 

También se deben informar las condiciones climáticas adversas y el efecto sobre la 

instalación. Los informes deberán presentarse en un plazo de 45 días después de cada 

período que termine el 30 de junio y el 31 de diciembre. Además de todo lo 

mencionado anteriormente, se debe incluir también en los informes operacionales 

semestrales una sección titulada "Modificaciones de las plantas más significativas 

propuestas para los próximos 12 meses (fechas)". Esa información proporcionará al 

personal de la FERC una notificación temprana de los proyectos de 

construcción/mantenimiento futuros previstos en las instalaciones de GNL.

 Los eventos no programados significativos, incluidos los incidentes relacionados con la 

seguridad (por ejemplo, liberaciones de GNL o gas natural, incendios, explosiones, 

fallas mecánicas, inusual exceso de presión y principales lesiones), así como incidentes 

relacionados con la vulneración de la seguridad deben comunicarse al personal de la 

FERC. En el caso de que una anomalía sea de magnitud significativa como para 

amenazar la seguridad pública o de los empleados, causar daños significativos a la 

propiedad o interrumpir el servicio, se debe hacer la notificación inmediatamente, sin 

interferir indebidamente con ninguna reparación necesaria o apropiada de 

emergencia, ni con ninguna alarma u otro procedimiento de emergencia. En todos los 

casos, se debe hacer la notificación al personal de la FERC en un plazo de 24 horas. 

Esta práctica de notificación debe ser incorporada en el plan de emergencia de la 

instalación de GNL. Entre los ejemplos de incidentes relacionados con líquidos 

peligrosos comunicables se incluyen:

a. fuego; 

b. explosión;

c. daños a la propiedad estimados de $ 50.000 o más;

d. muerte o lesiones corporales que necesiten hospitalización del 

paciente;

e. liberación de líquidos peligrosos durante cinco minutos o más;

f. movimientos involuntarios o carga anormal por causas 

ambientales, como un terremoto o una inundación, que deteriore 

la capacidad de prestar servicio, la integridad estructural o la 

fiabilidad de una instalación de GNL que contiene, controla o 

procesa líquidos peligrosos;

g. cualquier fisura u otro defecto de material que perjudique la 

integridad estructural o la fiabilidad de una instalación de GNL 

que contenga, controle o procese líquidos peligrosos; 

h. cualquier funcionamiento defectuoso o error de funcionamiento 

que haga que la presión de una instalación de tubería o de GNL 

que contenga o procese líquidos peligrosos se eleve por encima de 

su presión máxima de funcionamiento permisible (o la presión de 

trabajo para las instalaciones de GNL), además de la 
4-209

acumulación permitida para la operación de limitación de 

presión o mecanismos de control; 

i. una fuga en una instalación de GNL que contenga o procese 

líquidos peligrosos que constituya una emergencia; 

j. cualquier condición relacionada con la seguridad que pudiese 

llevar a un peligro inminente y causar (ya sea directa o 

indirectamente, por la acción correctiva del operador), para fines 

distintos a abandono, una reducción del 20 % de la presión de 

funcionamiento o el cierre de operación de una tubería o una 

instalación de GNL que contenga o procese líquidos peligrosos; 

k. incidentes relacionados con la seguridad para los recipientes de 

líquidos que se producen en una instalación de GNL o en ruta 

hacia o desde la misma; o

l. un evento que sea significativo a juicio del operador y/o la 

gerencia, aun cuando no cumpliese con los criterios anteriores o 

con las directrices establecidas en el plan de manejo de incidentes 

de una instalación de GNL.

 En el caso de un incidente, el Director de OEP ha delegado autoridad para tomar 

todas las medidas necesarias para garantizar la fiabilidad operativa y proteger la vida 

humana, la salud, los bienes o el medio ambiente, incluida la autoridad para dirigir la 

instalación de GNL al cese de sus operaciones. Tras la notificación inicial de la 

empresa, el personal de la FERC determinaría la necesidad de un informe 

independiente de seguimiento o de un seguimiento en el próximo informe operacional 

semestral. Todos los informes de seguimiento de la compañía deberían incluir 

resultados de la investigación y recomendaciones para minimizar la repetición de los 

hechos.

Además de la revisión del diseño final, realizaríamos inspecciones antes de la operación y 

revisaríamos el material adicional, incluida la garantía de calidad y los planes de control de calidad, 

informes de no conformidad y planes de puesta en marcha, para asegurar que el diseño instalado sea 

congruente con las características de seguridad y operatividad del FEED. También queremos realizar 

inspecciones durante el servicio a intervalos determinados por el Director de OEP para garantizar que la 

instalación se opere y mantenga de acuerdo con el diseño presentado a lo largo de la vida útil de la 

instalación. Sobre la base de nuestro análisis y nuestras recomendaciones presentadas anteriormente, se 

concluye que el FEED para el Terminal marítimo de GNL presentado por Aguirre LLC incluiría capas 

aceptables de protección o salvaguardas que reduzcan el riesgo de que un escenario de riesgo potencial se 

convierta en un evento que pudiera causar impacto al público fuera del sitio.
4-210

4.11.4 Análisis del emplazamiento

Nuestro análisis del emplazamiento para abordar la radiación térmica y las zonas de dispersión de 

vapor para el Proyecto propuesto se han calculado sobre la base de las prácticas recomendadas descritas por 

los Laboratorios Nacionales Sandia (Sandia) y descritas en el informe titulado, Orientación sobre las 

implicaciones del análisis de riesgos y seguridad de un gran derrame de gas natural licuado (GNL) sobre el 

agua (Informe de Sandia de 2004). Para este proyecto, Aguirre LLC seleccionó los siguientes escenarios de 

liberación como entradas en el modelado de riesgos:

 una liberación a partir de una falla de la conexión del brazo de carga que transfiere GNL 

desde el Terminal marítimo de GNL hacia la FSRU durante 10 minutos; y

 liberaciones a chorro desde las tuberías de proceso a bordo de la FSRU durante 10 

minutos.

Formación de pozas

Debido a la naturaleza marina del Proyecto propuesto, el análisis carece de cualquier área de 

embalse definida y el tamaño potencial de la poza de GNL a partir de liberaciones de GNL se controlaría 

por el equilibrio de la liberación de GNL sobre la superficie del agua comparado con la cantidad de GNL 

que se vaporizaría de la poza. Para cada escenario de liberación de GNL, se utilizaron métodos definidos por 

el Informe de Sandia de 2004 para determinar el tamaño de la poza para el GNL derramado en el agua. 

Utilizando esta metodología, Aguirre LLC calcula diámetros de pozas para los escenarios de liberación 

enumerados anteriormente. Aguirre selecciona una tasa de derrame de 11,000 m

3

/h (aproximadamente 

48,000 galones por minuto) a partir de una falla de los brazos de carga de GNL durante 10 minutos. Esta 

liberación se traduciría en un diámetro de 119 m (390 pies) de la poza.

Para las liberaciones de proceso a bordo de la FSRU, Aguirre LLC seleccionó liberaciones en la 

tubería de alimentación de GNL desde tanques de carga de la FSRU, la tubería de alimentación de GNL de 

alta presión hacia los vaporizadores, así como la línea de exportación de gas. La alimentación de GNL desde 

los tanques de carga de la FSRU dio como resultado una diámetro de poza de GNL de 2.8 m (9 pies) de un 

agujero de 5.08 cm (2 pulgadas) en la tubería de proceso y un diámetro de poza de GNL de 76 m (249 pies) 

de una ruptura total en la tubería de proceso. Las emisiones procedentes de la alimentación de GNL a alta 

presión hacia los vaporizadores y la línea de exportación de gas no originarían GNL empozado, ya que 

destellaría la liberación de GNL y la liberación de la línea de exportación de gas no originaría una liberación 

de líquido.

Modelado térmico

Si una gran cantidad de GNL se derrama en presencia de una fuente de ignición, el incendio 

resultante en la poza de GNL podría causar altos niveles de radiación térmica. Los niveles de radiación 

térmica normalmente utilizados para los análisis de exposición incluyen (1) un nivel bajo que puede ser 

tolerado por los seres humanos durante el tiempo suficiente para permitirles que se muevan a un lugar 

seguro sin lesiones por quemaduras significativas (alrededor de 1,600 unidades térmicas británicas por pie 

cuadrado por hora [BTU/pie2-h] o 5 kW por metro cuadrado [kW/m2]); y (2) un nivel alto que puede causar 

lesiones significativas y daños a la propiedad (alrededor de 10,000 BTU/pie2-h, o 32 kW/m2). Estos niveles 

fueron designados en el Análisis LOR como Zonas de peligro 2 y 1, respectivamente (véase sección 

4.11.7.1). Los cálculos de distancia de exclusión térmica se basan en las condiciones atmosféricas 

específicas del lugar: temperatura ambiente de 80 °F, una humedad relativa del 77 por ciento y una 

velocidad del viento de 15 mph. Por medio del modelo de programa de cómputo LNGFIRE3 desarrollado 

por el Instituto de Investigación de Gas, Aguirre LLC calculó las distancias de radiación térmica para 
4-211

niveles de flujo por incidentes de 1,600 a 10,000 BTU/pies2-h (aproximadamente 5 a 32 kW/m2) desde una 

poza que dio como resultado la falla del brazo de carga. La Tabla 4.11.4-1 presenta los resultados de este 

escenario de riesgo en los distintos niveles de radiación térmica. Debido a la ubicación del Proyecto 

propuesto, estas distancias de radiación térmica para cada zona se extienden solamente sobre el agua y 

estarían dentro de la Zona 1.

TABLA 4.11.4-1

Distancias de radiación térmica para el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Escenario

Tamaño de la 

poza

Niveles de radiación térmica

10,000 BTU/pie2-h 

(32 kW/m2)

4,000 BTU/pie2-h 

(12.5 kW/m2)

1,600 BTU/pie2-h 

(5 kW/m2)

Falla del brazo de carga 119 m

(390 pies)

234 m

(768 pies)

297 m

(974 pies)

385 m

(1,263 pies)

Modelado de dispersión del vapor

Los cálculos de dispersión de vapores inflamables se basan en una temperatura ambiente de 70 °F, 

humedad relativa del 50 por ciento, una velocidad del viento 4.4 m/s (9.8mph), estabilidad atmosférica 

Clase D y una rugosidad superficial de 0.01m. Aguirre LLC utilizó DEGADIS para calcular las nubes de 

vapor inflamable desde el escenario de falla del brazo de carga. Los resultados del modelado muestran una 

nube de vapor no encendida que se extiende 2,805 m (9,203 pies) a la mitad del límite inferior de 

inflamabilidad (1⁄2 LFL) y estarían dentro de la Zona 3. Estas distancias se extenderían sobre el complejo de 

barrera de arrecifes y manglares de los Cayos Caribe, Cayos de Barca y Cayo Puerca que se encuentran al 

norte de la instalación propuesta.

Aguirre LLC utilizó PHAST para modelar la mayor nube de vapor no encendida a partir de una 

liberación a bordo de la FSRU. La mayor nube de vapor no encendida se originaría de una liberación de 

paso total de la línea de exportación de gas. La nube de vapor inflamable resultante se extendería a 1,405 m 

(4,610 pies) hacia el 1⁄2 LFL y estaría dentro de la Zona 3. Esta nube de vapor también se extendería sobre 

porciones del complejo de barrera de coral y manglares de los Cayos de Barca. Como esta sería una 

liberación no criogénica, la nube de vapor sería boyante y se levantaría rápidamente hacia el aire.

4.11.5 FSRU y transportadora de GNL

Desde 1959, los buques han transportado GNL sin una liberación mayor de carga ni un accidente 

mayor que implique una embarcación de GNL. Hay más de 370 transportadoras de GNL en operación 

rutinaria que transportan GNL entre más de 100 terminales de importación/exportación actualmente en 

operación en todo el mundo. Desde que las terminales de GNL de EE. UU. comenzarona operar primero 

bajo la jurisdicción de la FERC en la década de 1970, ha habido más de 2,600 arribos individuales de 

buques de GNL en las terminales de EE. UU. Durante los últimos 44 años, las operaciones de transporte de 

GNL se han llevado a cabo con seguridad en puertos y vías navegables de los Estados Unidos. 

4.11.5.1 Requisitos de diseño y operación

La FSRU y las transportadoras de GNL destinadas a la importación y exportación de GNL desde y 

hacia los Estados Unidos están construidas y operan de acuerdo con el Código para la construcción y el 

equipamiento de buques que transporten gases licuados a granel de construcción de la OMI, el Convenio 

SOLAS, y 46 CFR 154, que contiene las normas de seguridad de Estados Unidos para los buques que 

transportan gas natural licuado a granel.
4-212

Según lo requieren las convenciones y normas de diseño de la OMI, los espacios y áreas de 

aislamiento en la FSRU y de la transportadora de GNL están equipados con alarmas de detección de gas y 

alarmas por baja temperatura. Estos dispositivos controlan que no haya fugas de gas natural licuado en el 

aislamiento entre las barreras primarias y secundarias de los tanques cisterna de carga de GNL. Además, los 

sistemas de detección de peligros también controlan la estructura del casco adyacente al tanque cisterna de 

carga, salas de compresores, salas de motores, salas de control de carga, espacios cerrados en el área de 

carga, campanas de ventilación específicas y conductos de gas, así como bolsas de aire.

En 1993, las enmiendas al Código para la construcción y el equipamiento de buques que 

transporten productos químicos peligrosos a granel de la OMI requirieron que todas las embarcaciones 

deben contar con equipo de monitorización con una alarma que se active por detección de exceso de presión 

o condiciones de subpresión dentro de un tanque cisterna de carga. Además, los tanques cisterna de carga 

están muy instrumentados, con equipo de detección de gas en el espacio de retención y los espacios entre 

barreras, sensores de temperatura y manómetros. La FSRU y la transportadora de GNL están equipadas con 

un sistema de agua de incendios con la capacidad de suministrar por lo menos dos chorros de agua a 

cualquier parte de la cubierta en el área de carga y partes de la contención de la carga y cubiertas del tanque 

encima de la cubierta. Un sistema de aspersión de agua también está disponible para el enfriamiento, la 

prevención de incendios y la protección de la tripulación en áreas específicas. Además, ciertas áreas de la 

FSRU y de la transportadora de GNL están equipadas con sistemas de extinción de incendios de tipo polvo 

químico seco y sistemas de sofocación con CO2 para la lucha contra incendios. La protección contra

incendios también incluye los siguientes sistemas:

 un sistema de aspersión de agua (inundación) que cubre la sala de control de la casa de 

alojamiento y todas las válvulas principales de carga;

 un sistema tradicional de agua de incendios que proporciona agua a los monitores de 

incendios en la cubierta y a las estaciones de bomberos que se encuentran a lo largo de la 

embarcación;

 un sistema de extinción de incendios con químicos secos para incendios por 

hidrocarburos; y

 un sistema de CO2 para protección de la maquinaria, incluida la sala de bombas de lastre, 

generadores de emergencia y compresores.

Se requiere que todos los buques de GNL que entren en aguas de los Estados Unidos posean un 

Certificado de Idoneidad de la OMI y o bien un Certificado de Inspección de la USCG (para barcos con 

bandera de los Estados Unidos) o un Certificado de cumplimiento (COC) de la USCG (para buques de 

bandera extranjera). Estos documentos certifican que el buque ha sido diseñado y funciona tanto de acuerdo 

con las normas internacionales como con las regulaciones para transportadoras de GNL a granel conforme 

al Título 46 CFR 154. La FSRU también estaría obligada a poseer un COC emitido por la USCG.

Por otra parte, la FSRU se clasifica incluyendo el casco del buque, maquinaria, equipos (incluidos 

los equipos de regasificación) conforme al estudio de la sociedad de clasificación Bureau Veritas. La 

sociedad de clasificación revisó los planos de equipos y sistemas de la FSRU comparados con las reglas de 

la sociedad de clasificación para cumplimiento. Ciertos equipos críticos se inspeccionaron durante el 

proceso de fabricación. Los inspectores de las sociedades de clasificación también verifican los certificados 

de materiales, la trazabilidad de los materiales, los procesos de soldadura, los ensayos destructivos y los 

ensayos no destructivos.
4-213

La FSRU de la plataforma de atraque en alta mar y las transportadoras de GNL que entregarían

GNL a la instalación cumplen con varios requisitos de seguridad estadounidenses e internacionales. La OMI

adoptó el Código Internacional de Seguridad para Buques e Instalaciones Portuarias (Código ISPS) en el 

año 2003. El Código ISPS exige que tanto buques como puertos lleven a cabo evaluaciones de 

vulnerabilidad y desarrollen planes de seguridad. El propósito del código es prevenir y reprimir el terrorismo 

contra los buques; mejorar la seguridad a bordo de los buques y en tierra; y reducir el riesgo para los 

pasajeros, la tripulación y el personal del puerto a bordo de buques y en las zonas portuarias. Todos los 

buques de GNL, así como otros buques de carga de 500 toneladas brutas y más grandes, y los puertos que 

sirven a dichas embarcaciones reguladas deben acatar las normas de la OMI. Algunos de los requisitos de la 

OMI para los buques son los siguientes: 

 los buques deben desarrollar planes de seguridad y tener un Oficial de seguridad del 

buque;

 los buques deberán tener un sistema de alerta de protección del buque. Estas alarmas 

transmiten alertas de seguridad del buque a la costa que permiten identificar el buque, su 

ubicación y la indicación de que la seguridad del buque se encuentra amenazada o se ha 

visto comprometida;

 los buques deben tener un plan de seguridad integral para las instalaciones portuarias 

internacionales, que se centre en áreas que tengan contacto directo con los buques; y

 los buques pueden tener equipos integrados a bordo para ayudar a mantener o mejorar la 

seguridad física de la nave.

En 2002, la Ley de Seguridad del Transporte Marítimo fue promulgada porel Congreso de los 

EE.UU. yse alinea la reglamentación nacional con los estándares de seguridad marítimos del Código PBIP y 

SOLAS. Las normativas resultantes de la USCG, contenidas en 33 CFR 104, requieren buques para llevar a 

cabo evaluaciones de vulnerabilidad y desarrollar los planes de seguridad correspondientes. TTodas las 

transportadoras de gas natural licuado que sirven a la instalación cumplen con los requisitos de la Ley de 

Seguridad del Transporte Marítimo y reglamentos asociados mientras se encuentren en aguas . 

Estadounidenses. La FSRU en la plataforma de atraque en alta mar también cumple con el Código SOLAS 

y el ISPS.

4.11.6 Peligros que se originan de accidentes

Una revisión de la historia de la transportación marítima de GNL indica que no se ha producido un 

grave accidente en el mar o en un puerto que se haya traducido en un derrame debido a la ruptura de los 

tanques de carga. Sin embargo, los registros de seguros, fuentes de la industria y los sitios web públicos 

identifican una serie de incidentes relacionados con buques de GNL, que incluye colisiones de menor 

importancia con otros buques de todos los tamaños, varadas, liberaciones menores de GNL durante las 

operaciones de descarga de cargas, y fallas mecánicas o de equipos típicas de las grandes embarcaciones. 

Algunos de los sucesos más significativos, que representan el rango de incidentes experimentados por la 

flota de buques de GNL en todo el mundo, se describen a continuación:

 The Paso Paul Kayser varado en una roca en junio de 1979 en el estrecho de Gibraltar 

durante un viaje cargado de Argelia a los Estados Unidos. Resultó en daño extenso en el 

fondo de los tanques de lastre; sin embargo, no se derramó nada de carga porque los 

tanques de carga no sufrieron ningún daño. Toda la carga de GNL fue trasladada 

posteriormente a otro buque de GNL y entregada en su destino en EE. UU.
4-214

 El Tellier fue elevado por fuertes vientos severos de su plataforma de atraque en Skikda 

(Argelia) en febrero de 1989, lo cual dañó los brazos de carga y la tubería de tierra y de la 

embarcación. La carga se había asegurado poco antes de que el viento golpeara, pero los 

brazos de carga no habían sido drenados. En consecuencia, el GNL que quedaba en los 

brazos de carga se derramó sobre la cubierta, provocando la fractura de algunas planchas.

 El Mostefa Ben Boulaid tuvo un incendio eléctrico en la sala de control de motores 

durante la descarga en Everett (Massachusetts). La tripulación de la nave apagó el fuego 

y el buque terminó de descargar. 

 El Khannur tuvo un rebase del tanque de carga al sistema de manejo de vapor del buque 

el 10 de septiembre de 2001, durante la descarga en Everett (Massachusetts). 

Aproximadamente 100 galones de GNL se ventilaron y rociaron en la cubierta protectora 

sobre la cúpula del tanque de carga, resultando en varias grietas. Después de la 

inspección por la USCG, al Khannur se le permitió descargar su carga de GNL.

 El Mostefa Ben Boulaid tuvo un derrame de GNL en su cubierta durante las operaciones 

de carga en Argelia en 2002. El derrame, que se cree que fue causado por 

desbordamiento y no por una falla mecánica, causó fracturas quebradizas significativas 

de la estructura de acero. El buque fue obligado a descargar su carga, tras lo cual 

procedió al muelle para su reparación.

 El Norman Lady fue golpeado por el submarino nuclear USS Oklahoma City cuando el 

submarino se elevaba a profundidad de periscopio, cerca del estrecho de Gibraltar en 

noviembre de 2002. El buque de GNL de 87,000 m

3

, que acababa de descargar en 

Barcelona (España), sufrió sólo daños menores en la capa exterior de su doble casco, pero 

no hubo daños en sus tanques de carga.

 El Tenaga Lima encalló en las rocas mientras se dirigía a mar abierto al este de Mopko 

(Corea del Sur) debido a la fuerte corriente, en noviembre de 2004. Las planchas de 

cobertura exterior se rasgaron y fracturaron en un área aproximada de 20 por 80 pies (6 a 

24 m), y las brechas internas permitieron que entrara agua en el espacio de aislamiento 

entre las membranas primaria y secundaria. ELa embarcación fue puesta a flote, reparada

y devuelta a servicio.

 El Golar Freeze se alejó de su plataforma de atraque durante la descarga el 14 de marzo 

de 2006, en Savannah (Georgia). Los acoplamientos eléctricos de desconexión de 

emergencia de los brazos de descarga se activaron según el diseño, y las operaciones de 

transferencia fueron apagadas.

 El Catalunya Spirit perdió propulsión y se fue a la deriva 35 millas(56 km) al este de 

Chatham (Massachusetts) el 11 de febrero de 2008. Cuatro remolcadores remolcaron la 

embarcación a un fondeadero seguro para las reparaciones. El Catalunya Spirit fue 

reparado y llevado a puerto para descargar su carga.

 El Suez Matthew encalló en el arrecife de Cayo María Langa, cerca de Guayanilla 

(Puerto Rico), el 19 de diciembre de 2009. El buque fue puesto a flote y no se 

encontraron daños en el casco.

 El Al Gharrafa chocó con un barco de contenedores, Hanjin Italy, en el estrecho de 

Malaca de Singapur el 19 de diciembre de 2013. La proa del Al Gharrafa y el centro de la 
4-215

banda de estribor del Hanjin sufrieron daños. Ambos barcos se anclaron de manera 

segura después del incidente. No se informó de pérdida de GNL, muertes ni lesiones.

Aunque la historia del transporte de GNL ha estado libre de incidentes mayores, y no ha habido 

incidentes que hayan resultado en cantidades significativas de carga derramada, debe ser considerada la 

posibilidad de un derrame de GNL de un buque durante el plazo del proyecto propuesto. Si se produjera un 

derrame de GNL, el principal peligro para el público sería del calor radiante de un incendio de charco. Si se 

produjera un derrame de GNL sin ignición, podría formarse una nube de gas inflamable y también 

representar un peligro. Históricamente, los eventos con mayor probabilidad de causar un derrame 

significativo de GNL fueron los accidentes de barco, tales como: 

 un encallamiento lo suficientemente grave como para perforar un tanque de carga de 

GNL;

 un buque que choca con un buque de GNL en tránsito;

 un buque de GNL que impacta15 con la terminal o una estructura en la vía navegable; o

 un buque que impacta con un buque de GNL mientras está amarrado en el terminal.

Para dar lugar a un derrame de GNL, cualquiera de los eventos anteriores tendría que ocurrir con un 

impacto suficiente para romper el doble casco del buque de GNL y los tanques de carga. TTodas las 

embarcaciones de GNL usadas para entregar GNL al Proyecto propuesto, así como también la Unidad 

Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU), tendrían una construcción de doble casco, con los 

cascos interno y externo separados por unos 10 pies (3 metros). Además, los tanques de carga están 

normalmente separados del casco interior por una capa de aislamiento de aproximadamente 1 pie de 

espesor.

Como resultado, muchos incidentes de encallamiento lo suficientemente graves como para causar 

un derrame de carga en un buque petrolero de un solo fondo no podrían penetrar tanto el casco interior como 

el exterior de un buque de GNL. Los incidentes previos con buques de GNL han involucrado principalmente 

encallamiento, y ninguno de ellos han dado lugar al rompimiento del doble casco y el posterior derrame de 

la carga de GNL. La probabilidad de que un buque de GNL sufra daños en el tanque de carga en una 

colisión dependerá de varios factores: 

 el desplazamiento y la construcción de los dos buques, el que choca y el chocado;

 la velocidad de la embarcación que choca y su ángulo de impacto con el buque chocado; 

y 

 la ubicación del punto de impacto.

En diciembre de 2004, el DOE publicó un estudio sobre la posibilidad de ruptura en buques de 

GNL. A petición del DOE, Sandia realizó la investigación y escribió el Informe de Sandia de 2004. El 

Informe de Sandia de 2004 incluyó un análisis de brechas del tanque de carga de GNL usando modelado 

moderno de elementos finitos y modelado de física de choques explosivos para estimar un rango de tamaños 

de brechas para los eventos creíbles de derrames de GNL intencionales y los accidentales. Las evaluaciones 

de rupturas accidentales se basaron en el modelado de elementos finitos de colisiones de buques petroleros 

de doble casco similares en tamaño y diseño a los buques transportadores de GNL. El análisis de los eventos 

accidentales encontró que los encallamientos, las colisiones con embarcaciones pequeñas y las colisiones a 

 

15 La “colisión de un buque” es la acción de estrellarse contra un objeto fijo o golpearlo (por ejemplo, el choque de un barco contra otro barco 

que está atracado), que se distingue de “colisión”, utilizado para referirse a dos barcos en movimiento que se chocan entre sí.
4-216

baja velocidad (menos de 7 nudos) con buques grandes que impacten a 90 grados podrían causar daños 

leves en los buques, pero no resultarían en un derrame de carga. Esto se debe a la protección que ofrece la 

estructura de doble casco, la capa de aislamiento y el tanque de carga principal de un buque de GNL (p. ej., 

transportadora de GNL y FSRU). Se determinó que las colisiones a alta velocidad (12 nudos) con buques 

grandes que impacten a 90 grados causan potencialmente áreas de ruptura de los tanques de carga de 0.5 a 

1.5 m

2

.

La posibilidad de un derrame de GNL debido a un accidente, como una colisión o un encallamiento, 

se considera mínima. Además, los procedimientos operativos actuales en uso por la USCG, tales como la 

gestión de tráfico marítimo, la coordinación de las velocidades de los buques y el control activo de buques 

en puertos internos y externos, también reducirían aún más el potencial de derrame de GNL por causas 

accidentales.

4.11.7 Peligros que resultan de actos intencionales

El Informe de Sandia de 2004 también analizó rupturas intencionales creíbles en transportadoras de 

GNL de hasta 145,000 m

3

de capacidad usando modelado moderno de elementos finitos y modelado de 

física de choques explosivos. Los eventos considerados para actos intencionales creíbles se basaron en datos 

históricos y de inteligencia que van desde sabotaje y secuestro hasta otros tipos de ataques físicos. Los 

ataques físicos incluyeron los documentados como ocurridos a varios tipos de buques de transporte 

marítimo internacional, incluidos los ataques con misiles y cohetes pequeños, y los ataques con explosivos a 

granel.

Para los escenarios intencionales, el tamaño del agujero del tanque de carga depende de la 

localización del buque y la fuente de amenaza. Se calculó que las áreas de ruptura intencional estuvieron en 

un rango de 2 a 12 m

2

. En la mayoría de los casos, un escenario de ruptura intencional no daría lugar a un 

área de agujero nominal de más de 5 a 7 m

2

, que es un intervalo más apropiado para utilizar en el cálculo de 

los peligros potenciales de los derrames. Estos tamaños de agujero son equivalentes a diámetros de agujeros 

circulares de entre 2.5 y 3 m.

El Informe de Sandia de 2004 evaluó el daño en cascada debido a fractura quebradiza de la 

exposición al líquido criogénico o el daño inducido por el fuego al aislamiento de espuma. Si bien es posible 

bajo ciertas condiciones, se encontró que el daño en cascada probablemente no involucraba más de dos o 

tres tanques de carga. Se esperaba que los eventos en cascada aumentaran la duración del fuego, pero no que 

aumentaran significativamente el riesgo general de incendios.

El Informe de Sandia de 2004 también incluyó una guía sobre el manejo de riesgos para los 

derrames intencionales, basado en los hallazgos de que los impactos más significativos en propiedad y 

seguridad pública existen dentro de aproximadamente 500 m (1,640 pies) de un derrame debido a riesgos 

térmicos de un incendio, con menores impactos en la salud y la seguridad públicas más allá de los 1,600 m 

(aproximadamente 5,250 pies). Se descubrió que las grandes emisiones de vapor de GNL no encendido son 

poco probables, pero podrían extenderse nominalmente desde 2,500 m (8,200 pies) hasta una distancia 

máxima conservadora de 3,500 m (11,500 pies) para un derrame intencional.

En 2008, el DOE publicó otro estudio preparado por Sandia, titulado Breach and Safety Analysis of 

Spills Over Water from Large Liquefied Natural Gas Carriers (Análisis de seguridad y fracturas de los 

derrames sobre agua de transportadoras grandes de gas natural licuado, mayo de 2008 (Informe de Sandia 

de 2008). El Informe de Sandia de 2008 evaluó la magnitud de los posibles riesgos para los nuevos buques 

de GNL con una capacidad de hasta 265,000 m3. Utilizando la misma metodología que el Informe de Sandia 

de 2004, el Informe de Sandia de 2008 concluyó que las distancias de peligro térmico serían solo entre un 

7 % y un 8 % ciento mayores que las de buques que llevan 145,000 m

3

de GNL, debido principalmente a la 
4-217

ligeramente mayor altura de GNL por encima de la línea de flotación. El Informe de Sandia de 2008 

también observó que el diseño general de los buques de mayor tamaño era similar a los diseños de barcos 

previamente analizados y, para las instalaciones cercanas a la costa, el tamaño de fractura calculado para 

escenarios intencionales seguiría siendo el mismo. En general, el Informe de Sandia de 2008 mantiene las 

mismas zonas de impacto que para los buques más pequeños que fueron analizados en el Informe de Sandia 

de 2004.

En febrero de 2007, la Oficina de Responsabilidad del Gobierno de EE. UU. (GAO, por sus siglas 

en inglés) publicó un informe de evaluación de varios estudios, incluyendo el Informe Sandia de 2004 que 

se había realizado sobre las consecuencias de un derrame de GNL como resultado de un ataque terrorista 

contra un buque de GNL (GAO, 2007). El panel de expertos de la GAO acordó que el impacto más probable 

sobre la seguridad pública de un derrame de GNL sería el calor radiante de un incendio de charco, y sugirió 

que se necesitan más estudios para eliminar la incertidumbre en los supuestos utilizados en el modelado de 

derrames grandes de GNL en el agua. Después del informe de la GAO, el Congreso pidió al Departamento 

de Energía que se ocupara de estas necesidades de investigación. En mayo de 2012, un informe titulado 

Liquefied Natural Gas Safety Research Report to Congress (Informe de investigación de seguridad de gas 

natural licuado al Congreso) fue publicado y se resume a continuación.

El DOE contrató a Sandia para llevar a cabo una serie de pruebas de daño criogénico e incendios de 

GNL a gran escala para investigar las clases más grandes de transportadora de GNL con capacidad de hasta 

260,000 m

3

, representativas de los buques más grandes de GNL en operación. Sandia realizó las pruebas 

más grandes de fuego de charco de GNL realizadas hasta la fecha y realizó modelado computacional 

avanzado y simulaciones de buques entre 2008 y 2011. Al igual que en los estudios anteriores, Sandia 

trabajó con la seguridad marítima, las autoridades policiales y las agencias de inteligencia para evaluar las 

amenazas y los actos intencionales creíbles. Los escenarios incluyeron ataques con armas disparadas desde 

el hombro, explosivos y ataques por aeronaves y otros barcos. Sandia identificó varios rangos de posibles 

brechas en el casco que van de 0.005 m

2

(muy pequeña) a 15 m

2 (muy grande). Sobre la base de los datos 

recopilados de las pruebas de incendio de charco y las simulaciones de buques, Sandia concluyó que las 

distancias de peligro térmico al público de un incendio de charco de GNL grande eran más pequeñas, por lo 

menos entre un 2 por ciento y un 7 por ciento, que los resultados registrados en los Informes de Sandia de 

2004 y 2008.

Con el fin de analizar de forma más contundente la posibilidad de fallas en cascada de los tanques 

de carga de las transportadoras de GNL, Sandia usó modelos detallados de daño estructural y térmico de los 

buques para simular los efectos en una transportadora de GNL por un derrame. Para las rupturas grandes 

consideradas, Sandia predice que tanto como el 40 por ciento del GNL derramado del tanque de carga 

permanecería dentro de la estructura del buque. Debido tanto a la baja temperatura del GNL y el calor de un 

fuego de charco, el acero estructural de la transportadora de GNL se degradaría. Los efectos pueden ser lo 

suficientemente significativos como para hacer que el buque quede inutilizable, severamente dañado y con 

riesgo de hundimiento.

Aunque las prácticas de diseño y construcción de los buques de GNL consideran las fallas 

simultáneas y múltiples de los tanques como algo extremadamente improbable, Sandia concluyó que los 

derrames secuenciales de varios tanques pueden ser posibles. Si se produjeran fallas secuenciales, eso no 

aumentaría el tamaño de la zona afectada por el incendio de charco, pero podría aumentar la duración de los 

riesgos de incendio. Con base en esta investigación, Sandia concluyó que el uso de un derrame nominal de 

un tanque, con un máximo de un derrame de tres tanques, como se recomendó en el Informe de Sandia de 

2004, sigue siendo apropiado para estimar las distancias de peligro. Debido a las características de diseño 

similares entre las transportadoras de GNL y las FSRU (p. ej., construcción de doble casco con 

aproximadamente 10 pies de separación, aislamiento entre el casco interno y los tanques de carga, etc.), la 

conclusión de Sandia también se aplicaría también a la FSRU. Aguirre LLC utilizó la brecha recomendada 
4-218

por Sandia para una instalación cercana a la costa con un hoyo de 5 m

2

en la FSRU y calculó un diámetro de 

charco de GNL de 270 m (886 pies). Este tamaño de charco se compara con el tamaño de charco de 290 m 

(951 pies) calculado en el Informe de Sandia de 2008. Por lo tanto, las Zonas de riesgo descritas en la 

sección 4.11.7.1 se aplicarían tanto a las transportadoras de GNL como a la FSRU.

4.11.7.1 Requisitos reglamentarios para las operaciones de transportadoras de GNL

La USCG ejerce autoridad reguladora sobre las instalaciones de GNL que afectan a la seguridad y 

protección de las zonas portuarias y pasos de agua navegables bajo la Orden Ejecutiva 10173, la ley

Magnuson (50 USC 191), la Ley de Seguridad de Puertos y Vías Navegables de 1972 y sus modificaciones

(33 USC 1221 et seq.) y la Ley de Seguridad del Transporte Marítimo de 2002 (46 USC 701). La USCG es 

responsable de los asuntos relacionados con la seguridad de la navegación, las normas de ingeniería y de 

seguridad de las embarcaciones y todas las cuestiones relativas a la seguridad de las instalaciones o de los 

equipos situados dentro o junto a las aguas navegables hasta la última válvula justo antes de los tanques de 

recepción. La USCG también tiene autoridad para la revisión, aprobación y verificación de cumplimiento 

del plan de seguridad de las instalaciones de GNL de acuerdo con lo dispuesto en 33 CFR 105. 

Las regulaciones de la USCG en 33 CFR 127 aplican a la zona de transferencia marítima de las 

instalaciones frente al mar entre la transportadora de GNL y el primer colector o de la válvula situada en el 

interior de la contención.33 CFR 127 regula el diseño, la construcción, el equipamiento, la operación, la 

inspección, el mantenimiento, las pruebas, la capacitación de personal, la extinción de incendios y la 

seguridad de las instalaciones de GNL de la línea de costa. Los sistemas de seguridad, incluidas las 

comunicaciones, la parada de emergencia, la detección de gas y la protección contra incendios, deben 

cumplir con las regulaciones de 33 CFR 127. Bajo 33 CFR § 127.019, Aguirre LLC estaría obligada a 

presentar dos copias de sus Manuales de Operaciones y de Emergencias al Capitán del Puerto de la USCG 

para su evaluación por lo menos 30 días antes de la primera transferencia de GNL.

Tanto las regulaciones de la USCG bajo 33 CFR 127 como las regulaciones de la FERC bajo 18 

CFR § 157.21 requieren que un solicitante que tenga la intención de construir una instalación de 

importación de GNL presente una Carta de Intención a la USCG al mismo tiempo que el proceso previo a la 

presentación es iniciado con la Comisión. En consecuencia, Aguirre LLC inicialmente notificó a la USCG 

que se proponía la construcción de un terminal de recepción de GNL ubicado fuera de la Bahía de Jobos, 

cerca de la Central Aguirre por la costa sur de Puerto Rico y presentó una carta de intención al Capitán del 

Puerto, Sector San Juan, el 20 de diciembre de 2011.

Como es requerido por su reglamento (33 CFR § 127.009), la USCG es responsable de la emisión 

de una Carta de Recomendación a la FERC sobre la idoneidad de la vía fluvial para el tráfico marítimo de 

GNL en lo que respecta a los siguientes puntos:

 ubicación física y descripción de las instalaciones;

 características de la transportadora de GNL y frecuencia de los envíos de GNL hacia o 

desde las instalaciones;

 canales fluviales y zonas comerciales, industriales, ambientalmente sensibles, y 

residenciales y adyacentes a la vía fluvial utilizada por las transportadoras de GNL en el 

camino a las instalaciones, en un radio de 25 km (15.5 millas) de las instalaciones;

 densidad y carácter del tráfico marítimo en la vía navegable;

 esclusas, puentes u otras obstrucciones artificiales en la vía navegable;
4-219

 profundidad del agua;

 amplitud de la marea;

 protección de alta mar;

 riesgos naturales, incluidos los arrecifes, rocas y bancos de arena;

 tuberías y cables subacuáticos; y

 distancia de los buques atracados desde el canal y la anchura del canal.

Además de las regulaciones LOI, 33 CFR 127 y FERC exigen que cada solicitante de un proyecto 

de GNL presente una Evaluación de Idoneidad de la Vía Navegable (WSA, por sus siglas en inglés) al 

Capitán del Puerto perito a más tardar al inicio del proceso de presentación de formularios de la FERC. 

Hasta que una instalación comience a funcionar, los solicitantes deben revisar anualmente sus WSA y 

presentar un informe al Capitán del Puerto sobre si se requieren cambios. La WSA debe incluir la siguiente 

información: 

 caracterización del puerto;

 evaluación de riesgos para la seguridad y la protección marítima; 

 estrategias de gestión de riesgos; y 

 necesidades de recursos para seguridad marítima, protección y respuesta. 

El 14 de junio de 2005, la USCG publicó una circular de inspección de buques y navegación (NVIC 

por sus siglas en inglés): Guidance on Assessing the Suitability of a Waterway for Liquefied Natural Gas 

(LNG) Marine Traffic (Guía para la evaluación de la idoneidad de una vía navegable para el tráfico 

marítimo de gas natural licuado [GNL]) (Circular de inspección de buques y navegación [NVIC] 05-05). El 

propósito de la circular NVIC 05-05 era proporcionar a los Capitanes de Puerto de la USCG/Coordinadores 

de Seguridad Marítima Federales, miembros de la industria del GNL y actores portuarios una orientación 

sobre la evaluación de la idoneidad de un canal de agua para el tráfico marítimo de GNL. Desde 2005, la 

USCG actualizó esta guía en dos ocasiones y publicó NVIC 05-08 y NVIC 01-11. La guía actual de la 

USCG está contenida en NVIC 01-11.

Evaluación de Idoneidad de la Vía Navegable

Como se ha descrito en 33 CFR 127 y en NVIC 01-11, el solicitante desarrolla la WSA en dos 

fases. La primera fase es la presentación de la WSA preliminar, que comienza el proceso de revisión de la 

USCG para determinar la idoneidad de la vía navegable para el tráfico marítimo de GNL. La segunda fase 

es la presentación del seguimiento de la WSA. Este documento es revisado y validado por la USCG y 

constituye la base para la carta de recomendación de la agencia para la FERC.

La WSA preliminar proporciona un esquema que caracteriza a la comunidad portuaria y las rutas de 

tránsito y las instalaciones propuestas. Este proporciona una visión general de los principales impactos que 

se espera que las operaciones de GNL puedan tener en el puerto, pero no contiene estudios detallados ni 

conclusiones. Este documento se utiliza para iniciar el proceso de determinación del alcance de la USCG 

para evaluar la idoneidad de la vía fluvial para el tráfico marítimo de GNL. Aguirre LLC presentó la WSA 

preliminar con su carta de intención a la USCG el 20 de diciembre de 2011.

Se requiere una WSA de seguimiento para proporcionar una caracterización detallada y precisa de 

la instalación de GNL, la ruta de la transportadora de GNL y la zona portuaria. La evaluación debe 
4-220

identificar las medidas de mitigación de riesgos apropiadas para las amenazas de seguridad creíbles y los 

riesgos de seguridad. Según NVIC 01-11, la WSA de seguimiento debe proporcionar un análisis completo 

de los temas señalados en la WSA preliminar. La misma debe identificar amenazas de seguridad creíbles y 

los riesgos para la seguridad de navegación para el tráfico marítimo de GNL, junto con las medidas de 

gestión de riesgos apropiadas y los recursos (federales, estatales, locales y del sector privado) necesarios 

para llevar a cabo dichas medidas. Aguirre LLC consultó a la Oficina de Inspección de Residentes de la 

USCG, el Comité de Seguridad de Puertos y otras partes portuarias interesadas en el desarrollo de su WSA 

de seguimiento. La Evaluación de la Aptitud de la Vía Navegable (WSA) de seguimiento se presentó a la 

Guardia Costera de Estados Unidos (USCG) el 10 de enero de 2014.

Zonas de riesgo

El Terminal Marítimo de GNL se encuentra aproximadamente a 3 millas (4.8 km) de la costa y las 

transportadoras de GNL se aproximarían al Terminal Marítimo de GNL mediante los tránsitos en aguas 

abiertas. No existe una vía navegable definida que fuera utilizada por las transportadoras de GNL en ruta o 

que salieran del Terminal Marítimo de GNL. Sin embargo, la zona piloto de embarque sería en océano 

abierto ubicado a dos millas náuticas (3.7 km) al sur de la instalación mar adentro de GNL. La zona de 

embarque piloto se encuentra en aguas abiertas y no habría zonas de población o de litoral establecidas a lo 

largo de la ruta de transportadoras de GNL.

Las tres Circulares de inspección de buques y navegación (NVIC) dirigen el uso del Informe de 

Sandia 2004 como la mejor información disponible sobre derrames de GNL. La NVIC 05-08 y la NVIC 01-

11 también incluyen el uso del Informe de Sandia 2008. Tres Zonas concéntricas de interés, basadas en 

transportadoras de GNL con una capacidad de acarreo de carga de hasta 265,000 m3, se utilizan para evaluar 

los riesgos de seguridad y protección marinas de tráfico marítimo de GNL. Debido a los diseños similares 

de las transportadoras de GNL y de la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (capacidad de 

150,900 m3), estas zonas también serían aplicables a la Unidad Flotante de Almacenamiento y 

Regasificación (FSRU). Las Zonas de interés son:

 Zona 1: el área dentro de los 500 metros (1,640 pies) de una transportadora de GNL 

donde un derrame de GNL podría representar un peligro grave para la seguridad pública 

y la propiedad, y que podría dañar o alterar significativamente los principales activos 

ubicados dentro de esa área. El perímetro exterior de la Zona 1 es aproximadamente la 

distancia a los riesgos térmicos de 37.5 kW/m2(12,000 Btu/pies2-h) de un incendio de 

charco.

 Zona 2: es el área de 500 m (1,640 pies) a 1,600 m (5,250 pies) de una transportadora de 

GNL en donde el derrame de GNL habría tenido consecuencias menos graves para la 

seguridad pública, la propiedad y los activos clave. El perímetro exterior de la Zona 2 es 

aproximadamente la distancia a riesgos térmicos de 5 kW/m2(1,600 Btu/pies2-h) de un 

incendio de charco.

 Zona 3: el área de 1,600 m (5,250 pies) a 3,500 m (11,500 pies) de una transportadora de 

GNL donde un derrame de GNL tendría la menor probabilidad de consecuencias graves 

en caso de que tres tanques de carga se rompan y una nube de vapor se disperse con una 

ignición inicial en la fuente. El perímetro exterior de la Zona 3 debe considerar la 

distancia de dispersión de la nube de vapor al límite inferior de inflamabilidad (LFL) 

desde una liberación no encendida en el peor de los casos. El impacto en las personas y 

en la propiedad podría ser significativo si la nube de vapor llega a una fuente de ignición 

y vuelve a quemarse hacia la fuente.
4-221

Para el Proyecto propuesto, el único lugar donde las Zonas de interés abarcan cualquier zona 

terrestre queda directamente al norte y al noreste del sitio del terminal marítimo. No habría zonas terrestres 

dentro de la Zona 1. Una pequeña porción de los Cayos de Barca deshabitados estaría dentro de la Zona 2 

directamente al norte del sitio del terminal marítimo de GNL. La Zona 3 abarcaría zonas deshabitadas de 

Cayos de Barca, Cayo Puerca y partes de Punta Colchones hacia el norte y Cayos Caribes hacia el noreste. 

No habría zonas habitadas en las zonas 1, 2, o 3. Esta información se consideró en el análisis de la Carta de 

recomendación (LOR) de la USCG.

Carta de recomendación

Una vez que el solicitante presente una Evaluación de la Aptitud de la Vía Navegable (WSA) de 

seguimiento completa, la Guardia Costera de EE. UU. revisa el documento para determinar si este presenta 

un análisis realista y creíble de las implicaciones de seguridad y protección pública del tráfico marítimo de 

GNL en el puerto. Por último, la Guardia Costera emite una Carta de recomendación. La Guardia Costera 

también puede preparar un análisis de la Carta de recomendación, que sirve como un registro de revisión y 

contiene información detallada, junto con la justificación utilizada en la evaluación de la idoneidad de la vía 

navegable para el tráfico marítimo de GNL. El 2 de mayo de 2014, el capitán del puerto emitió una Carta de 

recomendación y un análisis de dicha Carta que resume las medidas de mitigación del riesgo recomendadas 

por la Guardia Costera de EE. UU., así como las capacidades de la comunidad portuaria.

Según una revisión y validación de la información contenida en la WSA de seguimiento y la 

evaluación de la vía navegable con el asesoramiento de diversos actores portuarios, el capitán del puerto ha 

determinado que la ruta de tránsito de la Bahía de Jobos sería adecuada para el tipo y la frecuencia de tráfico 

marítimo asociado a este Proyecto. Las razones que apoyan la determinación del capitán del puerto se 

describen en el Análisis de la Carta de recomendación e incluyen las siguientes medidas de mitigación:

1. Las transportadoras de GNL entrantes, cargadas o parcialmente cargadas, solo deben 

transitar la vía navegable durante el día, con la luz del día, que se interpreta, en términos 

prácticos, como la capacidad de poder de ver con claridad el horizonte, la costa y los 

atracaderos de recepción en condiciones de luz natural.

2. Se debería requerir un mínimo de dos millas (3.2 km) de visibilidad para el movimiento de 

la transportadora de GNL. En condiciones meteorológicas atípicas, la visibilidad puede 

variar significativamente a lo largo de la ruta. La decisión en cuanto a si existe visibilidad 

suficiente y la probabilidad de que siga existiendo para el tránsito completo es una cuestión 

de criterio que necesitaría ser adoptada en forma conjunta entre los pilotos que asisten con 

el asesoramiento y el consentimiento del capitán del puerto.

3. Treinta nudos debería ser la velocidad real, sostenida y máxima del viento, según lo medido 

en la transportadora de GNL, a la que se debe permitir el inicio del tránsito entrante y

saliente, y ráfagas de viento de 25 nudos, durante las evoluciones de atraque/desatraque. Al 

igual que sucede con la visibilidad, puede existir una variación significativa en las 

condiciones del viento a lo largo de la ruta y la decisión en cuanto a si las condiciones del 

viento permiten un tránsito seguro sería tomada por los pilotos que brindan asistencia con el 

asesoramiento y el consentimiento del capitán del puerto.

4. Aguirre LLC debe planificar y llevar a cabo con éxito el entrenamiento en simulador de

puente de misión completa para aquellos pilotos que proporcionen servicios a las 

transportadoras de GNL. La capacitación debe tener en cuenta todo el espectro de diseño de 

las embarcaciones y la longitud, la capacidad de transporte de carga, el método de 

propulsión, la configuración de la dirección y el timón, la disposición de las hélices y las 
4-222

características de ejecución de maniobras para las transportadoras que se consideran para 

fletamento. Además, se debe realizar un entrenamiento en simulador ampliado que 

incorpore el número y el diseño de los remolcadores que tienen rendimiento y criterios de 

operación mínimos.

5. Aguirre LLC debería preparar y presentar al capitán del puerto para su revisión y 

aprobación, un Manual de operaciones, conforme lo requerido por el Título 33 Parte 

127.305 del Código de Reglamentos Federales, y un Manual de emergencias, según lo 

requerido por el Título 33 Parte 127.307 del Código de Reglamentos Federales. Los 

Manuales de operaciones y de emergencia deben presentarse al menos 30 días antes de que 

pueda realizarse cualquier transferencia de GNL. La planificación integral y coordinada de 

respuestas debe considerar:

a. Procedimientos de emergencia en tránsito y muelle en caso de incendio, 

desperfecto mecánico, colisión con un objeto fijo, encalladura y/o necesidad de un 

anclaje o refugio seguros.

b. El impacto ambiental potencial de un derrame de GNL, la identificación y 

adquisición de recursos conjuntos tienen que responder a dicho potencial derrame.

c. Un plan de respuesta a contingencias específico para el GNL y que se centre en un 

enfoque de respuestas escalonadas.

d. Capacitación en extinción de incendios marítimos coordinada y respuesta a 

emergencias, con énfasis en la contención y extinción de incendios de GNL.

e. Formación para la gestión de incidentes y programa de ejercicios de colaboración.

6. De acuerdo con el adjunto (10) de NVIC 01-11 y con anterioridad al inicio de las 

operaciones de GNL, Aguirre LLC debería proporcionar al capitán del puerto la siguiente 

información relativa a los buques que se prevé que razonablemente estén dando servicio a 

Aguirre LLC:

a. Nación de matrícula de las transportadoras de GNL previstas.

b. Nacionalidad o ciudadanía de los oficiales que prestan servicio a bordo de las 

transportadoras de GNL previstas.

c. Nacionalidad o ciudadanía de los miembros de la tripulación que prestan servicio a 

bordo de las transportadoras de GNL previstas.

7. Hasta que la instalación empiece a funcionar, Aguirre LLC debe llevar a cabo una revisión 

anual de su WSA y proporcionar al capitán del puerto una actualización que refleje con 

precisión todos los cambios (reales o previstos), entre ellos, cambios de tamaño de la 

transportadora de GNL o la frecuencia de carga planeados, las modificaciones de 

caracterización del puerto, alteraciones de diseño de la instalación y condiciones que 

potencialmente afecten las consideraciones acumuladas. El ciclo de revisión anual debe 

coincidir con la fecha de aniversario de la Carta de recomendación.

8. Aguirre LLC debería considerar la posibilidad de un programa educativo dirigido al 

personal que resida o trabaje cerca de la operación propuesta que describa los pasos que los 
4-223

operadores de Aguirre LLC y las organizaciones de respuesta a emergencias locales pueden 

seguir en caso de una emergencia y lo que el público puede hacer para contribuir a su 

propia seguridad en caso de que ocurriera un derrame de GNL.

9. Aguirre LLC deberá proporcionar los datos necesarios relativos a la profundidad y la 

distancia de quilla de la tubería submarina. Lo más importante en cualquier área es que la 

tubería se aproxime a las cercanías de los arrecifes, la entrada al canal de Boca del Infierno 

o cualquier otra área de cardúmenes. Estas áreas son usadas frecuentemente por los 

pescadores locales y la navegación recreativa. Para mitigar el riesgo de una encalladura o 

un anclaje no intencional, la tubería debe marcarse y actualizarse en la Administración 

Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA) para que se actualice en las cartas náuticas 

adecuadas. Las áreas donde la distancia de quilla esté a menos de 10 pies también deberían 

marcarse correctamente para advertir a cualquier embarcación que transite en las 

proximidades de la tubería.

10. La Guardia Costera de EE. UU. propone establecer una zona móvil de protección de 100 

yardas (91 m) para todas las transportadoras de GNL que ingresen a las zonas que rodean la 

Bahía de Jobos, mientras se encuentren acercándose y partiendo hacia el Terminal 

Marítimo de GNL. Aguirre LLC tendría una zona de protección fija de 500 yardas (457 m) 

en todo momento. Una vez que la embarcación de GNL esté amarrada, ésta estaría bajo la 

regulación de la zona de protección de 500 yardas (457 m).

11. Según se describe en la WSA de seguimiento, las capacidades de extinción de incendios 

marítimos son limitadas en esta región. Con el fin de mejorar las capacidades de extinción 

de incendios para responder a Aguirre LLC y a las transportadoras de GNL, es muy 

recomendable acondicionar otro remolcador comercial con equipo FiFi 1, lo que 

proporcionaría un tercer recurso viable para combatir las emergencias de incendios 

marítimos. Como se indica en la Sección 8.2. B. del Análisis de la Carta de recomendación, 

el capitán del puerto necesitará por lo menos un remolcador en servicio para cualquier 

transportadora de GNL o unidad flotante de almacenamiento y reparación (FSRU), que 

tenga la capacidad FiFi 1 en todo momento. Además, el Estado Libre Asociado debe 

evaluar la disponibilidad de los recursos de extinción de incendios marítimos en esta región 

y desarrollar un plan estratégico en cooperación con Aguirre LLC que se ocupe de todas las 

posibles carencias de recursos.

La Carta de recomendación de la Guardia Costera de EE. UU. es una recomendación sobre el 

estado actual de la vía navegable a la Comisión Federal Reguladora de Energía, la principal agencia 

responsable del emplazamiento de las instalaciones de GNL propuestas. Ni la Guardia Costera ni la 

Comisión Federal Reguladora de Energía tienen autoridad para exigir a los recursos de vía navegable de 

cualquier persona distinta del solicitante en virtud de cualquier autoridad legal o en virtud del Plan de 

Respuesta a Emergencias o el Plan de Costo Compartido (véase sección 4.11.6). Sin embargo, si se aprueba 

el Proyecto y si los recursos apropiados no están implementados, entonces ninguna agencia permitiría que el 

Proyecto siga en marcha. Ya que la Guardia Costera de EE. UU. recomendaba que se necesitarían medidas 

adicionales más allá de las propuestas por Aguirre LLC en las WSA para gestionar responsablemente los 

riesgos de seguridad y protección marítimas asociados con el tráfico marítimo de GNL, le recomendamos 

que:

 Aguirre LLC debe recibir autorización por escrito para el proyecto por parte del 

Director de la OEP antes del inicio del servicio. Dicha autorización solo se concederá 

después de una determinación por parte de la USCG, en virtud de sus autoridades 

conforme a la Ley de Seguridad de Puertos y Vías Navegables, la Ley Magnuson, la 
4-224

Ley de Seguridad del Transporte Marítimo de 2002 y la Ley de Seguridad y 

Rendición de Cuentas para Cada Puerto, en cuanto a que se han implementado las 

medidas apropiadas para garantizar la seguridad y protección de la instalación y la 

vía navegable por parte de Aguirre LLC o de otras partes pertinentes.

4.11.8 Respuesta de emergencia y evacuación

Si bien los escenarios de liberación evaluados para la instalación en las secciones 4.11.4 y 4.11.5 

proporcionan orientación sobre el alcance de los peligros potenciales, no se debe asumir que representen la 

zona de evacuación para cada posible incidente. Al igual que con cualquier otro combustible o material 

peligroso, la gravedad real del incidente sería determinar qué área necesita ser evacuada, si corresponde, en 

lugar de una zona máxima en el peor de los casos. Se prevé que los planes de evacuación de emergencia 

identificarían distancias de evacuación de acuerdo con la gravedad creciente de los acontecimientos.

El reglamento de la Guardia Costera de EE. UU. en el Título 33 Sección 127 del Código de 

Reglamentos Federales establece requisitos para el desarrollo y contenido de los planes de respuesta de 

emergencia para las instalaciones de GNL de la costa. Estos planes, que deben desarrollarse antes de la 

operación de las instalaciones o la transferencia de GNL de un buque, van a abordar la respuesta del 

personal de las instalaciones a emergencias en el sitio. Para emergencias que pueden causar impacto en el 

público, los reglamentos contienen requisitos sobre la notificación, coordinación y cooperación con las 

autoridades locales, hospitales, departamentos de bomberos, departamentos de policía y otras 

organizaciones de respuesta a emergencias. Además, el Título 15 Sección 717b-1(e) del Código de Estados 

Unidos establece que, en cualquier orden que autorice un terminal de GNL, la Comisión deberá requerir al 

operador del terminal de GNL que desarrolle un Plan de Respuesta a Emergencias (ERP) y un Plan de Costo 

Compartido en consulta con la Guardia Costera de EE. UU. y las agencias locales y estatales. La Ley de Gas 

Natural (NGA) requiere que este plan, destinado a abordar las necesidades de protección y seguridad en el 

terminal de GNL y en las proximidades de las embarcaciones que dan servicio a la instalación, se apruebe 

antes del inicio de la construcción de las instalaciones. Por lo tanto, recomendamos que: 

 Antes de cualquier construcción, Aguirre LLC debe presentar ante la Secretaría para 

su revisión y aprobación por escrito por parte del Director de la OEP, un Plan de 

Respuesta a Emergencias (incluida la evacuación) y procedimientos de coordinación 

con la Guardia Costera de EE. UU.; grupos de planificación de emergencia locales y 

del Estado Libre Asociado de Puerto Rico, cuerpos de bomberos, la aplicación de la 

ley del Estado Libre Asociado y las agencias federales adecuadas. Este plan debe 

incluir como mínimo:

a. contactos designados con las agencias de respuesta a emergencias 

locales y del Estado Libre Asociado de Puerto Rico.

b. procedimientos escalables para la pronta notificación de los 

funcionarios locales apropiados y las agencias de respuesta a 

emergencias en función del nivel y la gravedad de los incidentes 

potenciales;

c. procedimientos para notificar a los residentes y usuarios 

recreativos dentro de las áreas de riesgo potencial;

d. rutas/métodos de evacuación para los residentes y áreas de uso 

público que se encuentran dentro de las áreas de riesgo 

transitorio a lo largo de la ruta de tránsito marino de GNL;
4-225

e. ubicaciones de las sirenas permanentes y otros dispositivos de 

advertencia; y

f. un "coordinador de emergencia" en cada embarcación de GNL 

para activar sirenas y otros dispositivos de advertencia.

Aguirre LLC debe notificar al personal de la Comisión Federal Reguladora de 

Energía sobre todas las reuniones de planificación por adelantado y debe informar el 

avance en el desarrollo de su Plan de Respuesta a Emergencias a intervalos de tres 

meses.

En propuestas anteriores de terminales de importación de GNL, un número de organizaciones y 

personas han expresado preocupación acerca de que la comunidad local tendría que asumir parte del costo

de garantizar la gestión de la seguridad y de emergencia de la instalación de GNL y de las embarcaciones de 

GNL en tránsito y al descargar en el atraque. Además, la Sección 3A(e) de la Ley de Gas Natural (según 

enmiendas de la Ley de Política Energética de 2005) especifica que el Plan de Respuesta a Emergencias 

deberá incluir un Plan de costo compartido que contenga una descripción de cualquier reembolso de costo 

directo que los solicitantes se comprometan a proporcionar a las agencias locales y del Estado Libre 

Asociado, con responsabilidad de protección y seguridad en el terminal de GNL y en las proximidades de 

las embarcaciones de GNL que sirven a la instalación. Por lo tanto, recomendamos que: 

 Antes de la construcción, Aguirre LLC debe presentar ante el Secretario, para su 

revisión y aprobación por escrito por parte del Director de la OEP, el ERP, que 

incluye un plan de costo compartido identificando los mecanismos para la

financiación de todos los costos de manejo de seguridad/emergencias específicos del 

proyecto que serían impuestos a la Commonwealth (Estado Libre Asociado de Puerto 

Rico) y agencias locales. Además de la financiación de los costos directos de manejo de 

seguridad/emergencias relacionados con el tránsito, este plan integral debería incluir 

mecanismos de financiación para los costos de capital asociados con cualquier equipo 

necesario de manejo de seguridad/emergencias y la base de personal.

El plan de costo compartido debe especificar lo que el operador del terminal de GNL daría para 

cubrir el costo de los recursos locales y del Estado Libre Asociado necesarios para manejar la seguridad del 

terminal de GNL y de la embarcación de GNL, así como los recursos locales y del Estado Libre Asociado 

necesarios para la seguridad y el manejo de emergencias, entre ellos:

 El reembolso directo de cualquier costo de seguridad o manejo de emergencias por 

tránsito (por ejemplo, horas extras de la policía o del personal del cuerpo de bomberos).

 Los costos de capital asociados con el equipo de manejo de seguridad/emergencias y de 

la base de personal (por ejemplo, barcos patrulla, equipo contra incendios).

 Los costos anuales para proporcionar capacitación especializada a los departamentos 

locales de bomberos, departamentos de ayuda mutua y personal de respuesta a 

emergencias y para la realización de los ejercicios.

El plan de costos compartidos debe incluir la carta de compromiso del operador del terminal de 

GNL con el acuse de la agencia para cada agencia local y del Estado Libre Asociado designada para recibir 

los recursos.
4-226

4.11.9 Conclusiones sobre la fiabilidad y la seguridad

Los principales riesgos asociados a las sustancias que intervienen en el almacenamiento y la 

vaporización de GNL se originan de vertidos líquidos criogénicos y centelleantes, dispersión de vapores 

inflamables, ignición de nube de vapor e incendios de charco. Como parte de la revisión de la Ley Nacional 

de Política Ambiental (NEPA), el personal de la Comisión debe evaluar si el Terminal marítimo de GNL 

propuesto sería capaz de operar de forma segura y minimizar el potencial impacto en la seguridad pública. 

Según nuestra revisión técnica de los diseños de ingeniería preliminares, así como nuestras medidas de 

mitigación sugeridas, llegamos a la conclusión de que suficientes capas de salvaguardas se incluyan en los 

diseños de las instalaciones para mitigar el potencial de un incidente que podría causar un impacto sobre la 

seguridad del público. Las especificaciones y la Ingeniería y Diseño Inicial (FEED) presentados para el 

Terminal marítimo de GNL propuesto a la fecha son preliminares, pero podrían servir de base para 

cualquier diseño detallado a seguir. Si la autorización es otorgada por la Comisión, la siguiente fase del 

Proyecto incluiría el desarrollo del diseño final. No esperamos que la información detallada de diseño a 

desarrollar dé lugar a cambios en la base de diseño, condiciones operativas, selecciones del equipo principal, 

condiciones de diseño del equipo o diseños del sistema de seguridad que se presentaron como parte de la 

Ingeniería y Diseño Inicial (FEED) de Aguirre LLC. Sin embargo, estamos recomendando que se 

proporcione el diseño final para su posterior revisión por parte del personal para asegurarse de que es 

congruente con las características de seguridad y operabilidad identificados en la Ingeniería y Diseño Inicial 

(FEED). Además, recomendamos que la instalación, durante la construcción y operación, esté sujeta a 

revisiones técnicas regulares del personal de la Comisión Federal Reguladora de Energía y a inspecciones in 

situ, por lo menos anualmente o a otros intervalos, según lo determine el Director de OEP. También se 

requiere el emplazamiento de la instalación con respecto a las posibles consecuencias de estos peligros. La 

Comisión Federal Reguladora de Energía autoriza el emplazamiento y la construcción del Proyecto 

propuesto y la Guardia Costera de EE. UU. tiene autoridad sobre el manejo del tráfico de embarcaciones en 

la instalación de GNL y en los alrededores (como se estipula en el Título 33 Sección 127 del Código de 

Reglamentos Federales).

Desde 1959, los buques han transportado GNL sin una liberación importante de carga o un 

accidente grave que involucre a una embarcación de GNL. Durante los últimos 50 años, las operaciones de 

transporte de GNL se han llevado a cabo con seguridad en puertos y vías navegables de los Estados Unidos. 

A todas las embarcaciones de GNL que ingresan en aguas de EE. UU. se les solicita estar certificadas por la 

Guardia Costera de EE. UU. con respecto a su diseño y funcionamiento de acuerdo con las normas 

internacionales y con los reglamentos de EE. UU. para transportadoras de GNL a granel según el Título 46 

Sección 154 del Código de Reglamentos Federales. Según Aguirre LLC, la Unidad Flotante de 

Almacenamiento y Regasificación (FSRU) propuesta para este proyecto ya tiene un Certificado de 

cumplimiento (COC).

Todas las embarcaciones de GNL usadas para entregar GNL al Proyecto propuesto, así como la 

Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU), tendrían una construcción de doble casco, 

con los cascos interno y externo separados por unos 10 metros. Además, los tanques de carga están 

normalmente separados del casco interior por una capa de aislamiento de aproximadamente 1 pie de 

espesor. Como resultado, la posibilidad de un derrame de GNL debido a un accidente, como una colisión o 

encalladura, se considera mínima. También se evaluaron las amenazas y los posibles escenarios de eventos 

creíbles para el transporte marítimo de GNL con las agencias de seguridad marítima, de cumplimiento de la

ley y de inteligencia. Las evaluaciones tomaron en cuenta una amplia gama de posibles eventos 

intencionales como los ataques con armas de fuego manuales, explosivos y ataques desde embarcaciones y 

aeronaves pequeñas y medianas que podrían provocar el derrame de las transportadoras de GNL o . De la 

Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación. Los procedimientos de seguridad podrían ser 

utilizados para reducir la posibilidad de un derrame de GNL por causas intencionales. Según el 33 CFR 105 

(Código de Reglamentos Federales), Aguirre LLC presentaría un Plan de Seguridad de las Instalaciones a la 
4-227

Guardia Costera de EE. UU. para su revisión y aprobación antes del inicio de las operaciones. El Plan de 

Seguridad de las Instalaciones especificaría medidas que tengan la capacidad para monitorear 

continuamente la seguridad de las instalaciones a través de una combinación de iluminación, guardias de 

seguridad, patrullas transportadas por el agua, dispositivos automáticos de detección de intrusos, o equipos 

de vigilancia.

Si un derrame de GNL se produjera en la vía fluvial, el principal peligro para el público sería del 

calor radiante de un incendio de charco. Con el fin de evaluar los riesgos para la seguridad y la protección 

marina del tráfico marítimo de GNL que viaja a la instalación propuesta, se calcularon las distancias de 

riesgo de eventos accidentales o intencionales para la unidad de flotante de almacenamiento y regasificación 

y para las transportadoras de GNL con una capacidad de carga de hasta 265,000 m3. Según los resultados de 

este análisis, la Guardia Costera de EE. UU. recomienda que la vía acuática a lo largo de la ruta de tránsito 

propuesta para la transportadora sería adecuada para el tipo y la frecuencia de tráfico marítimo de GNL 

asociado a este Proyecto propuesto. Sin embargo, la conclusión de la Guardia Costera está supeditada a la 

aplicación de las medidas recomendadas, descritas en el análisis de la Carta de recomendación, para 

gestionar de manera responsable los riesgos para la seguridad y la protección marítima. Si el proyecto es 

aprobado y los recursos apropiados no se implementan, entonces ni la Comisión Federal Reguladora de 

Energía ni la Guardia Costera permitirían que el proyecto comience el servicio.

4.11.10 Tubería submarina

4.11.10.1 Normas de seguridad

El Departamento de Transporte tiene la obligación de proporcionar seguridad en las tuberías según 

el Título 49 Capítulo 601 del Código de los Estados Unidos. La PHMSA, Oficina de Seguridad de Tuberías 

administra el programa nacional de reglamentación para garantizar la seguridad del transporte de gas natural 

y otros materiales peligrosos por gasoducto. Esta oficina desarrolla reglamentos y otros enfoques para la 

gestión de riesgos que garantizan la seguridad en el diseño, construcción, pruebas, operación, 

mantenimiento y respuesta a emergencia de las instalaciones de tuberías. Muchos reglamentos se escriben 

como normas de trabajo que establecen un nivel de seguridad que hay que alcanzar y permiten que el 

operador de las tuberías use diversas tecnologías para lograr el nivel de seguridad requerido. 

Las normas de tuberías del Departamento de Transporte están publicadas en el Título 49 Sección 

190-199 del Código de Reglamentos Federales. La parte 192 se refiere específicamente a los problemas de 

seguridad de tuberías de gas natural. En virtud de un Memorando sobre las Instalaciones de Transporte de 

Gas Natural de fecha 15 de enero de 1993 entre el Departamento de Transporte y la Comisión Federal 

Reguladora de Energía, el Departamento de Transporte es reconocido por tener la autoridad exclusiva para 

promulgar normas federales de seguridad utilizadas en el transporte de gas natural. La Sección 157.14(a) (9) 

(vi) del Reglamento de la Comisión Federal Reguladora de Energía requiere que un solicitante certifique 

que diseñará, instalará, inspeccionará, probará, construirá, operará, sustituirá y realizará el mantenimiento a 

las instalaciones para las que se solicita un certificado de conformidad con normas federales de seguridad y 

planes de mantenimiento e inspección, o certifique que se ha concedido una exención de los requisitos de las 

normas de seguridad por parte del Departamento de Transporte de conformidad con la Sección 3(e) de la 

Ley de Seguridad de Tuberías de Gas Natural. La Comisión Federal Reguladora de Energía acepta esta 

certificación y no impone normas de seguridad adicionales distintas de las normas del Departamento de 

Transporte. Si la Comisión tuviera conocimiento de un problema de seguridad existente o potencial, existe 

una disposición en el Memorando sobre las Instalaciones de Transporte de Gas Natural para alertar de 

inmediato al Departamento de Transporte. El Memorando sobre las Instalaciones de Transporte de Gas 

Natural proporciona instrucciones para remitir quejas y consultas realizadas por los gobiernos estatales, 

locales y el público en general relacionadas con cuestiones de seguridad de las tuberías bajo la jurisdicción 

de la Comisión.
4-228

La Comisión Federal Reguladora de Energía también participa como miembro del Comité de 

Normas Técnicas de Seguridad de Tuberías del Departamento de Transporte que determina si las normas de 

seguridad propuestas son razonables, factibles y viables.

La Sección 5(a) de la Ley de Seguridad de Tuberías de Gas Natural estipula que una agencia estatal 

asuma todos los aspectos del programa de seguridad para las instalaciones dentro del estado adoptando y 

haciendo cumplir las normas federales, mientras que la Sección 5(b) permite que una agencia estatal que no 

califica bajo la sección 5(a) realice ciertas funciones de inspección y supervisión. Un Estado también puede 

actuar como agente del Departamento de Transporte para inspeccionar las instalaciones interestatales dentro 

de sus límites. Sin embargo, el Departamento de Transporte es responsable de las acciones de ejecución. A

través de la certificación de la Oficina de Seguridad de Tuberías, el Estado Libre Asociado inspecciona y 

hace cumplir las normas de seguridad de tuberías para los operadores de tuberías intraestatales en Puerto 

Rico. Este trabajo es realizado por la Comisión de Servicios Públicos de Puerto Rico. 

La Ley de Seguridad de Tuberías, Certeza Normativa y Creación de Empleos de 2011 (Cámara de 

Representantes de EE. UU. 2845) fue aprobada por el Congreso y firmada como ley el 3 de enero de 2012 

por el presidente Barack Obama. Entre otras cosas, esta ley establece que, a más tardar 2 años después de la 

fecha de entrada en vigencia, después de considerar factores especificados en la ley, el Secretario del 

Departamento de Transporte, si corresponde, deberá requerir por reglamento el uso de válvulas de cierre 

automático o de control remoto, o tecnología equivalente, siempre que sea económica, técnica y 

operativamente viable en instalaciones de tuberías de transporte construidas o totalmente sustituidas después 

de la fecha en que el Secretario expida la regla final que contiene tal requisito. Sin embargo, estas normas 

aún no han entrado en vigor y se aplicarán a las tuberías construidas en el futuro.

Las instalaciones de tuberías del Proyecto serían diseñadas, construidas, operadas y mantenidas de 

acuerdo con o en exceso de las normas de seguridad federales mínimas del Departamento de Transporte en 

el Título 49 Sección 192 del Código de Reglamentos Federales. Estos reglamentos, que tienen por objeto 

proteger al público y evitar accidentes y fallas de instalaciones de gas natural, incluyen especificaciones para 

la selección y calificación del material; requisitos mínimos de diseño; y la protección de las tuberías de la 

corrosión interna, externa y atmosférica. Como se analizó en la sección 1.2.5, la Oficina de Seguridad de 

Tuberías de PHMSA ha estado trabajando con Aguirre LLC para garantizar que este método de 

construcción propuesto reúna los requisitos de 49 CFR 192.

El Departamento de Transporte define las clasificaciones de área, según la densidad de población en 

las proximidades de una tubería y especifica requisitos de seguridad más rigurosos para las zonas pobladas. 

El espesor de la pared de la tubería y las presiones de diseño de la tubería, las presiones de pruebas 

hidrostáticas, la presión de funcionamiento máxima permisible, la inspección y las pruebas de las 

soldaduras, la frecuencia de las patrullas de la tubería y las inspecciones de fugas deben cumplir con los 

estándares más altos en las zonas más pobladas. La unidad de ubicación de clase es un área que se extiende 

220 yardas (201 m) a cada lado de la línea central de cualquier longitud de tubería continua de 1 milla (1.6 

km). Las cuatro clasificaciones de área se definen a continuación:

 Clase 1: Ubicación con 10 o menos edificios destinados a la ocupación humana.

 Clase 2: Ubicación con más de 10 pero menos de 46 edificios destinados a la ocupación 

humana.

 Clase 3: Ubicación con 46 o más edificios destinados a la ocupación humana, o cuando la 

tubería se encuentra a menos de 100 yardas (91 m) de cualquier edificio, o una pequeña 

zona exterior bien definida ocupada por 20 o más personas en por lo menos 5 días a la 

semana durante 10 semanas en un período de 12 meses. 
4-229

 Clase 4: Lugar donde los edificios con cuatro o más pisos de altura son frecuentes.

De acuerdo con las normas federales, las ubicaciones de clase que representan las áreas más 

pobladas requieren factores de seguridad más elevados en diseño, pruebas y operación de las tuberías.

No hay edificios destinados a la ocupación dentro de 660 pies (201 m) de la tubería submarina 

propuesta. Los edificios destinados a la ocupación se encuentran en el extremo norte de la tubería cerca del 

aterraje propuesto en la Planta Aguirre. Hay menos de 10 residencias dentro de la unidad de ubicación de 

clase de la tubería; Por lo tanto, toda la tubería sería clasificada como Clase 1. 

Si se aprueba el Proyecto, los reglamentos del Departamento de Transporte requieren que la tubería 

sea diseñada, como mínimo, según la norma de ubicación de clase adecuada. Si un posterior aumento de la 

densidad de la población adyacente al derecho de paso indica un cambio en la ubicación de clase para la 

tubería, Aguirre LLC reduciría la presión de funcionamiento máxima permisible o reemplazaría el segmento 

con tubería de grado suficiente y grosor de pared, si es necesario, para cumplir con el código de reglamentos 

del Departamento de Transporte para la nueva ubicación de clase.

La Ley de Mejora de la Seguridad de Tuberías de 2002 obliga a los operadores a desarrollar y 

seguir un programa de manejo de integridad por escrito (Parte 192, Subparte O) que contenga todos los 

elementos descritos en 49 CFR 192.911 y que aborde los riesgos en cada segmento de la tubería de 

transmisión. Específicamente, la ley requiere que los operadores de ductos establezcan un programa de 

gestión de integridad que se aplique a todas las áreas de altaconsecuencia y cumpla con la Parte 192, 

Subparte O.49 CFR 192 que establece las normas mínimas para la operación y mantenimiento de 

instalaciones de tuberías incluso el requisito de establecer un plan escrito que gobierne estas actividades. 

Según 49 CFR192.615, cada operador de tubería también debe establecer un plan de emergencia que 

incluya procedimientos para minimizar los riesgos en casos de emergencia que puedan producirse en el 

gasoducto. Entre los elementos fundamentales del plan se encuentran los procedimientos para:

 Recibir, identificar y clasificar los eventos de emergencia, fugas de gas, incendios, 

explosiones y desastres naturales.

 Establecer y mantener comunicaciones con los bomberos, la policía y los funcionarios 

públicos y la coordinación de la respuesta a emergencias.

 Iniciar el apagado de emergencia del sistema y la restauración segura del servicio.

 Hacer que el personal, equipos, herramientas y materiales estén disponibles en el lugar de 

la emergencia.

 Proteger a las personas primero y luego a la propiedad de los peligros potenciales o 

reales.

 Notificar a bomberos, policías adecuados y otros funcionarios públicos sobre 

emergencias en gasoductos y coordinar con ellos las respuestas planificadas y las 

respuestas reales durante una emergencia; y

 Reestablecer de forma segura de cualquier interrupción del servicio.

Además, 49 CFR 192 requiere que cada operador establezca y mantenga el enlace con el 

departamento de bomberos, la policía y los funcionarios públicos para conocer los recursos y las 

responsabilidades de cada organización que pueda responder a los casos de emergencia que se produzcan en 
4-230

el gasoducto y para coordinar la asistencia mutua. El operador también debe establecer un programa de 

educación continua para permitir a los clientes, el público, los funcionarios del gobierno y aquellos que 

participan en las actividades de excavación reconocer casos de emergencia que se produzcan en el 

gasoducto e informarlos a los funcionarios públicos adecuados.

Se incorporará un Plan de Emergencia de acuerdo con el Título 49 Sección 192 del Código de 

Reglamentos Federales para el componente de la tubería del Proyecto en el Plan de Respuesta a 

Emergencias general para el Proyecto (ver sección 4.11.2).

4.11.11 Datos de accidentes en la tubería

El Departamento de Transporte exige que todos los operadores de tuberías de transporte de gas 

natural notifiquen al Departamento de Transporte de todos los incidentes significativos y que presenten un 

informe en un plazo de 20 días. Los incidentes significativos se definen como cualquier fuga que:

 Cause la muerte o lesiones personales que requieran hospitalización.

 Implique daños a la propiedad de más de $110,000. 16

Durante el período de 20 años entre 1992 y 2011, se notificaron un total de 1,197 incidentes 

significativos en las más de 300,000 millas en total (482,800 km) de tuberías de transporte de gas natural a 

nivel nacional.

Más información sobre la naturaleza de los incidentes de servicio se puede encontrar mediante el 

examen de los principales factores que causaron las fallas. La Tabla 4.11.11-1 proporciona una distribución 

de los factores causales, así como también el número de cada incidente por causa. Las causas dominantes de 

incidentes (corrosión y falla del material de tubería, soldadura o del equipo) comprenden el 47 por ciento de 

todos los incidentes significativos. Las tuberías incluidas en el conjunto de datos en la Tabla 4.11.11-1 

varían ampliamente en cuanto a edad, diámetro de la tubería y el nivel de control de la corrosión. Cada una 

de estas variables influye en la frecuencia de incidencia que se esperaría para un segmento específico de la 

tubería. La frecuencia de los incidentes significativos, por ejemplo, tiene una importante relación con la 

antigüedad de la tubería. Las tuberías de mayor antigüedad tienen una mayor frecuencia de incidentes de 

corrosión debido a que la corrosión es un proceso relacionado con el tiempo.

El uso de un revestimiento externo de protección y un sistema de protección catódica, obligatorio en 

todas las tuberías instaladas después de julio de 1971, reduce significativamente la velocidad de corrosión en 

comparación con una tubería sin protección o parcialmente protegida. 17

 

16 En diciembre de 2012, 110,000 dólares es aproximadamente 50,000 dólares en 1984 (IPC, Oficina de Estadísticas Laborales, 

ftp://ftp.bls.gov/pub/special.requests/cpi/cpiai.txt, 16 de enero de 2013).

17 La protección catódica es una técnica para reducir la corrosión (óxido) de la tubería de gas natural que incluye el uso de una corriente 

inducida o un ánodo de sacrificio (como cinc) que corroe a una velocidad más rápida para reducir la corrosión.
4-231

TABLA 4.11.11-1

Incidentes Significativos de las Tuberías de Transmisión de Gas Natural por Causa (1993 a 2012)

Causa Cantidad de incidentes Porcentaje a

Corrosión 286 23.6

Excavación b203 16.8

Falla del material de tubería, soldadura o 

en el equipo

285 23.5

Daño por fuerza natural 144 11.9

Fuerzas exteriores c67 5.5

Operación incorrecta 32 2.6

Todas las demás causas d194 16

Total 1,211 –

____________________

Fuente: PHMSA, 2014.

a Debido al redondeo, la columna no suma el 100 por ciento.

b

Incluye los daños a terceros.

c

Incendio, explosión, daños al vehículo, daños anteriores, daño intencional.

d Causas diversas o causas desconocidas.

Las excavaciones, fuerzas naturales y fuerzas externas son las causas en un 34 por ciento de los 

incidentes significativos en las tuberías. La Tabla 4.11.11-2 presenta información sobre estos incidentes por 

causa. Los incidentes en su mayoría son el resultado de la intrusión de los equipos mecánicos tales como 

excavadoras y retroexcavadoras; movimientos de tierra debido al asentamiento del suelo, deslaves o peligros 

geológicos; y los efectos meteorológicos como vientos, tormentas y tensiones térmicas.

TABLA 4.11.11-2

Incidentes de Fuerzas Externas por Causa (1993 a 2012) a

Causa Cantidad de incidentes Porcentaje de todos los 

incidentes b

Daños por excavación de terceros 170 14

Daños por excavación del operador 25 2

Daño no especificado en el equipo/daños previos 4 0.3

Daño previo debido a la excavación 4 0.3

Lluvia fuerte/inundaciones 70 5.7

Movimiento de tierra 38 3.1

Relámpago/ temperatura/vientos fuertes 21 1.6

Otra fuerza natural/sin especificar 15 1.1

Vehículo (no involucrado con la excavación) 42 3.4

Fuego/explosión 8 0.6

Daño mecánico anterior 5 0.4

Daño intencional 1 0.0

Fuerza externa no especificada/otra 5 0.3

Equipos marítimos o embarcación a la deriva/actividad marítima 6 0.4

Total 414 --

____________________

a Excavación, fuerzas externas y daños por fuerzas naturales de la tabla 4.11.11-1.

b. Debido al redondeo, la columna no es igual al 34.2 por ciento.
4-232

Las tuberías de mayor antigüedad tienen una mayor frecuencia de incidentes de fuerzas externas, en 

parte debido a que su ubicación puede ser menos conocida y menos marcada que las líneas más nuevas. 

Además, los sistemas de tuberías más antiguas contienen un número desproporcionado de tuberías de menor 

diámetro, que tienen una mayor tasa de incidentes de fuerzas externas. Las tuberías de diámetro pequeño 

son más fácilmente aplastadas o rotas por el equipo mecánico o movimientos de tierra.

4.11.11.1 Impacto en la Seguridad Pública

La Tabla 4.11.11-3 presenta las lesiones y muertes anuales promedio que se produjeron en las líneas

de transmisión de gas natural entre 2008 y 2012. Los datos han sido separados en empleados y no 

empleados, para identificar mejor una tasa de mortalidad experimentada por el público en general. Las 

víctimas mortales entre el público promediaron dos por año durante el período de 20 años de 1993 a 2012 

(PHMSA, 2014).

TABLA 4.11.11-3

Promedio de Muertes Anuales - Tuberías de Transporte de Gas Natural

Año

Lesiones Muertes

Empleados Público Empleados Público

2008 3 2 0 0

2009 4 7 0 0

2010 a10 51 2 8

2011 1 0 0 0

2012 3 4 0 0

____________________

a

Todas las lesiones y muertes públicas en 2010 se debieron a la rotura de una tubería de Pacific Gas and Electric y el 

incendio en San Bruno, California el 9 de septiembre de 2010.

La mayoría de las muertes en las tuberías se relaciona con tuberías de distribución local. Estas son 

las tuberías de gas natural que no están reguladas por la Comisión Federal Reguladora de Energía y que 

distribuyen gas natural para los hogares y las empresas después del transporte a través de tuberías de 

transporte de gas natural de un estado a otro. En general, estas líneas de distribución son tuberías de menor 

diámetro, a menudo hechas de plástico o de hierro fundido y no de acero soldado in situ, y tienden a ser 

tuberías más antiguas que son más susceptibles al daño. Además, los sistemas de distribución no tienen 

derechos de paso amplios ni marcadores de tubería comunes a las tuberías de transporte de gas natural 

reguladas por la FERC.

Los totales a nivel nacional de las muertes accidentales por varios peligros naturales y las causadas

por el hombre se muestran en la tabla 4.11.11-4 para proporcionar una medida relativa de la seguridad de las 

tuberías de transporte de gas natural de toda la industria. Las comparaciones directas entre las diferentes 

categorías de accidentes que figuran en la tabla deben hacerse con cuidado, porque las exposiciones 

individuales a los peligros no son uniformes entre todas las categorías. Los datos indican, sin embargo, un 

bajo riesgo de muerte debido a incidentes relacionados con tuberías de transporte de gas natural en 

comparación con las otras categorías. Por ejemplo, la tasa de mortalidad para los incidentes relacionados 

con tuberías de gas natural es más de 25 veces menor que la tasa de los peligros naturales como rayos, 

tornados, inundaciones y terremotos. 
4-233

TABLA 4.11.11-4

Muertes accidentales a nivel nacional a

Tipo de accidente Número anual de defunciones

Todos los accidentes 117,809

Automóvil 45,343

Envenenamiento 23,618

Caídas 19,656

Lesiones en el trabajo 5,113

Ahogo por inmersión 3,582

Incendio, inhalación de humo, quemaduras 3,197

Inundaciones b93

Rayos b57

Tornado b57

Tuberías de distribución de gas natural c14

Tuberías de transporte de gas natural c2

____________________

a Oficina del Censo de EE. UU., 2010b.

b Servicio Meteorológico Nacional, 2012.

c PHMSA, 2014.

Los datos disponibles muestran que las tuberías de transporte de gas natural continúan siendo un 

medio seguro y confiable de transporte de la energía. De 1993 a 2012, hubo un promedio de 61 incidentes 

significativos y dos muertes por año (PHMSA, 2014). El número de incidentes significativos en más de 

300,000 millas (482,800 km) de tuberías de transporte de gas natural indica que el riesgo es bajo para un 

incidente en un lugar determinado. La operación del Proyecto representaría un ligero aumento en el riesgo 

para el público cercano.

4.12 IMPACTO ACUMULATIVO Y OTROS

Los impactos acumulados pueden resultar de los efectos incrementales asociados con una acción 

cuando se añaden al impacto permanente o temporal asociado con las acciones pasadas, presentes y futuras 

razonablemente previsibles. Los efectos acumulativos de múltiples proyectos pueden ser importantes 

incluso si cada acción individual no lo es. Los impactos sinérgicos de todas las acciones podrían ser 

significativos si no se implementan medidas de mitigación o de otro tipo. 

El ambiente afectado considerado en el análisis de los impactos acumulados asociados con este 

Proyecto incluye el Terminal Marítimo de GNL, la tubería submarina y las instalaciones en tierra. Los 

componentes en tierra del Proyecto incluyen zonas de trabajo de construcción temporales e instalaciones 

permanentes necesarias para el funcionamiento del Proyecto propuesto que son no jurisdiccionales (véase 

sección 1.4). Debido a que los impactos de los componentes en tierra son temporales e implican alteraciones 

del suelo mínimas, el análisis de los impactos acumulados asociados con el Proyecto se centra 

principalmente en los componentes de alta mar.

El Comité Diálogo Ambiental presentó comentarios expresando la preocupación de que la 

aprobación del proyecto podría conducir a la exacerbación de varios recursos sensibles y degradados en la 

zona del Proyecto. Los impactos del Proyecto podrían contribuir de forma acumulativa a la pérdida del 

hábitat marino, la disminución de la calidad del agua, la pérdida de las actividades de pesca tradicionales y 

la degradación de la calidad del aire. El comentarista también señaló que esos recursos ya están afectados 

por varias instalaciones en funcionamiento cercanas, los vertederos municipales, una central eléctrica de 

combustión de carbón y una operación de chatarra. Se observaron también varias instalaciones abandonadas 
4-234

y se incluyó un ingenio azucarero con edificios deteriorados, una antigua planta petroquímica y una ex 

operación de reciclaje de neumáticos. Además, la construcción de viviendas residenciales en las 

inmediaciones se considera como una contribución a la pérdida de calidad y cantidad de aguas subterráneas 

y de las tierras agrícolas preferenciales (Comité Diálogo Ambiental, 2013). Como se señaló anteriormente, 

el enfoque del análisis de los impactos acumulados se centra principalmente en las instalaciones marítimas 

del Proyecto. Los impactos acumulados sobre los recursos identificados en la carta del Comité Diálogo 

Ambiental se analizan a continuación, en lo que corresponde.

4.12.1 Acciones acumuladas del pasado, presente y razonablemente previsibles en el futuro

Las acciones consideradas y evaluadas en este análisis varían del Proyecto en la duración y escala, y 

aquellas que han estado, que están en proceso, o que es probable que estén terminadas. Las acciones 

consideradas se ilustran en la figura 4.12.1-1 y se analizan a continuación.

Instalaciones existentes / en construcción y actividades completadas

Planta de energía fotovoltaica AES Ilumina Solar

AES Ilumina construyó una planta de energía fotovoltaica de 24 MW en un sitio de 138 acres (142 

cuerdas) en Guayama, aproximadamente 4.5 millas (7.2 km) al este de la Planta Aguirre. El proyecto se 

completó en octubre de 2012 y es el primer proyecto de energía solar de servicios públicos de Puerto Rico. 

La electricidad generada en la planta se vende a la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (PREPA)

en virtud de un acuerdo de compra de energía a 20 años. La energía generada en la planta es capaz de 

satisfacer las necesidades de 6,500 hogares de la zona (AES Solar, 2011).

Parque solar Salinas

En noviembre de 2012, las empresas asociadas Sonnedix y Yarotek comenzaron la construcción de 

la primera de las dos fases del parque solar Salinas, una planta de energía fotovoltaica de 16 MW en un 

espacio de 140 acres (144 cuerdas) en Salinas, 2.5 millas (4.0 km) al norte de la Planta Aguirre. CEl Parque 

Salinas Solar ofrecerá servicios a aproximadamente 2,500 hogares (Sonnedix, 2013).

Paseo marítimo Guayama-Punta Pozuelo

El municipio de Guayama está construyendo un paseo marítimo a lo largo de la carretera estatal PR7710 en el Barrio Punta Pozuelo, aproximadamente a 3 millas (4.8 km) al sureste de la Planta Aguirre y 3.5 

millas (5.6 km) al noreste del Terminal Marítimo de GNL. El proyecto del paseo marítimo tiene una vista al 

norte de la Bahía de Jobos, e incluye áreas de parques, miradores, pequeñas áreas de uso comercial, 

instalaciones para el uso de kayak, estacionamientos, y un sitio de punto / monumento observación. El 

estado del proyecto no se conoce, pero con base en las fotografías aéreas recientes, el proyecto parece estar a 

punto de finalizar. El impacto directo sobre la Bahía de Jobos se limita a un pequeño punto de acceso a la 

playa (Desarrollo Integral del Sur, Inc., sin fecha).
4-235
4-236

Proyectos propuestos y razonablemente previsibles

Planta de conversión de combustible de Aguirre

Como se discutió en la sección 1.1, el objetivo del proyecto propuesto es proporcionar la capacidad 

de almacenamiento de GNL y la capacidad de entrega sostenida de gas natural directamente a la Central 

Aguirre, lo que facilitaría la conversión de la PREPA de la Planta Aguirre que solo produce combustible en 

una central de generación de combustible dual, capaz de quemar gasoil y gas natural para las unidades de 

ciclo combinado y fuel oil y gas natural para la planta termoeléctrica.

Plan Maestro para la Renovación de Aguirre

La Universidad Politécnica de Puerto Rico ha desarrollado un plan maestro para la renovación de 

varias estructuras históricas existentes en toda la zona. El plan conceptual ha sido revisado y aprobado por el 

DRNA y la Compañía de Turismo de Puerto Rico, pero no ha avanzado más allá de la fase conceptual. Los 

proyectos de renovación incluirían la reurbanización de las zonas urbanas y la infraestructura, incluido un 

pequeño puerto deportivo a lo largo del muelle del ingenio azucarero abandonado. El objetivo principal del 

plan maestro es preservar los valores históricos de Aguirre y desarrollar las atracciones turísticas de la zona 

(Instituto Americano de Arquitectos, 2011).

Plan de Gestión del JBNERR

El DRNA ha establecido un plan de gestión para la Bahía de Jobos que se revisa cada 5 años 

(DRNA, 2010). La intención del plan de gestión es conservar los recursos naturales de la Bahía de Jobos, al 

mismo tiempo que se promueve su uso educativo y recreativo de manera sustentable. El JBNERR ha 

designado áreas específicas para educación, divulgación, actividades de recreación pasiva (es decir, ir de 

picnic, acampar, observar aves, hacer senderismo y utilizar el agua en forma recreativa) e instalaciones de 

acceso público de agua limitadas. Muchas de las mejoras en el plan de gestión se han aplicado con nuevos 

proyectos en marcha a medida que se han ido aprobando las revisiones periódicas del plan. Estas mejoras 

incluyen una residencia mejorada, seguridad y oficinas; reubicación y extensión del laboratorio; aumento de 

plazas de aparcamiento; construcción de edificios de mantenimiento y almacenamiento; construcción de una 

oficina de voluntarios comunitaria; y carteles explicativos para el público. 

4.12.2 Análisis de impacto acumulativo por área de recursos

Los impactos potenciales con mayor probabilidad de ser acumulados con los impactos del Proyecto 

están relacionados con los recursos hídricos, la calidad del aire y el ruido. El Proyecto podría contribuir a 

estos impactos acumulados; sin embargo, nuestras recomendaciones y las medidas de mitigación propuestas 

por Aguirre LLC minimizarían el impacto adverso, tal como se describe en la sección 5.0. La siguiente 

sección proporciona también un análisis cualitativo de la contribución del Proyecto al cambio climático.

Debido a que este análisis se centra en las instalaciones del Proyecto en alta mar, no se anticipan 

impactos acumulados con los proyectos en tierra antes mencionados sobre el hábitat bentónico sensible y la 

fauna marina. De hecho, la operación del Proyecto propuesto reduciría el tráfico de barcazas de combustible 

en la Bahía de Jobos, lo que reduciría los potenciales golpes de las embarcaciones y otros impactos sobre los 

recursos sensibles de la bahía. Del mismo modo, no anticipamos ningún impacto acumulado sobre los 

suelos y la geología, porque los impactos asociados al Proyecto se producirían en el sitio de la terminal y los 

impactos acumulados en el suelo se reducirían al mínimo por la distancia del Proyecto a los proyectos 

enumerados anteriormente.

Debido a que la mayor parte del Proyecto se lleva a cabo en alta mar, no anticipamos impactos 

acumulados en zonas húmedas o en zonas de montaña con vegetación en el área del proyecto. Como el 

componente en tierra incluyendo la conversión de las ya existentes calderas de combustión, generadores y 
4-237

turbinas implicaría el uso de espacios de construcción temporarios y la única instalación en tierra 

permanente estarían dentro de las áreas desarrolladas actualmente en la Planta Aguirre existente, no 

prevemos ningún impacto en zonas húmedas ni efectos permanentes en zonas de montaña con vegetación. 

Como no se sabe cuándo, si en algún momento, se produciría otro proyecto propuesto en el área, no se prevé 

que el Proyecto tenga impactos acumulados en zonas húmedas o en zonas de montaña con vegetación.

El Distrito Histórico Central Aguirre fue el único recurso cultural identificado cerca del Proyecto. 

Este Distrito se encuentra unos 500 pies (152 m) al noreste de la parte terrestre del área del Proyecto, y las 

instalaciones del Proyecto estarían dentro de la cuenca visual del Distrito. Debido a que las instalaciones en 

tierra estarían dentro de los límites de la Planta Aguirre, no causarían un impacto negativo adicional al 

Distrito. Además, en este momento no se sabe cuándo, si en algún momento, se realizaría alguno de los 

otros Proyectos previstos dentro del área del Proyecto y cerca del Distrito Histórico Central Aguirre. Por lo 

tanto, no se prevén impactos acumulados a los recursos culturales de las instalaciones del Proyecto en tierra. 

La parte marítima del Proyecto está aproximadamente 3.5 millas (5.6 km) al sudoeste del Distrito Histórico 

Central Aguirre, y la vista está, al menos parcialmente, si no totalmente, obstruida por islas de barrera. Por 

lo tanto, debido a la distancia del área del Proyecto y a la vista obstruida, la parte marítima del Proyecto 

podría no contribuir a los impactos acumulados sobre los recursos culturales.

Los impactos asociados al proyecto del Paseo marítimo Guayama-Punta Pozuelo, a los proyectos de 

renovación de Aguirre y al Plan de Gestión de JBNERR representarían mejoras beneficiosas para el medio 

ambiente humano y natural. Por lo tanto, no se anticipan impactos acumulados sobre el uso del suelo, la 

recreación, los recursos visuales y la socioeconomía.

4.12.2.1 Recursos hídricos

La Planta Aguirre es la única fuente actual de descarga de un solo punto en la Bahía de Jobos. La 

instalación ha obtenido un permiso del NPDES que emite la EPA para la descarga a la bahía (Whitall, et al., 

2011). La descarga de agua de refrigeración de la central termoeléctrica es a través de una tubería de 

aproximadamente 0.8 millas de largo (1.3 km) a un punto cerca de la costa de Punto Colchones en el borde 

occidental de la bahía. De acuerdo con el permiso NPDES (Permit No. PR0001660), la temperatura diaria 

máxima de descarga en la desembocadura es de 106 oF (41 oC), y llega a la calidad de agua estandar JCA de 

90 ° F (32,2 ° C) dentro de la zona de mezcla intermedia definida (aproximadamente 1,700 pies [518 m] al 

norte y al sur de la desembocadura). Se presume que las descargas de agua de la Planta Aguirre están dentro 

de los límites regulados establecidos por el permiso NPDES, y no existe un plan para alterar las tasas de 

ingreso de agua de mar o promedio de descarga. La tubería submarina propuesta estaría alrededor de 0.6 

millas (1.0 km) al este de la descarga de agua de refrigeración en su punto más cercano.

El funcionamiento de la FSRU y las transportadoras de GNL visitantes en la plataforma de atraque 

en alta mar comprenderían descarga de agua con efectos térmicos. La pluma térmica del agua descargada 

durante la operación se limitaría a las inmediaciones de FSRU y la transportadora de GNL (consulte sección 

4.3). LEl Terminal Marítimo de GNL estaría aproximadamente a 2.2 millas (3.5 km) de la descarga de agua 

de refrigeración de la Planta Aguirre, que se encuentra localizada fuera de la Bahía de Jobos, y separada de 

la bahía por islas barreras. Debido a que cualquier impacto en la temperatura del agua a partir de la 

operación del Proyecto se limitaría a las inmediaciones de las instalaciones marítimas fuera de la Bahía de 

Jobos y bien retiradas del punto de descarga de la central termoeléctrica existente, estas descargas no 

actuarían en forma acumulativa y sus plumas térmicas se equilibrarían con la temperatura ambiente.

La construcción del Proyecto afectaría principalmente la calidad del agua al provocar un aumento 

temporal en la turbidez derivada de la instalación del Terminal Marítimo de GNL y de la tubería submarina. 

EEste impacto se disiparía rápidamente después de la construcción. El agua utilizada para la construcción de 

las instalaciones del Proyecto no contendría ningún tipo de aditivos. Durante las operaciones, el agua se 
4-238

puede tratar con biocidas cuando sea necesario y de conformidad con las autorizaciones concedidas para 

este fin.

Fuentes existentes adicionales de impacto sobre la calidad del agua en el área del Proyecto incluyen 

la perturbación de sedimentos de barcazas y embarcaciones de recreación en aguas poco profundas, el 

potencial de derrames de barcazas y embarcaciones recreativas que utilizan la Bahía de Jobos, y la 

escorrentía de origen sin punto de las tierras que rodean la Bahía de Jobos. El impacto sobre la calidad del 

agua de las barcazas, las embarcaciones de recreación y la escorrentía históricamente ha sido mínimo y poco 

frecuente. Actualmente no hay proyectos conocidos propuestos o pasados que afecten directamente la 

calidad del agua en la Bahía de Jobos, que se lleven a cabo durante el período de construcción del Proyecto. 

Por lo tanto, el impacto sobre la calidad del agua del Proyecto propuesto cuando se considera en forma 

acumulativa con otros proyectos no sería significativo.

4.12.2.2 Calidad del aire

Las instalaciones de AES Ilumina y Parque Solar Salinas proporcionan energía libre de emisiones 

para los clientes de servicios eléctricos en las proximidades del Proyecto, es de suponer que desplazando la 

demanda de servicios de la Planta Aguirre. Aunque comparativamente menor en escala, el funcionamiento 

de estas instalaciones solares reduciría la cantidad de salida de energía de la Planta Aguirre, disminuyendo 

potencialmente las emisiones atmosféricas de la planta. Además, la finalidad de las instalaciones solares es 

reducir la dependencia de Puerto Rico en petróleo y diversificar las fuentes de energía para los usuarios de la 

isla. El funcionamiento de estas instalaciones podría contribuir a un impacto beneficioso sobre la calidad del 

aire.

La construcción del Paseo marítimo Guayama-Punta Pozuelo puede ser completa antes de que 

comience la construcción del Proyecto. Sin embargo, si la construcción del Proyecto, el paseo marítimo y 

las actividades en curso en el marco del Plan de Gestión de JBNERR coinciden, el impacto acumulado sobre 

la calidad del aire podría ser aditivo, pero sería mínimo debido a la limitada naturaleza a corto plazo de la 

construcción de la tubería en la Bahía de Jobos. El impacto sobre la calidad del aire relacionado con la 

construcción disminuirá una vez que las actividades de construcción se hayan completado. Además, se 

espera que la construcción del Proyecto esté cerca de la terminación o completa antes de que comiencen los 

proyectos de renovación de Aguirre y no prevemos ningún impacto acumulado sobre la calidad del aire. No 

se identificaron fuentes de emisiones permanentes asociadas con el Paseo marítimo Guayama-Punta 

Pozuelo, las actividades en curso en el marco del Plan de Gestión de JBNERR o los proyectos de 

renovación de Aguirre, y no prevemos ningún impacto acumulado significativo sobre la calidad del aire 

como resultado del Proyecto.

Los impactos acumulados sobre la calidad del aire podrían verse afectados por la contribución de 

las emisiones de la construcción y la operación del Proyecto cuando se los considera con otras operaciones 

industriales cercanas. La planta de energía de carbón AES en Guayama emite NOx, CO, compuestos 

orgánicos volátiles, partículas, SO2, ácido sulfúrico, metales diversos y gases de efecto invernadero. La 

conversión de la Planta Aguirre de combustible a gas natural como combustible primario cambiaría la 

contribución de las emisiones de la planta, de manera beneficiosa en su mayor parte. Como se mencionó en

la sección 4.10.1, la Planta Aguirre existente es actualmente una de las principales fuentes de PSD para cada 

contaminante regulado por NSR, salvo los compuestos orgánicos volátiles. El uso del gas natural en la

Planta Aguirre se traduciría en reducciones sustanciales de partículas, SO2, NOx, CO y vapor de ácido 

sulfúrico.
4-239

Debido a las preocupaciones sobre los impactos acumulados, la EPA comentó que el Proyecto 

consumirá sólo el 39 % de la capacidad total de gas natural que se descarga en la FSRU, dejando gran parte 

de la capacidad de bombeo sin utilizar. La EPA preguntó si el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de 

Aguirre estaba buscando o buscaría diferentes mercados de gas natural para vender su capacidad de bombeo 

sin utilizar. Excelerate Energy respondió, indicando que el Proyecto está dimensionado adecuadamente. La 

FSRU debe mantener el almacenamiento de suficiente combustible para la Planta Aguirre, y el volumen de 

GNL entregado a la FSRU debe ser mayor que el volumen de gas natural que se entregará a la Planta. El 

GNL que suministrará la FSRU está totalmente comprometido para ser utilizado exclusivamente en la 

Planta. Además, la EPA afirmó en sus conclusiones en el análisis de inaplicabilidad de PSD para la Planta 

Aguirre y el Proyecto, que ciertas condiciones del permiso relativo a la capacidad disponible de la FSRU 

sean incluidas en los permisos de construcción sobre la calidad del aire de la JCA. Por lo tanto, no se 

proporcionará ningún exceso de LNG a otros usuarios o mercados, y no habrá otras emisiones que las que se 

estimaron para la Planta . Aguirre.

Conversión de combustible de la Planta Aguirre

La Planta Aguirre consta de doce unidades de generación eléctrica de petróleo, de la siguiente 

manera: 

 central termoeléctrica, que consta de dos calderas de vapor a petróleo (AG 1 y 2), con una 

capacidad total de generación de 900 MW; 

 central eléctrica de ciclo combinado (CC 1 y 2), que consta de ocho turbinas de 

combustión de petróleo con dos generadores de vapor con una capacidad total de 

generación de 600 MW; y 

 bloque de poder, que consta de dos turbinas de combustión de petróleo de ciclo simple 

con una capacidad total de generación de 40 MW. 

Las dos calderas están cada una valorada en 4180 MMBtu/h y las unidades de ciclo combinado 

están valoradas en 607.5 MMBtu/h cada una. Las dos turbinas de combustión con bloque de energía de ciclo 

simple están valoradas en 301.5 MMBtu/h cada una. La producción eléctrica total de la Planta Aguirre está 

valorada en 1,540 MW. Todas las unidades de generación de las plantas están sujetas a las condiciones del 

Permiso de operación del Título V (CAA) N.o PFE-TV-4911-63-0.796-0.005 emitido el 24 de febrero de 

2008. Solamente las calderas de vapor de la planta de vapor (AG 1 y 2) y las ocho turbinas de combustión 

de la central eléctrica de ciclo combinado (CC 1 y 2) se proponen convertir para usar gas natural como parte 

del Proyecto de conversión de la Planta Aguirre/ Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre.

Normas sobre la calidad del aire

Consulte en la sección 4.10.1.2 el detalle de las normas locales y federales sobre la calidad del aire 

aplicables al Proyecto. 

Prevención de deterioro significativo

Las normas de PSD están destinadas a preservar la calidad del aire existente en las zonas donde los 

niveles de cumplimiento de contaminantes están por debajo de las NAAQS. Además de requerir una 

revisión exhaustiva de los impactos ambientales, las tecnologías viables de control de las emisiones y los 

impactos relacionados, las normas de PSD imponen límites específicos a la cantidad de contaminantes que 

las principales fuentes estacionarias nuevas o modificadas pueden contribuir a los niveles de calidad del aire 

existentes.
4-240

La PREPA ha presentado una solicitud de no aplicabilidad de PSD ante la EPA. Una copia de 

cortesía ha sido presentada ante la JCA para incorporar condiciones de PSD emitidas por la Región 2 de la 

EPA. En su solicitud, la PREPA afirma que el Proyecto propuesto se considerará parte de la Planta Aguirre

porque El Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre se construirá para almacenar y suministrar 

gas natural a la Planta Aguirre. Como se mencionó anteriormente, la EPA determinó que los requisitos de 

PSD no serían aplicables a la Planta Aguirre/Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre. En

esencia, el impacto sobre la calidad del aire de funcionamiento acumulado asociado con la Planta Aguirre y 

el Proyecto propuesto sería evaluado por la JCA y la EPA en la tramitación de los permisos sobre la calidad 

del aire aplicables.

Para 28 categorías de fuentes específicas, el umbral de las principales fuentes de PSD es de 100 

toneladas por año (91 toneladas métricas anuales). Debido a que las calderas de combustibles fósiles con 

una capacidad de entrada de calor superior a 250 MMBtu/h son una de las 28 categorías de fuentes 

incluidas, la Planta Aguirre/Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre está sujeta al umbral de las 

principales fuentes de 100 toneladas anuales (91 toneladas métricas anuales). La Planta Aguirre existente es 

una fuente importante de contaminantes del aire y se encuentra en un área que ha sido designada como "de 

cumplimiento" de la NAAQS para todos los contaminantes de criterio. 

Los cambios físicos y/o cambios en el método de operación activan una revisión de pasado (línea de

base) y proyecciones para el futuro de las emisiones de contaminantes a la atmósfera reales o potenciales 

para determinar si se aplicaría la revisión de PSD. La conversión de las calderas y unidades de ciclo 

combinado de la Planta para usar gas natural requeriría la instalación de nuevos quemadores y controles en 

las calderas y turbinas, la construcción delProyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre, y nuevas 

tuberías para transportar gas natural desde el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre hasta la 

Planta. Esto representaría un cambio físico. Además, el uso de gas natural sería un cambio en el método de 

funcionamiento de estas unidades. Una vez que se haya completado el proyecto de conversión, las calderas 

(AG 1 y 2) tendrían la capacidad de generar electricidad en varias situaciones de doble liberación (petróleo 

n.o 6, Bunker C y gas natural). En el caso de las unidades de ciclo combinado, las turbinas de gas tendrían la 

capacidad de generar electricidad al liberar ya sea gas natural o combustible n.o 2.

La PREPA planea aceptar límites operativos aplicables sobre las calderas y las unidades de ciclo 

combinado de la Planta, considerando así inaplicable la revisión de PSD. La PREPA planea limitar las 

futuras operaciones de AG 1 y 2 a un factor de capacidad anual del 55 % y las unidades de ciclo combinado 

a un factor de capacidad anual del 35 %.

Para la Planta Aguirre/Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre, la aplicabilidad de PSD 

se determinó sobre la base de una propuesta de aumento por encima de las emisiones reales. En la 

evaluación de aplicabilidad de PSD, la PREPA utilizó el siguiente procedimiento (AECOM, 2013):

 Calcular las emisiones reales de línea de base (40 CFR 52.21 (b)(48)) para las calderas y 

turbinas de combustión de ciclo combinado sobre la base de la tasa promedio de toneladas 

anuales que emitieron las unidades durante un período de 24 meses consecutivos durante 

los 5 años inmediatamente anteriores a la fecha en que comienza la construcción. Tenga en 

cuenta que un período de 24 meses se puede seleccionar para cada contaminante regulado 

por PSD.

 Calcular las emisiones futuras potenciales para las calderas y las turbinas de combustión de 

ciclo combinado en función de la producción de energía futura anticipada por las unidades. 

Dado que el Proyecto es también parte de la Planta Aguirre/Proyecto del Terminal 

Marítimo de GNL de Aguirre, las emisiones potenciales del Proyecto del Terminal 

Marítimo de GNL de Aguirre también se tienen en cuenta en el análisis de aplicabilidad.
4-241

 Calcular los cambios de emisiones contemporáneas asociadas con permisos fuente 

secundarios (no hubo cambios en las emisiones contemporáneas para el Proyecto y no se 

espera ninguno para el final del período contemporáneo).

 Reste la línea de base de emisiones reales de las emisiones futuras potenciales (incluidas las 

emisiones potenciales delProyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre) para 

determinar el "cambio de emisiones" debido al Proyecto. Si la diferencia es menor que la 

tasa de emisión significativa PSD para cada contaminante PSD, el proyecto se considera 

una "modificación menor" y la revisión PSD no se aplica. Si la diferencia es mayor que el 

umbral de significado PSD para al menos un contaminante, el Proyecto se considera una 

"modificación importante" y la revisión PSD es aplicable a ese contaminante.

Los aumentos de emisiones para cada contaminante se presentan en la Tabla 4.12.2-1, a 

continuación. Por lo tanto, en función de estos datos de emisiones, la Planta Aguirre/Terminal Marítimo de

GNL se consideraría una modificación menor de acuerdo con las normas de PSD porque el cambio en las 

emisiones de todos los contaminantes regulados por la PSD (Paso 1 de la prueba de aplicabilidad) está por 

debajo de los índices de emisiones significativas de la EPA, tal como se define en 40 CFR 52.21 (b) (23) (i) 

(AECOM, 2013).

TABLA 4.12.2-1

Cambios y significado en las emisiones netas para la Planta Aguirre y el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre

Contaminante

Emisión real de 

línea de base

(tpa [tmpa])

Cambio de 

Emisiones CC 

1 y 2 

(tpa [tmpa])

Cambio de 

Emisiones AG 

1 & 2 

(tpa [tmpa])

Emisiones 

potenciales 

de GasPort

(tpa [tmpa])

Emisiones

Aumento

(tpa [tmpa])

Umbral 

"significativo" 

de PSD (tpa 

[tmpa])

Aplicabilidad 

de PSD 

(Sí/No)

NOx 7,514 (6,817) -335 (-304) -569 (-516) 110 (100) -795 (-721) 40 (36) No

CO 1,415 (1,284) 175 (159) -590 (-535) 123 (112) -293 (-266) 100 (91) No

COV 25 (23) 9 (8) 8 (7) 16 (15) 32 (29) 40 (36) No

PM 1,205 (1,093) -8 (-7) -298 (-270) 21 (19) -285 (-259) 25 (23) No

PM10 1,298 (1,178) 5 (5) -353 (-320) 21 (19) -327 (-297) 15 (14) No

PM2.5 876 (795) 5 (5) -202 (-183) 21 (19) -175 (-159) 10 (9) No

SO2 11,259 (10,214) -176 (-160) -5,660

(-5,135)

21 (19) -5,815 

(-5,275)

40 (36) No

H2SO4 503 (456) -9 (-8) -251 (-228) 1 (1) -259 (-235) 7 (6) No

Plomo 0.2 (0.2) 0.0 -0.1 (0.1) 0.0 -0.1 (0.1) 0.6 (0.6) No

Fluoruro 3 (3) 0 0 0 0 3 (3) No

GEI 

(masa 

total)

4,113,379 

(3,731,595)

646,935 

(586,890)

-925,977

(-840,050)

321,266 

(291,448)

42.204 

(38.287) N/A N/A

GHG 

(CO2e)

4,131,111 

(3,747,681)

647,042 

(586,987)

-931,876

(-845,384)

321,825 

(291,955)

-36,991 

(33,558)

75,000

(68.039) No
4-242

Mediante el cumplimiento de los requisitos de permisos federales y los límites de emisiones 

federalmente ejecutables, las contribuciones de emisiones en conjunto con otras fuentes de emisión cercanas 

constituirían un impacto acumulativo menor. Cuando se considera en el contexto de una mayor demanda de 

energía y la disponibilidad de todas las fuentes disponibles, la conversión de la Planta Aguirre resultante del 

Proyecto limitaría el impacto acumulado global sobre la calidad del aire local y regional.

Evaluación del impacto sobre la calidad del aire 

Metodología de modelado

Aguirre LLC llevó a cabo un análisis del impacto del modelo de dispersión de calidad del aire 

acumulado con el modelo de OCD para evaluar las concentraciones de calidad del aire para todos los 

contaminantes de criterio. Este análisis se realizó para el proyecto propuesto delProyecto del Terminal 

Marítimo de GNL de Aguirre y la Planta Aguirre en tierra. El análisis incluye la evaluación de las fuentes 

fijas de emisión delTerminal Marítimo de GNL de Aguirre (fuentes FSRU, fuentes de la plataforma y 

descarga de transportadora de GNL), así como las emisiones de hoteling de la transportadora de GNL y las 

fuentes de emisiones (móviles) transitorias que operan dentro de la zona de protección (remolcadores, otro 

tipo de embarcaciones de apoyo y la transportadora de GNL en movimiento desde la plataforma Del 

Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre dentro de la zona de protección). El modelo OCD es el 

recomendado por la EPA para las fuentes ubicadas sobre el agua y utiliza datos meteorológicos provenientes 

de estaciones meteorológicas de tierra y sobre agua. El modelo OCD también incluye el transporte sobre el 

agua y los efectos de dispersión y litoral (es decir, el desarrollo de la capa límite térmica interna, brisa 

marina y fumigación).

Las fuentes de energía de la Planta Aguirre que se tuvieron en cuenta consisten en las dos calderas 

de vapor y las ocho turbinas de ciclo combinado que funcionan con gas natural suministrado desde el 

Terminal. No se tuvieron en cuenta las dos turbinas de ciclo simple de la planta, ya que no se espera que 

funcionen mientras el Terminal Marítimo suministra gas natural a la planta. Las Tablas 4.12.2-2 y 4.12.2-3 

proporcionan los parámetros de emisiones y de escape/ventilación para las fuentes de energía del Terminal 

Marítimo y la Planta Aguirre, respectivamente. Las dimensiones de tamaño (altura y ancho máximo 

proyectado) de las estructuras de energía de la planta asociadas a cada conducto de ventilación también se 

incluyeron en el modelo OCD.

El modelo OCD se utilizó para predecir las concentraciones máximas de contaminantes en el aire 

ambiente producto de las emisiones del Proyecto para que se las compare con las NAAQS. El modelo OCD 

se aplicó al modelo del Terminal Marítimo utilizando todas las opciones de regulación predeterminadas, lo 

que incluye la deflexión del flujo del conducto de ventilación, la dispersión inducida por flotación, rutinas 

de procesamiento de condiciones de calma, concentraciones de flujo inducido hacia arriba para edificios 

desproporcionadamente bajos, exponentes de perfiles de velocidad de viento predeterminados, gradientes 

verticales potenciales de temperatura y el no uso de aumento gradual de pluma. Según lo recomendado por 

la EPA, el modelo se utilizó con coeficientes de dispersión rurales e incluyó los efectos del terreno local en 

los cálculos. La extensión de la red abarca un área de 12 millas (20 km) desde el punto central. La mayor 

parte de esta red de receptores se encuentra sobre el agua y tiene una elevación sobre el nivel del suelo de 

0 m.
4-243

TABLA 4.12.2-2

Emisiones Modelo de Dispersión Costera y de mar adentro y Parámetros de escape para

las fuentes modeladas del Proyecto de Terminal Marítimo de GNL para el Proyecto de Terminal Marítimo de Aguirre

Descripción 

de la fuente

NOx

(lb/h 

[g/s])

CO

(lb/h 

[g/s])

PM10/P

M2,5

(lb/h 

[g/s])

SO2

(lb/h [g/s])

Altura del 

conducto 

de 

ventilación

(ft [m])

Temperatura del 

conducto 

de 

ventilación

(K)

Diámetro 

del 

conducto 

de 

ventilación

(ft [m])

Velocidad de 

salida

(ft/s 

[m/s])

Ángulo del 

conducto 

de 

ventilación

(grados)

Elevación 

sobre el 

nivel del 

suelo

(ft [m])

Caldera 1 a

4.3

(0.54)

5.0

(0.63)

1.7

(0.21)

1.6

(0.2)

122.7

(37.4)

352

(451)

4.6

(1.4)

69.6

(21.2)

45 0.0

Caldera 2 a

4.3

(0.54)

5.0

(0.63)

1.7

(0.21)

1.6

(0.2)

122.7

(37.4)

352

(451)

4.6

(1.4)

69.6

(21.2)

45 0.0

Caldera 

auxiliar b

2.9

(0.37)

7.1

(0.89)

1.2

(0.15)

0.1

(0.012)

122.7

(37.4)

392

(473)

4.6

(1.4)

68.2

(20.8)

45 0.0

Generador 

DFDE c

11.5

(1.45)

29.3

(3.69)

0.2

(0.03)

0.2

(0.03)

122.7

(37.4)

626

(603)

2.3

(0.7)

93.8

(28.6)

45 0.0

Motor de la 

plataforma

Gas 1 d

1.0

(0.13)

2.1

(0.26)

0.0

(0.0043)

0.0

(0.00034)

20.0

(6.1) 

892

(751)

0.7

(0.2)

122.0

(37.2)

0 52.5

(16.0)

Motor de la 

plataforma

Gas 2 d

1.0

(0.13)

2.1

(0.26)

0.0

(0.0043)

0.0

(0.00034)

20.0

(6.1) 

892

(751)

0.7

(0.2)

122.0

(37.2)

0 52.5

(16.0)

Motor de la 

plataforma

Aceite 1 d

0.2

(0.0264)

0.2

(0.0198)

0.0

(0.0013)

0.0

(0.00047)

20.0

(6.1) 

899

(755)

0.7

(0.2)

91.2

(27.8)

0 52.5

(16.0)

Descarga y 

generación de 

energía 

eléctrica de la 

turbina de 

vapor del 

transportador 

de GNL e

N/C N/C N/C 17.1

(2.16)

122.7

(37.4)

320

(433)

4.6

(1.4)

15.1

(4.6)

45 0.0

Turbina de 

vapor del 

transportador 

de GNL en la 

Zona de 

Seguridad + 

ralentí F

N/C N/C N/C 1.3

0.16

122.7

(37.4)

311

(428)

4.6

(1.4)

8.2

(2.5)

45 0.0

Descarga y 

generación de 

energía 

eléctrica del 

motor diésel 

dual de 

velocidad 

media (MSD) 

del 

transportador 

de GNL g

121.7

(15.33)

46.0

(5.8)

1.9

(0.24)

N/C 122.7

(37.4)

682

(634)

4.6

(1.4)

35.1

(10.7)

45 0.0

Motor diésel 

dual de 

velocidad 

media del 

transportador 

de GNL

Zona de 

seguridad + 

ralentí h

11.0

(1.38)

4.1

(0.52)

0.2

(0.02)

N/C 122.7

(37.4)

682

(634)

4.6

(1.4)

23.0

(7.0)

45 0.0
4-244

TABLA 4.12.2-2 (cont’d)

Emisiones Modelo de Dispersión Costera y de mar adentro y Parámetros de escape para

las fuentes modeladas del Proyecto de Terminal Marítimo de GNL para el Proyecto de Terminal Marítimo de Aguirre

Descripción 

de la fuente

NOx

(lb/h 

[g/s])

CO

(lb/h 

[g/s])

PM10/P

M2,5

(lb/h 

[g/s])

SO2

(lb/h [g/s])

Altura del 

conducto 

de 

ventilación

(ft [m])

Temperatura del 

conducto 

de 

ventilación

(K)

Diámetro 

del 

conducto 

de 

ventilación

(ft [m])

Velocidad de 

salida

(ft/s 

[m/s])

Ángulo del 

conducto 

de 

ventilación

(grados)

Elevación 

sobre el 

nivel del 

suelo

(ft [m])

Embarcación 

de apoyo + 

remolcadores 

(20 % de las 

emisiones 

totales de 

masas) i

6.2

(0.78)

1.7

(0.21)

0.2

(0.025)

0.1

(0.012)

19.7

(6.0)

590

(583)

2.3

(0.7)

65.6

(20.0)

45 0.0

Embarcación 

de apoyo + 

remolcadores 

(40 % de las 

emisiones 

totales de 

masas) i

12.5

(1.57)

3.3

(0.42)

0.4

(0.049)

0.2

(0.024)

19.7

(6.0)

590

(583)

2.3

(0.7)

65.6

(20.0)

45 0.0

Embarcación 

de apoyo + 

remolcadores 

(40 % de las 

emisiones 

totales de 

masas) i

12.5

(1.57)

3.3

(0.42)

0.4

(0.049)

0.2

(0.024)

19.7

(6.0)

590

(583)

2.3

(0.7)

65.6

(20.0)

45 0.0

____________________

a

Las emisiones de las calderas 1 y 2 son las tasas promedio anuales de emisión basadas en 7,833 horas de funcionamiento 

con gas evaporado, 696 horas con combustible pesado, 183 horas de encendido de quemadores y 48 horas de puesta en 

marcha.

b. Las emisiones de las calderas auxiliares son las tasas promedio anualizadas de emisión basadas en 8724 horas de 

funcionamiento con gas evaporado y 36 horas de puesta en marcha.

c

Las emisiones de los generadores de los DFDE se basan en emisiones máximas por hora en condiciones de funcionamiento 

normal con combustible dual.

d

Las emisiones de los motores de la plataforma se basan en el máximo de emisiones por hora.

e

Las emisiones de descarga y generación de electricidad de la turbina de vapor de la transportadora de GNL se basan en 

emisiones máximas por hora de estas embarcaciones con turbina de vapor de propulsión en la plataforma de amarre 

(superiores a las emisiones de SO2 del MSD).

f

Las emisiones de la turbina de vapor de la transportadora de GNL en la zona de seguridad y en ralentí se basan en las 

emisiones promedio anuales de funcionamiento de la transportadora de GNL impulsada por turbinas de vapor dentro de la 

zona de seguridad (superiores a las emisiones de SO2 del MSD).

g

Las emisiones de descarga y generación de electricidad del MSD de la transportadora de GNL se basan en emisiones 

máximas por hora de los MSD de estas embarcaciones en la plataforma de amarre (superiores a las emisiones de NOx, CO y 

PM de las turbinas de vapor).

h

Las emisiones del MSD de los transportadores GNL en la zona de seguridad y ralentí se basan en las emisiones promedio 

anuales de funcionamiento de la transportadora de GNL impulsada por diésel dentro de la zona de seguridad (superiores a 

las emisiones de NOx, CO y PM de las turbinas de vapor).

i

Las emisiones de la embarcación de apoyo y los cuatro remolcadores suponen tres ubicaciones en la plataforma: una para la 

embarcación de apoyo y dos con dos remolcadores en cada una.
4-245

TABLA 4.12.2-3

Emisiones Modelo de Dispersión Costera y de mar adentro y Parámetros de escape para

las fuentes Modeladas de la Planta Aguirre apara el Proyecto de Terminal Marítimo de Aguirre

Descripción de la 

fuente

NOx

(lb/h 

[g/s])

CO

(lb/h 

[g/s])

PM10/PM

2,5

(lb/h 

[g/s])

SO2

(lb/h 

[g/s])

Altura 

del 

conducto 

de 

ventilación

(m)

Tempera

-tura del 

conducto 

de 

ventilación

(F[K])

Diámetro 

del 

conducto 

de 

ventilación

(ft [m])

Velocidad de 

salida

(ft/s 

[m/s])

Ángulo 

del 

conducto 

de 

ventilación

(grados)

Elevación 

sobre el 

nivel del 

suelo

(ft [m])

Caldera de 

vapor 1

(por 

conducto 

de 

ventilación, 

total de 2 

conductos)

610.6 

(76.934)

80.8 

(10.182)

24.7 

(3.116)

1.5 

(0.193)

249.3 

(76.0)

300.7 

(422.4)

14.00

(4.27)

86.52 

(26.37)

0 33 (10)

Caldera de 

vapor 2

(por 

conducto 

de 

ventilación, 

total de 2 

conductos)

610.6 

(76.934)

80.8 

(10.182)

24.7 

(3.116)

1.5 

(0.193)

249.3 

(76.0)

300.7 

(422.4)

14.00

(4.27)

86.52 

(26.37)

0 33 (10)

Turbina de 

ciclo 

combinado 

1 (por 

turbina, 

total de 4 

turbinas)

46.8 

(5.902)

14.2 

(1.795)

4.2 

(0.529)

0.5 

(0.0567)

58.1 

(17.7)

424.1 

(491.0)

15.65 

(4.77)

60.43 

(18.42)

0 23 (7)

Turbina de 

ciclo 

combinado 

2 (por 

turbina, 

total de 4 

turbinas)

46.8 

(5.902)

14.2 

(1.795)

4.2 

(0.529)

0.5 

(0.0567)

58.1 

(17.7)

424.1 

(491.0)

15.65 

(4.77)

60.43 

(18.42)

0 23 (7)

____________________

a

Temperaturas de escape y la velocidad con base en pruebas de ICR (Solicitud de recopilación de información, por sus siglas en

inglés) de 2010. Las tasas de emisión se basan en el funcionamiento con gas. Las tasas de emisión de NOx a partir del uso de 

combustible son las siguientes: Caldera: 73.471 g / s (por pila), CC Turbinas: 47.87 g / s (por turbina).

Datos meteorológicos para el modelo de dispersión costera y marítima

El modelo OCD utiliza datos meteorológicos tomados desde la tierra y desde el agua con una 

frecuencia de una hora para simular el transporte y la dispersión de la pluma en las condiciones de la costa. 

Se introdujeron al modelo OCD datos de las estaciones de monitoreo en tierra y las estaciones de monitoreo 

en agua con base en boyas representativos de las condiciones del lugar. Se obtuvieron datos meteorológicos 

de la superficie con una frecuencia de una hora para el año 2011 para la cercana Reserva de la Bahía de 

Jobos (JOXP4), la estación de monitoreo meteorológico de Puerto Rico operada por la JBNERR (Reserva 

Nacional de Investigación Estuarina de la Bahía de Jobos, por sus siglas en inglés). Esta estación se 

encuentra a aproximadamente 3.6 millas (5.8 km) del sitio del Proyecto y es representativa de la costa 

inmediatamente adyacente al Proyecto. Los datos faltantes se completaron con fuentes de datos de segundo 

y tercer nivel del Aeropuerto Mercedita en Ponce (TJPS) y la Isla Magüeyes, (MGIP4), que también se 

encuentran en la zona costera del sur de Puerto Rico. La principal fuente de datos referentes a la nubosidad 

es el Aeropuerto Mercedita (a 23.1 millas [37.2 km] del sitio del Proyecto), y el resto de la información se 
4-246

completó con datos de la Base Naval Roosevelt Roads (TJNR) en Ceiba y el Aeropuerto Internacional Luis 

Muñoz Marín (TJSJ) en San Juan. Los datos referentes a la superficie se procesaron con datos de altura de 

mezcla de TJSJ correspondientes al mismo período, para crear el expediente meteorológico con datos 

provenientes de tierra requerido por el modelo OCD.

También se utilizaron en el análisis del modelo datos meteorológicos correspondientes al período de 

2011 provenientes de estaciones sobre el agua basados en una frecuencia de una hora. La principal fuente de 

datos meteorológicos provenientes de estaciones sobre el agua basados en una frecuencia de una hora fue el 

Centro Nacional de Datos de Boyas de la NOAA (Administración Nacional Oceánica y Atmosférica, por 

sus siglas en inglés) para la Estación de boya 42085. Esta boya se encuentra aproximadamente 19.6 millas 

(31.5 km) al oeste-suroeste de la ubicación del Proyecto propuesto. Los datos faltantes se completaron con 

fuentes de datos de segundo y tercer nivel de las Estaciones de boyas 42059 en el Caribe oriental y 42058 en 

el Caribe central. También se utilizaron los datos de altura de mezcla para el mismo período provenientes de 

la estación TJSJ para el conjunto de datos provenientes de ubicaciones sobre el agua. Se colocaron 

receptores adicionales a lo largo del límite occidental del barrio ubicado al este de la Planta Aguirre, y 

también a lo largo del límite sur del barrio ubicado al norte de la planta. Estos receptores adicionales 

aseguraron que no se pasaran por alto las concentraciones máximas de impacto en estas zonas sensibles.

Cálculos de NO2con el método de limitación de ozono

También se utilizaron los procedimientos del método de limitación de ozono para calcular las 

concentraciones en 1 hora en el nivel del suelo de NO2. El modelo de NO2 de 1 hora también es responsable 

de la reducción de emisiones asociadas con las fuentes de la Planta Aguirre que utilizan combustible, ya que 

esta situación de funcionamiento no tendría lugar durante el funcionamiento del Terminal Marítimo de 

GNL. Estos cálculos con el método de limitación de ozono se llevaron a cabo para proporcionar 

estimaciones más realistas (pero aún conservadoras) de las concentraciones máximas de NO2en 1 hora.

Resultados del modelo de dispersión costera y marítima

En la Tabla 4.12.2-4 se presentan las concentraciones de impacto máximas acumuladas previstas 

por el OCD, junto con concentraciones ambientales de fondo, y los totales se comparan con las NAAQS. 

Las concentraciones estimadas por el OCD se presentan tanto para la base estadística estándar asociada con 

las NAAQS relativas a cada contaminante, así como para los valores máximos más altos (H1H) según 

estimaciones conservadoras.

Como se indica en la Tabla 4.12.2-4, el total de las concentraciones del impacto acumuladas, 

incluido el fondo, es menos de lo que indican las NAAQS para todos los contaminantes y los períodos de 

referencia.

Con base en el análisis anterior y la medida de mitigación propuesta, concluimos que el 

funcionamiento de la Planta Aguirre/Terminal Marítimo no resultaría en impactos acumulados significativos 

sobre la calidad del aire. Además, el Proyecto propuesto permitiría a la Planta Aguirre convertir una parte de 

su fuente de combustible de combustible n.o 6 y n.o 2 a gas natural, reduciendo de esta manera las emisiones 

en la planta, lo que resultaría en una mejora acumulada de la calidad del aire local y regional.
4-247

TABLA 4.12.2-4

Los Resultados del Modelo de Dispersón Costera y en mar adentro para todos los proyectos del Terminal Aguirre y las 

Fuentes en plantas eléctricas combinados con el trasfondo ambiental para la Comparación con las Normas Nacionales 

de Calidad del Aire Ambiental

Contaminante

Periodo 

medio Rango a

Concentración máxima 

prevista por el OCD 

(μg/m3)

Fondo ambiental 

(μg/m3)

Concentración total 

(μg/m3)

NAAQS 

(μg/m3)

CO 1 hora H1H 150.5 18,370 18,520.5 40,000

CO 1 hora H2H 128.5 18,370 18,520.5 40,000

CO 8 horas H1H 96.9 4,846 4,942.9 10,000

CO 8 horas H2H 77.8 4,846 4,923.8 10,000

NO2 1 hora H1H 128.9 56.4 185.3 188

NO2 1 hora 98 % b108.0 56.4 164.4 188

NO2 Anual H1H 35.3 27.5 62.8 100

PM2,5 24 horas H1H 5.0 18.2 23.2 35

PM2,5 24 horas 98 %

c

3.8 18.2 22.0 35

PM2,5 Anual H1H 1.1 6.2 7.3 12

PM10 24 horas H1H 5.0 77.5 82.5 150

PM10 24 horas H2H 4.1 77.5 81.6 150

SO2 1 hora H1H 142.9 50.7 193.6 196

SO2 1 hora 99 %

d

93.3 50.7 144.0 196

SO2 3 horas H1H 81.9 38.3 120.2 1300

SO2 3 horas H2H 71.6 38.3 109.9 1300

SO2 24 horas H1H 32.2 33.3 65.5 365

SO2 24 horas H2H 29.9 33.3 63.2 365

SO2 Anual H1H 8.3 11.0 19.3 80

____________________

a

Las concentraciones estimadas por el OCD se presentan para la clasificación estadística habitual asociada con las 

NAAQS relativas a cada contaminante así como también para los valores más altos (H1H) según estimaciones 

conservadoras, ya que se utilizaron para este análisis datos meteorológicos de 1 año completo. 

b. El percentil noventa y ocho (98 %) de concentración de NO2 de 1 hora corresponde al octavo valor estimado más elevado 

(H8H). 

c El percentil noventa y ocho (98 %) de concentración de PM2,5 en 24 horas representado de manera conservadora por la 

quinta concentración más elevada (H5H).

d El percentil noventa y nueve (99 %) de concentración de SO2 de 1 hora corresponde al cuarto valor estimado más elevado 

(H4H). 

.

4.12.2.3 Cambio climático

El clima hace referencia a la observación de las condiciones meteorológicas de un área determinada 

durante un largo período de tiempo. Cambio climático es el término utilizado para describir el cambio en el 

clima a través del tiempo y por lo general se lo atribuye a la actividad humana o a la variabilidad natural 

(EPA, 2014b). El clima en Puerto Rico suele clasificarse como tropical monzónico según el sistema de 

clasificación climática de Köppen-Geiger, y se caracteriza por una estación húmeda pronunciada y una 

estación seca de corta duración.

El Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en 

inglés), establecido por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente y la Organización 

Meteorológica Mundial en 1988, es el principal organismo internacional para la evaluación del cambio 

climático. Los Estados Unidos son miembros del IPCC y participan en los grupos de trabajo de ese 

organismo para elaborar informes sobre el cambio climático. Los criterios del Programa de Investigación 
4-248

sobre el Cambio Global de los Estados Unidos (USGCRP, por sus siglas en inglés) es una confederación de 

grupos de investigación de 13 departamentos y agencias federales que investigan, desarrollan y mantienen 

las capacidades que soportan las respuestas de EE. UU. al cambio global.

El IPCC y el USGCRP han llegado a la conclusión de que, durante el último medio siglo, el cambio 

climático sufre principalmente el impulso de actividades humanas que liberan gases de efecto invernadero 

que retienen el calor (IPCC, 2013; USGCRP, 2014). En 2014, el USGCRP publicó la última Evaluación 

Nacional sobre el Clima de los Estados Unidos, que evalúa la ciencia del cambio climático y sus impactos 

en todo el país. El informe del USGCRP rescata las siguientes observaciones de los impactos ambientales 

que puedan ser atribuidos al cambio climático en la región del sudeste y del Caribe de los Estados Unidos: 

 el Caribe exhibe una tendencia desde la década de 1950, con un número creciente de días 

y noches muy cálidos, y con temperaturas máximas diurnas superiores a 90 °F y 

nocturnas superiores a 75 °F.

 el aumento de las temperaturas y el aumento asociado en la frecuencia, intensidad y 

duración de los momentos de calor extremo afectarán la salud pública, los medio 

ambientes naturales y construidos, la energía, la agricultura y la silvicultura.

 la disminución de la disponibilidad de agua, agravada por el crecimiento demográfico y 

los cambios en el uso de la tierra, seguirá incrementando la competencia por el agua y 

afectará la economía y los ecosistemas únicos de la región.

 el aumento del nivel del mar, atribuible al cambio climático, plantea amenazas dispersas

y continuas a ambos ambientes: natural y construido y a la economía regional; y a las 

 intensidades de precipitación diaria y de cinco días que se han incrementado.

Las emisiones de GEI asociadas a la construcción y operación del Proyecto se analizan con más 

detalle en el apartado 4.10.1. Varios comentaristas pidieron que se prepare un análisis de impacto 

acumulativo más en profundidad de las emisiones de gases de efecto invernadero, incluso la solicitud de las 

emisiones de GEI asociadas con el ciclo de vida completo del proyecto. El personal de la FERC completó 

un análisis de impacto que fue apropiado para la escala del proyecto. En referencia a la predicción de 

impactos del cambio climático, el personal de la FERC utilizó orientación proporcionada por la CEQ en su 

memorando del 18 de febrero 2010 titulado "Guía Borrador NEPA sobre consideraciones del efecto del 

cambio climático y las emisiones de gases de efecto invernadero", que establece que "las agencias deben 

reconocer los límites científicos de su capacidad para predecir con precisión los efectos del cambio 

climático, especialmente los de corto plazo, y no dedicar esfuerzos a analizar los efectos totalmente 

especulativos". El 18 de diciembre de 2014, el CEQ dio a conocer un borrador revisado de GEI con un 

memo de guía de emisión. Como se recomienda en esta nueva guía, en la medida de lo posible, el personal 

de la FERC incorporó orientación adicional proporcionada por este memo en el análisis de GEI terminado 

para el Proyecto. Como tal, el personal de la FERC ha presentado las emisiones de GEI asociadas con el 

proyecto y los impactos potenciales de las emisiones de gases de efecto invernadero en relación con el 

cambio climático. No existe una metodología actual ni pautas para determinar de qué manera la 

contribución del Proyecto a los gases de efecto invernadero se traduciría en efectos físicos en el medio 

ambiente mundial. Sin embargo, las emisiones aumentarían la concentración atmosférica de gases de efecto 

invernadero, en combinación con las emisiones pasadas y futuras de todas las otras fuentes, y contribuiría de 

forma gradual con el cambio climático que produce los impactos antes descritos. El incremento anual neto 

en las emisiones futuras potenciales de GEI (gases de efecto invernadero) para el Proyecto combinado es 

igual al 0.1 % de las emisiones de GEI informadas por Puerto Rico para el año 2011 (véase el apartado 
4-249

4.10.1.5). Sin embargo, no se puede determinar si la contribución del Proyecto a los impactos acumulados 

sobre el cambio climático sería significativa o no.

4.12.2.4 Ruido

De acuerdo con lo dicho en la sección 4.10.2, el ruido se generaría durante la construcción de las 

instalaciones del Proyecto y durante el funcionamiento . Del Terminal Marítimo de GNL. El ruido durante 

la construcción sería de corto plazo y duraría aproximadamente 1 año. Las diferentes fases de la 

construcción incluirían componentes de infraestructura marítima, componentes de alta mar y la instalación 

de la tubería submarina. No se espera que el ruido generado durante las actividades de construcción 

contribuya con los efectos acumulados, dado que tendrá una duración temporal.

El funcionamiento de las instalaciones del Proyecto contribuiría a niveles de ruido de fondo, aunque 

dada la ubicación del Terminal Marítimo de GNL en relación con la zona sensible al ruido más cercana, el 

impacto acumulativo sería mínimo, de menos de 1dB durante alguna fase del funcionamiento. El ruido 

asociado a las transportadoras de GNL en tránsito sería comparable al de las barcazas de petróleo existentes 

en la zona. En la actualidad, la Planta Aguirre recibe combustible en barcazas a un ritmo de tres o cuatro 

entregas de barcazas por semana, y el Proyecto, de ser aprobado, reduciría el tráfico de barcazas de 

combustible hasta en un 90 % (o entre 15 y 20 entregas por año). Según lo propuesto, la transportadora de 

GNL suministraría al Terminal Marítimo cada 8 días (o 48 entregas por año). Teniendo en cuenta que la 

operación del Proyecto reduciría el tráfico de barcazas de combustible de petróleo en la Bahía de Jobos, la 

frecuencia relativamente baja de la transportadora de GNL con respecto a las barcazas de combustible en el 

área del Proyecto y que el tráfico de los transportadores de GNL estaría a una distancia mayor de las zonas 

sensibles al ruido, concluimos que no habría impacto acústico acumulado significativo sobre las zonas 

sensibles al ruido durante el funcionamiento normal del Proyecto.

5-1

5.0 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 RESUMEN DE ANÁLISIS AMBIENTAL DEL PERSONAL

Las conclusiones y recomendaciones que se presentan en esta sección son las del personal 

ambiental de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC, por sus siglas en inglés). Desarrollamos 

nuestras conclusiones y recomendaciones con la colaboración de la EPA, USCG, DOT, DOE, USDA, 

PMO, JCA, JP, DRNA y DSPR. También proporcionaron información agencias de consultoría y 

otorgamiento de permisos, como el COE, FWS, NOAA y NMFS. Las agencias de cooperación federales 

podrían adoptar esta DIA en virtud del Título 40 Sección 1506.3 del Código de Reglamentos Federales si, 

después de un análisis independiente del documento, llegan a la conclusión de que sus requerimientos de 

permisos o responsabilidades de reglamentación se han cumplido. Sin embargo, estas agencias podrían 

presentar sus propias conclusiones y recomendaciones en sus decisiones respectivas y aplicables.

Se determinó que la construcción y operación del Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de 

Aguirre generaría impactos ambientales adversos limitados, siempre y cuando la tubería no cruzara el 

paso de la Boca del Infierno mediante colocación directa. Estos impactos limitados ocurrirían 

principalmente durante la construcción. Esta determinación se basa en un análisis de la información 

proporcionada por Aguirre LLC y desarrollada a partir de las solicitudes de datos, investigaciones de 

campo, determinación del alcance, investigación de la literatura, análisis de alternativas y la 

comunicación con agencias locales, estatales y federales, y con el público, así como también nuestras 

recomendaciones para evitar o reducir ciertos impactos ambientales. Como parte de nuestro análisis, 

hemos desarrollado medidas de mitigación específicas con la conclusión de que podrían reducir de 

manera adecuada y razonable los impactos ambientales derivados de la construcción y operación del 

Proyecto.

Encontramos que los impactos ambientales se reducirían a niveles menos que significativos si el 

Proyecto propuesto se construye y opera de acuerdo con las leyes y regulaciones aplicables, las medidas 

de mitigación propuestas por Aguirre LLC, y nuestras medidas de mitigación adicionales recomendadas.

El diseño propuesto de tubería submarina cumple con las normas de tuberías DOT. No obstante, 

consideramos que el método de instalación (colocación directa con esteras de hormigón) dentro del paso 

de Boca del Infierno afectaría negativamente a los recursos de coral declarados por el gobierno federal en 

peligro de extinción y otros recursos bentónicos sensibles a tal punto que no consideramos 

ambientalmente aceptable a esta porción de la tubería propuesta. 1 Llegamos a la conclusión de que la ruta 

propuesta sería ambientalmente aceptable si se incluye la perforación horizontal direccional (HDD) a 

través del paso de Boca del Infierno, minimizando significativamente el impacto en la lista federal de 

recursos de coral y en los hábitats bentónicos sensibles. Sin embargo, como se mencionó en la sección

3.6, el contratista de Aguirre LLC concluyó que sería necesario un programa detallado de exploración del 

subsuelo para determinar la viabilidad de una perforación horizontal direccional para cruzar el paso de 

Boca del Infierno. Recomendamos que Aguirre LLC continúe llevando a cabo las investigaciones del 

subsuelos necesarias para determinar la viabilidad y la probabilidad de éxito de la utilización de una 

 

1

En sus cartas del 31 de octubre de 2013 y 25 de septiembre de 2014, y en la correspondencia adicional, el NMFS indicó que se apliquen 

medidas alternativas para evitar o minimizar el impacto sobre los recursos de coral en peligro de extinción (según la lista federal), ya sea 

mediante un redireccionamiento de la tubería o mediante métodos alternativos de instalación. En su carta de septiembre de 2014, el NMFS 

también apunta a una ruta alternativa analizada en el borrador de la DIA, que contenga hábitat de coral de menor calidad que la ruta 

propuesta. Estamos de acuerdo. Los comentarios del NMFS son uno de los pilares de nuestras recomendaciones, que evitarían por completo 

la zona de corales de la lista federal más sensible y concentrada del área del proyecto (por ejemplo, el paso de la Boca del Infierno). El 

COE, la EPA y el DRNA han proporcionado apoyo adicional para la implementación de los métodos alternativos de instalación o rutas para 

evitar los recursos de coral en el paso de la Boca del Infierno.
5-2

perforación horizontal direccional (véase la sección 4.5.2.4). Debido a la incertidumbre en el éxito de una 

perforación horizontal direccional, y teniendo en cuenta los comentarios recibidos por NMFS y otras 

agencias, hemos analizado alternativas para la porción de mar adentro de la ruta propuesta para la tubería.

Recomendamos que si Aguirre LLC determina que es probable que la perforación horizontal direccional 

no tenga éxito, debe adoptar la Ruta Alternativa 6 como su ruta propuesta. También recomendamos que 

se adjunten nuestras medidas de mitigación como condiciones para una autorización expedida por la 

Comisión. A continuación se proporciona un resumen del impacto previsto del Proyecto y nuestras 

conclusiones por área de recursos.

5.1.1 Recursos geológicos

La construcción y operación del Proyecto tendrían un impacto mínimo en los recursos geológicos 

de la zona. Sin embargo, riesgos tales como el movimiento sísmico del suelo, los episodios de 

licuefacción, el viento, las cargas de las olas y los tsunamis podrían afectar el Proyecto durante la 

operación. Aguirre LLC ha propuesto un diseño viable y se ha comprometido a llevar a cabo una gran 

cantidad de trabajo de diseño detallado para el Proyecto si está autorizado por la Comisión. La 

información sobre el diseño final tendría que ser analizada por el personal de la Comisión Federal 

Reguladora de Energía para asegurar que el diseño final responda a las necesidades identificadas en la 

Ingeniería y el Diseño Inicial (FEED). Por lo tanto, recomendamos que Aguirre LLC presente:

 un informe revisado del análisis de riesgos sísmicos;

 estudios adicionales sobre los ángulos de pendiente en la ruta de la tubería en el fondo 

marino y del potencial de licuefacción a lo largo de la alineación y de las medidas de 

mitigación necesarias;

 un análisis revisado del oleaje en alta mar;

 diseño y cálculos de las estructuras de plataforma de atraque en alta mar y de la base de 

pilotes;

 especificaciones sísmicas utilizadas junto con la adquisición de equipos;

 procedimientos de control de calidad que se utilizarán para el diseño y la construcción; e

identificación de un inspector especial empleado por Aguirre LLC para observar la construcción 

del Proyecto y presentar los informes de inspección.

5.1.2 Suelos y sedimentos

El impacto en los suelos dentro del área del Proyecto se limitaría a los 1.5 acres (1.5 cuerdas) 

necesarios para la superficie de apoyo y zonas de descanso temporal costero. Esta zona se encuentra 

dentro de la propiedad de la Planta Aguirre existente y ha sido perturbada por actividades industriales 

pasadas. Aguirre LLC implementaría medidas esbozadas en el Plan y procedimientos de la Comisión para 

minimizar o evitar el impacto asociado con la porción terrestre del Proyecto y garantizar la correcta 

restauración de zonas perturbadas después de la construcción.

Las actividades de construcción, incluida la instalación de la tubería submarina y las estructuras 

permanentes en el Terminal Marítimo de GNL, darían lugar a la resuspensión de los sedimentos del fondo 

marino dentro de la columna de agua. Las tasas de sedimentación relativamente rápidas para la arena 
5-3

gruesa que se encuentran en la zona del Terminal Marítimo de GNL, junto con las velocidades de las 

corrientes locales, sugieren que los sedimentos resuspendidos no persistirían en la columna de agua más 

allá del momento de la construcción. Sin embargo, el tipo de sedimento que se puede encontrar a lo largo 

de la ruta de la tubería es un fango arenoso que consta de residuos de cáscara gruesa mezclados con el 

barro y el lodo de carbonato terrígenos de grano fino. Cuando se encuentran suspendidas durante la 

construcción, las partículas de limo fino que prevalecen en este material descenderían relativamente 

despacio a través de la columna de agua y podrían viajar cientos de yardas (cientos de metros) a velocidad 

media actual, debido a la asimetría espacial y temporal de las corrientes de marea. Aunque la construcción 

de la tubería está programada para un período de 3 meses continuos, la instalación sería secuencial, 

segmento por segmento, de tal manera que la resuspensión de sedimentos asociados y la turbidez elevada 

se ubiquen en cualquier momento. No se produciría simultáneamente en toda la ruta de la tubería por 

períodos prolongados en ninguna área.

Hemos llevado a cabo un análisis independiente del transporte de sedimentos durante la 

construcción y las operaciones. Los resultados del análisis de transporte de sedimentos indican que las 

concentraciones máximas de sedimentos en suspensión llegarían a 1,620 mg/L en las cercanías del lugar 

donde se desarrollan las actividades de enterrado de la tubería de la bomba de aspiración/propulsión 

manual de Aguirre LLC. Sin embargo, las concentraciones disminuirían a 50 mg/L o menos dentro de 

aproximadamente 100 pies (30 m) de la mayoría de la zona de construcción. Los índices de depósito 

serían más altos a lo largo de la tubería, con una deposición máxima de aproximadamente 0.7 pulgadas 

(1.7 cm), pero se reducirían a menos de 0.04 pulgadas (1 mm) dentro de aproximadamente 200 pies (61 

m) de la mayoría de la zona de construcción. Aguirre LLC propone el uso de cortinas de turbidez para 

minimizar el transporte de sedimentos durante los procedimientos de enterrado de la tubería. Para 

garantizar la eficacia de las cortinas de turbidez, recomendamos en la sección 4.5.2.4 que Aguirre LLC 

presente, con su Plan de Implementación, el protocolo que se utilizará para determinar la efectividad de 

las cortinas de turbidez durante la construcción.

No se espera que las actividades de construcción en la Bahía de Jobos causen un impacto 

generalizado o significativo asociado con la introducción de contaminantes en la columna de agua a 

través de la resuspensión de los sedimentos superficiales. La comunidad bentónica infaunal existente está 

regularmente expuesta a los contaminantes de los sedimentos superficiales y no se espera que la 

resuspensión temporal de este material exacerbe esta exposición.

5.1.3 Recursos hídricos

No se anticipa un impacto en el agua subterránea o agua superficial en tierra con la construcción 

y funcionamiento de la parte terrestre del Proyecto. Sin embargo, tanto el impacto de construcción 

temporal y el impacto operativo permanente se anticipan para la parte marítima del Proyecto.

La construcción del Terminal Marítimo de GNL implicaría la colocación y manejo de pilotes 

profundos en el fondo marino para proporcionar una base para el muelle y las estructuras de amarre y la 

colocación de los anclajes de amarre y cadenas para asegurar la plataforma de atraque. Estas actividades 

provocarían el desplazamiento de los sedimentos en el fondo marino y la resuspensión de sedimentos en 

la columna de agua. Los sedimentos alterados durante la colocación y el enterrado de las tuberías se 

resuspenderían en la columna de agua y serían transportados por las corrientes. Los efectos de las 

actividades de construcción en los niveles de turbiedad variarían con la duración y la gravedad de la 

perturbación, la composición de tamaños de grano, y las tasas de reasentamiento. Según las tasas de 

sedimentación rápida y el análisis de transporte de sedimento, consideramos que las actividades de 

construcción en las zonas con sedimentos gruesos (hacia afuera de la Bahía de Jobos y hasta el Terminal 

Marítimo de GNL) tendrían sólo un impacto menor sobre la calidad del agua, asociados con aumentos a 

corto plazo en la turbidez localizada. La construcción a lo largo del resto de la ruta de la tubería daría 
5-4

lugar a una turbidez más extendida, debido a las tasas de reasentamiento más prolongadas de los 

sedimentos más finos de esa porción de la bahía. Sin embargo, las concentraciones disminuirían a 50 

mg/L o menos dentro de aproximadamente 100 pies (30 m) de la mayoría de la zona de construcción. En 

ambos casos, la naturaleza temporal y secuencial de las actividades de instalación de la tubería sería 

limitar el alcance temporal y espacial de la turbidez y resuspensión de sedimentos. Como tal, el impacto

general sobre la calidad del agua sería relativamente menor y a corto plazo.

El agua de mar para la prueba hidrostática se bombea a la tubería mediante bombas portátiles de 

alto volumen en la barcaza para el tendido de las tuberías submarinas. El agua se retira de 6 pies (1.8 m) 

por debajo de la superficie a una velocidad de 1.5 a 3 pies/seg (0.5 a 0.9 m/seg). El tubo de admisión 

estaría equipado con una pantalla de 100 micras (0.1 mm) para prevenir la toma accidental de organismos.

Se necesitarían alrededor de 240,000 galones (909 m3) de agua para completar una prueba hidrostática 

total de 4.0 millas (6.4 km) de longitud de tuberías. El agua de ensayo se descarga a través de una tubería 

asegurada cerca de 6 pies (1.8 m) por debajo de la superficie del agua para minimizar la alteración de la 

superficie. Para reducir la velocidad de descarga y evitar la resuspensión de sedimentos en el punto de 

descarga, se unirá una cabeza de difusor a la tubería de descarga durante las operaciones de 

deshidratación. No se anticipan pérdidas de consumo, cambios de temperatura, o tratamiento biocida del 

agua de ensayo.

La Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación y las transportadoras de GNL tendrían 

descargas y extracciones de agua de refrigeración relacionadas con la operación. El uso normal de agua 

de la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación (FSRU) ascendería aproximadamente a 56 

millones de galones diarios (212,000 m3/día) de agua de mar, incluidos 53 millones de galones diarios 

(200,600 m3/día) para apoyar a la maquinaria de refrigeración a través de la operación del condensador 

principal y los sistemas auxiliares de refrigeración de agua de mar, 0.6 mgd (2,270 m3/día) para generar la 

cortina de seguridad en el agua de la embarcación de la Unidad Flotante de Almacenamiento y 

Regasificación y 2 mgd (7,200 m3/día) para el agua de lastre. Toda el agua utilizada para estos fines se 

descargaría de nuevo en el océano circundante. Las transportadoras de GNL requerirían aproximadamente 

entre 17.2 y 74.2 millones de galones (de 65,100 a 280,900 m3) de agua como lastre, mientras que la 

descarga en el Terminal Marítimo de GNL y un volumen total de toma de agua de refrigeración podría 

variar entre aproximadamente 13.5 y 227.8 millones de galones (de 51,100 a 862,300 m3) durante el 

suministro de GNL. Por lo tanto, la toma de agua combinada para el lastre y el agua de enfriamiento para 

cada entrega de GNL sería de aproximadamente 31 y 302 millones de galones (116,200 a 1,143,200 m3).

La captación del agua de mar de las Unidades Flotantes de Almacenamiento y Regasificación 

(FSRU) y la visita a las transportadoras de GNL no causarían ningún cambio significativo en la calidad 

del agua ambiental, dado el volumen insignificante removido en relación con el océano circundante. La 

descarga de agua tiene el potencial de impacto sobre la calidad del agua ambiente y las comunidades 

bióticas donde los parámetros de descarga no cumplen con las normas y umbrales, generalmente 

incorporados en los reglamentos y las condiciones del permiso. Las normas de temperatura son de 

particular importancia aquí, en función de la magnitud de las descargas previstas de agua de enfriamiento 

provenientes de las Unidades Flotantes de Almacenamiento y Regasificación y las transportadoras de 

GNL visitantes. Todas las descargas operativas estarían sujetas a los requisitos del permiso de NPDES 

para el Proyecto. Los niveles de temperatura elevados pueden producir efectos subletales o letales sobre la 

biota marina, dependiendo de la magnitud y duración del aumento. Pueden aparecer efectos similares si 

otros contaminantes, como el aceite, grasa y partículas de metal, están presentes en el agua de descarga.

Los derrames o fugas de materiales peligrosos (por ejemplo, combustible, lubricantes) de los 

equipos que trabajan en las áreas en tierra también podrían provocar un impacto adverso sobre los 

recursos hídricos. Los contratistas de construcción y personal de operaciones portuarias estarían obligados 
5-5

a cumplir con todas las leyes y regulaciones. Recomendamos que Aguirre LLC presente un plan de 

control y prevención de derrames específicos del sitio para las fases de construcción y operación del 

Proyecto antes de la construcción.

5.1.4 Recursos de vegetación

En función de la escasa vegetación dentro de la zona de trabajo en tierra temporal propuesta, no 

se prevé un impacto significativo en la vegetación terrestre como resultado de la construcción u operación 

del Proyecto.

Las actividades de construcción en alta mar, como el anclaje de embarcaciones (uso de patas de 

agarre o “spud legs”), la instalación de las tuberías y la hinca de pilotes, se traduciría en un impacto 

directo sobre aproximadamente 22.6 acres (23.3 cuerdas) de yerbas marinas y 80.8 acres (83.1 cuerdas) 

de hábitat de macroalgas. El funcionamiento del Terminal Marítimo de GNL provocaría un impacto 

permanente en aproximadamente 2.9 acres (3.0 cuerdas) de yerbas marinas y 19.2 acres (19.8 cuerdas) de 

hábitat de macroalgas. La pérdida de hábitat debido a la colocación de esteras de hormigón sobre 

porciones de la tubería podría resultar en impactos permanentes en aproximadamente 0.01 acres (0.01

cuerdas) de yerbas marinas y 0.02 acres (0.02 cuerdas) de macroalgas. Sin embargo, recomendamos que 

Aguirre LLC utilice una perforación horizontal direccional para cruzar el paso de Boca del Infierno; o, si 

no fuera factible una perforación horizontal direccional, que se realice la construcción de la tubería 

submarina a lo largo de una ruta alternativa. En cualquier caso, se reduciría el uso de esteras de hormigón.

Además, se prevé que las yerbas marinas y macroalgas recolonizarán el área donde está enterrada la 

tubería y donde no hay esteras de hormigón.

Aguirre LLC ha acordado finalizar su Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos en consulta con 

las agencias respectivas para neutralizar el impacto a corto plazo en las comunidades de yerbas marinas.

El plan incluye encuestas previas a la construcción en la Bahía de Jobos para mapear y cuantificar los 

sitios de restauración de yerbas marinas e identificar los sitios de referencia, siembra de yerbas marinas y 

reubicación, encuestas post-construcción para evaluar y abordar cualquier daño potencial de la 

construcción, y para el monitoreo de sitios de restauración y zonas de trasplante. Recomendamos en la 

sección 4.4.3 que, antes de la construcción, Aguirre LLC finalice y presente el Plan de Mitigación de 

Recursos Bentónicos, junto con los comentarios de las agencias, para su revisión y aprobación por escrito 

por el Director de la OEP. Además, para que el impacto sobre la vegetación del fondo marino se reduzca 

al mínimo en la medida de lo posible, recomendamos en la sección 4.4.3 que Aguirre LLC proporcione en 

sus medidas del plan de implementación cómo mantendría a flote la tubería para evitar que sea 

inadvertidamente depositada en el lecho marino.

5.1.5 Recursos de la vida silvestre

El impacto temporal sobre los hábitats de fauna marina del Terminal Marítimo de GNL y tuberías 

submarinas, como se propone, incluye 22.6 acres (23.3 cuerdas) de yerbas marinas, 80.8 acres (83.1

cuerdas) de macroalgas y 6.2 acres (6.4 cuerdas) de hábitat de arrecifes. La construcción del Proyecto 

provocaría un impacto adverso a corto plazo en un conjunto rico y diverso de especies de vida silvestre, 

como los manatíes, las tortugas marinas, los peces de arrecifes, los tiburones, los corales y los 

invertebrados que se encuentran dentro de estos hábitats. Los efectos más probables serían la prevención 

general o aislamiento del hábitat preferido por las actividades de construcción. Los mamíferos marinos y 

las tortugas marinas también estarían expuestos a un riesgo elevado de golpes de las embarcaciones 

durante el período de construcción debido a que el número de embarcaciones presentes en la zona 

aumentaría en comparación con los niveles de tráfico actuales. Para reducir al mínimo el arrastre de peces 

y otros organismos durante la prueba hidrostática, recomendamos en la sección 4.5.2.4 que Aguirre LLC 
5-6

consulte con NMFS sobre el tipo de malla (por ejemplo, alambre en forma de cuña) que se utilizaría para 

la extracción de agua durante la construcción.

El impacto permanente en el hábitat de la fauna marina incluye 2.9 acres (3.0 cuerdas) de yerbas 

marinas, 19.2 acres (19.8 cuerdas) de macroalgas, 0.6 acres (0.6 cuerdas) del arrecife, y 0.2 acres (0.2

cuerdas) de hábitat de arena/lodo. El principal impacto directo se derivaría de la mortalidad de las 

colonias de coral dentro de la huella de la tubería propuesta y a través del arrecife. El importante impacto 

indirecto en las especies provendría del sombreado del parche arrecifal debajo del Terminal Marítimo de 

GNL (incluida la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación permanente y la transportadora 

temporal de GNL) y la degradación de la zona de alimentación de las yerbas marinas y macroalgas. Las 

transportadoras de GNL y la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación estacionadas en el 

Terminal Marítimo de GNL también tendrían impacto a nivel local sobre los recursos de vida silvestre 

con descarga de agente antiincrustante y pluma térmica, arrastre de plancton, ruido e iluminación.

Aguirre LLC tiene la intención de utilizar una serie de medidas de mitigación para minimizar este 

impacto, incluido el uso de observadores de mamíferos marinos para asegurar la reducción del número de 

golpes por embarcaciones, zonas de exclusión de ruido alrededor de las actividades relativas a la hinca de 

pilotes, el uso potencial de la tecnología de cortina de burbujas durante las actividades relativas a la hinca 

de pilotes, el desarrollo de un plan de restauración de recursos bentónicos, y el desarrollo de un plan de 

iluminación para reducir el impacto en varias especies de fauna silvestre y distintas formas de vida.

Para asegurar que el impacto en el hábitat de los arrecifes de coral se reduzca al mínimo o para 

evitarlo en la medida de lo posible, recomendamos en la sección 4.5.2.4 que Aguirre LLC presente, junto 

con su Plan de Implementación, el análisis geotécnico detallado para la perforación horizontal direccional 

del paso de la Boca del Infierno y proporcione una determinación de si esta perforación sería un método 

viable para evitar el impacto de la tubería sobre el hábitat de arrecifes de coral. Si se determina que esta 

perforación es un método de construcción viable, recomendamos que Aguirre LLC utilice esta 

perforación para cruzar el paso de Boca del Infierno.

El borrador del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos de Aguirre LLC contiene objetivos 

para evitar y minimizar el impacto sobre la flora y fauna epibentónica mediante el trasplante de yerbas 

marinas y la reubicación de las especies de coral 2desde dentro de la huella de la construcción antes de la 

construcción, para proporcionar mitigación para la pérdida de hábitat crítico para la Acropora spp., para 

proporcionar protección por el impacto al hábitat de alimentación para la tortuga marina verde y el manatí 

antillano, y para neutralizar el impacto en el HEP. Recomendamos en la sección 4.4.3 que, antes de la 

construcción, Aguirre LLC debería consultar con las agencias respectivas para finalizar el Plan de 

Mitigación de Recursos Bentónicos para: 1) abordar el impacto de la construcción y operación 

actualmente propuestas; 2) incluir las yerbas marinas que se verían afectados de manera permanente por 

el sombreado; 3) cumplir los requisitos normativos de la Regla de Mitigación Compensatoria del COE en 

el marco del programa de reglamentación de la sección 404 de CWA; e 4) identificar las medidas que se 

aplicarían si los sitios de mitigación de yerbas marinas no muestran una tendencia a resultar exitosos. El 

Plan de Mitigación de los Recursos Bentónicos debe ser presentado, junto con los comentarios de la 

agencia, para la revisión y aprobación por escrito de parte del Director de la OEP.

La mayoría de la tubería se colocaría directamente en el fondo del mar y luego sería bajada por 

métodos de succión/propulsión a mano para alcanzar las profundidades requeridas. Se espera que el 

enterrado de la tubería mediante técnicas de succión/propulsión a mano dé lugar a la resuspensión de los 

 

2 En su carta del 26 de septiembre de 2014, la EPA señala que se ha intentado el reemplazo y reubicación de las yerbas marinas y corales en 

el área del proyecto con un éxito limitado.
5-7

sedimentos más finos, pero se espera que el aumento de la turbidez sea menor. Aguirre LLC usaría un 

cabezal difusor fijado a la bomba en combinación con cortinas de turbidez para ayudar a redirigir la 

mayoría de los sedimentos en suspensión al derecho de paso de la construcción. Es probable que se 

realice el transporte de sedimentos finos más allá del derecho de paso de la construcción. Las cortinas de 

turbidez minimizarían el transporte de la sedimentación durante las actividades de construcción de las 

tuberías, lo que prevemos reduciría los niveles de deposición dentro de la zona de los arrecifes de coral.

Para garantizar la eficacia de las cortinas de turbidez, se recomienda en la sección 4.5.2.4 que Aguirre 

LLC presente, con su plan de implementación, el protocolo que se utiliza para determinar la efectividad 

de las cortinas de turbidez durante la construcción.

Aguirre LLC propone sentar las esteras de hormigón en el fondo marino en la zona de arrecifes 

de coral y en las curvas de tuberías. Recomendamos que la tubería en la zona de arrecifes de coral se 

instale mediante una perforación horizontal direccional (HDD) o una ruta alternativa. Las áreas en las que 

la tubería y/o esteras de hormigón estén por encima del grado pueden presentar una barrera a la migración 

de caracoles, erizos, pepinos de mar y otros organismos bentónicos móviles. Esta barrera potencial podría 

presentar un menor impacto permanente para estas especies. Recomendamos en la sección 4.5.2.4 que 

Aguirre LLC realice los 5 años de seguimiento posterior a la construcción para determinar si los 

organismos bentónicos han colonizado las zonas donde las tuberías y/o esteras de hormigón estén por 

encima del grado, y que incluya el plan de seguimiento del Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos.

Para proteger aún más los recursos de vida silvestre que se producen cerca de la tubería submarina que 

podría verse afectada negativamente por el traslado imprevisto de esteras de hormigón, recomendamos en 

la sección 4.5.2.4 que Aguirre LLC presente, con su Plan de Implementación, una descripción de las 

medidas que se utilizarían, además de bajar los bordes de las losas, para asegurar todas las esteras de 

hormigón al fondo marino.

Aguirre LLC ha esbozado varios protocolos que serían seguidos por los MMO para asegurar la 

reducción de los golpes de las embarcaciones durante las actividades de construcción. Para reducir al 

mínimo o evitar el impacto en mamíferos marinos y tortugas marinas durante la construcción y operación 

del Proyecto, recomendamos en la sección 4.5.3.3 que Aguirre LLC coordine con el FWS, NMFS, y 

DRNA un adiestramiento detallado de MMO y el plan de protocolo de respuesta para las fases de 

construcción y operación del Proyecto, que debe incorporar las medidas de conservación del FWS para el 

manatí con el trabajo en el agua, en su caso, y las restricciones de velocidad y horarios para las 

embarcaciones de transporte de personal durante la construcción y operación.

Aguirre LLC llevó a cabo el modelado para determinar la reducción neta prevista en el ruido con 

la implementación de la tecnología de cortina de burbujas durante la hinca de pilotes de impacto. Para 

llevar a cabo correctamente las medidas de mitigación de ruido durante la construcción a fin de reducir el 

impacto sobre mamíferos marinos y tortugas marinas cerca del área del proyecto, recomendamos que, 

antes de la construcción, Aguirre LLC verifique que utilizará cortinas de burbujas confinadas en las 

actividades vibratorias y pilotadoras. Recomendamos, además, que Aguirre LLC desarrolle un protocolo 

detallado para la mitigación del ruido en relación con la zona de exclusión de seguridad (0.3 millas [0.5 

km]), que identifique la implementación del protocolo de mitigación del ruido durante la construcción y 

explique cómo identificará cada MMO los límites de la zona de exclusión. 

Varias especies de aves se pueden encontrar en el área del proyecto, pero no se espera que se 

vean afectadas por el Proyecto, debido a la naturaleza de la construcción, las características de 

comportamiento de las especies y los hábitats preferidos. Se espera que estas aves eviten cualquier 

impacto que pueda causarles molestias o daños, tal como el ruido, al abandonar la zona. Para asegurar que 

el impacto sobre las aves se evite o reduzca al mínimo, recomendamos en la sección 4.5.3.3 que Aguirre 

LLC proporcione una evaluación del posible impacto acústico en reposo y anidación de aves durante la 
5-8

construcción y operación del Proyecto, e identifique las medidas de mitigación que podrían 

implementarse para minimizar o evitar ese impacto.

El Proyecto requeriría la instalación de iluminación temporal para facilitar las actividades de 

construcción durante altas horas de la tarde, así como los requisitos de seguridad. El Terminal Marítimo

de GNL estará iluminado las 24 horas del día por la iluminación de seguridad, las luces de navegación y 

las luces de advertencia de la Administración Federal de Aviación. Para minimizar los efectos de la 

iluminación durante la operación, Aguirre LLC aplicaría determinadas medidas, como limitar el número y 

la potencia de las luces operativas al mínimo posible para la seguridad de las operaciones a fin de 

minimizar la iluminación de las aguas circundantes.

Las aguas que rodean el Terminal Marítimo de GNL no están iluminadas debido a la falta de 

estructuras permanentes en el agua y en la zona despoblada de Cayos de Barca y Cayos Caribes. La 

respuesta de los organismos marinos a las luces artificiales puede variar dependiendo de un número de 

factores tales como la especie, la etapa de la vida y la intensidad de la luz. Por lo tanto, el contraste de 

iluminación durante la noche entre el Proyecto y el fondo sería alto. Para reducir al mínimo el impacto 

operativo asociado con la iluminación nocturna, en la sección 4.5.3.3 recomendamos que Aguirre LLC 

desarrolle un plan de iluminación que identifique las medidas específicas para minimizar o evitar el 

impacto asociado con la iluminación operativa nocturna del Proyecto sobre las especies de aves, peces, 

mamíferos marinos y las personas de la costa. El plan también deberá analizar si el Proyecto podría 

inducir artificialmente agregaciones biológicas, y el análisis debería proporcionar evidencia empírica de 

cómo estas posibles agregaciones afectarían la pesca local y el turismo.

Los derrames menores de hidrocarburos durante la construcción podrían causar un impacto 

adverso a corto plazo entre menor y moderado sobre las especies protegidas. Se espera que los derrames 

accidentales de hidrocarburos por el Proyecto tengan un impacto a corto plazo entre menor y moderado 

sobre las especies protegidas. Para minimizar o evitar el impacto inadvertido del derrame de 

hidrocarburos en las especies y aves migratorias de la lista federal, recomendamos en la sección 4.5.3.3 

que, antes de la construcción, Aguirre LLC presente, como parte de su plan de prevención de derrames 

específicos en el sitio y de control, un plan de respuesta que identifique las medidas que aplicaría si la 

vida silvestre, incluidas las especies o las aves migratorias de la lista federal, se viera afectada por un 

derrame inadvertido de hidrocarburos.

Los usos operativos y relacionados con la construcción del agua de mar tienen el potencial de 

afectar negativamente las poblaciones de carruchos (caracoles reina), meros de Nassau y corales 

protegidos mediante el arrastre en los estadios larvarios. El análisis del arrastre del coral utilizó datos 

basados en 1 día de un muestreo de 9 días en agosto de 2013, que probablemente no represente las 

densidades típicas de post-desove de larvas para muchas especies. Aguirre LLC está desarrollando, con la 

discusión en los organismos competentes, un estudio inicial preoperativo de larvas de coral y un plan de 

monitoreo. El plan permitirá identificar mejor las larvas de coral en el Terminal Marítimo de GNL 

propuesto para comprender los potenciales impactos asociados con el uso propuesto del agua para la 

actividad de construcción y las operaciones. Además, el plan analizaría los posibles impactos sobre el 

mero de Nassau, que es más grande que las larvas que pueden congregarse cerca de las tomas de mar de 

la plataforma. Se presentarán los resultados del análisis de impacto sobre el mero y el ictioplancton, los 

resultados del estudio inicial de larvas de coral, el plan de monitoreo y las medidas de mitigación del 

impacto del arrastre.

5.1.6 Especies amenazadas y en peligro de extinción

Para cumplir con la Sección 7 de la ley ESA, estamos consultando con nFWS y NMFS sobre la 

presencia de especies propuestas y enumeradas en la lista federal en el área del Proyecto. El DRNA
5-9

también está proporcionando asistencia técnica y experiencia en recursos con respecto a especies 

sensibles. Hemos identificado 23 especies amenazadas o en peligro de extinción enumeradas en la lista 

federal y 10 especies propuestas para la lista de la Ley de Especies en Peligro de Extinción (ESA, por sus 

siglas en inglés) que existen o podrían existir potencialmente en el área del proyecto. Desde la 

presentación del borrador de la DIA, varias especies fueron formalmente incluidas y/o eliminadas del 

estado propuesto en la lista. Debido a la distancia de su hábitat primario del área del proyecto, se 

determinó que el Proyecto no tendría ningún efecto en 13 de las especies incluidas y puede afectar, pero 

no es probable que afecte negativamente, a 12 especies incluidas o propuestas por las características de 

comportamiento, los requisitos de hábitat y las medidas relativas a la construcción, operación y 

mitigación propuestas por Aguirre LLC.

Hemos determinado que la construcción y/u operación del Proyecto propuesto probablemente 

impacte de manera adversa sobre el manatí antillano y siete especies de coral incluidas en la lista. Con la 

construcción de la tubería submarina propuesta, se espera que el impacto permanente en los corales 

enumerados por la ley ESA resulte en la mortalidad de colonias dentro de la huella de la tubería. Si 

nuestras recomendaciones sobre el pase de Boca del Infierno son adoptadas por Aguirre LLC o requeridas 

por la Comisión, se reducirá significativamente el impacto sobre los corales de la lista federal. En este 

sentido, no intentamos finalizar nuestra consulta de la sección 7 con el NMFS o FWS en este momento.

Continuaremos la consulta requerida en la sección 7 de la ley ESA con el FWS y NMFS una vez que 

finalice la disposición de la ruta de la tubería submarina. Recomendamos en la sección 4.6 que Aguirre 

LLC no comience la construcción del Proyecto hasta que: 1) recibamos comentarios del FWS y NMFS 

con respecto a la acción propuesta o autorizada; 2) completemos cualquier consulta necesaria de la 

sección 7 con el FWS y NMFS, si es necesario; y 3) Aguirre LLC haya recibido una notificación por 

escrito del Director de la OEP para el inicio de la construcción o el uso de la mitigación.

Se espera que el impacto asociado a la fase de construcción del Proyecto sea temporal. No se 

esperan efectos duraderos sobre los manatíes. Durante la construcción, los manatíes estarían en gran 

riesgo de sufrir golpes de las embarcaciones y degradación de la zona de alimentación. Con técnicas de 

mitigación, como el uso de observadores de mamíferos marinos (MMO) entrenados y una zona de 

exclusión de 0.3 millas (0.5 km) en torno a actividades de hinca de pilotes, se reduciría en gran medida el 

riesgo de golpes y estrés causado por el ruido excesivo. Para minimizar o evitar el impacto sobre los 

mamíferos marinos y tortugas marinas durante la construcción y operación del Proyecto, recomendamos 

en la sección 4.5.3.3 que Aguirre LLC coordine con los organismos competentes un adiestramiento 

detallado de MMO y un plan de protocolo de respuesta para las fases de construcción y operación del 

Proyecto. Además, recomendamos que, antes de la construcción, Aguirre LLC verifique que utilizará 

cortinas de burbujas confinadas en las actividades vibratorias y pilotadoras.

5.1.7 Uso del suelo, recreación y recursos visuales

La Bahía de Jobos y las áreas circundantes se utilizan para una variedad de actividades marinas, 

incluyendo la navegación recreativa, la pesca recreativa y comercial, la investigación científica y otras 

actividades recreativas como el buceo y la observación de la vida silvestre. La Bahía de Jobos y el mar 

abierto al sur de la bahía también son utilizados por distintas embarcaciones de transporte, incluyendo las 

barcazas que entregan actualmente combustible a la Planta Aguirre. La construcción del Proyecto alteraría 

los usos del suelo, la recreación y los recursos visuales del área mediante el aumento temporal del tráfico 

de embarcaciones, afectando la navegación recreativa y la pesca. La operación del Proyecto alteraría 

permanentemente los recursos visuales existentes, y tendría un impacto sobre la navegación, la pesca y 

otros usos marinos cerca del Terminal Marítimo de GNL.
5-10

Aguirre LLC declaró que planea completar una evaluación de la consistencia de las zonas 

costeras con la Junta de Planificación de Puerto Rico para determinar la consistencia del proyecto con las 

políticas del programa CZMP. El COE requiere una certificación de consentimiento con el programa 

CZMP por parte de la JP antes de expedir un permiso. Para que Aguirre LLC reciba su determinación de 

consistencia con el CZMP, recomendamos en la sección 4.7.3 que Aguirre LLC no inicie la construcción 

del Proyecto hasta que presente ante el Secretario una copia de la determinación de la consistencia con el 

CZMP emitido por la JP.

Las actividades de construcción requerirían el uso de una variedad de embarcaciones, incluyendo 

barcazas para la colocación de las tuberías submarinas, embarcaciones de apoyo de buceo, remolcadores, 

embarcaciones para el transporte de personal, barcazas de transporte de tubería y remolcadores de 

barcazas de tubería. La presencia de estas embarcaciones representaría un aumento temporal en los 

niveles actuales del tráfico de embarcaciones grandes en la bahía, que habitualmente está limitado a 

pequeñas embarcaciones de recreación y de pesca comercial. Las barcazas que llevan combustible a la 

planta Aguirre utilizan el canal de navegación para barcos de dragado al oeste del Proyecto y 

probablemente no se verán afectadas por las actividades de construcción. Sin embargo, durante la 

construcción, sería restringido temporalmente el acceso a áreas de construcción activa a lo largo de la 

tubería para todos los navegantes no vinculados a la construcción, incluidos los pescadores, navegantes 

con fines recreativos y embarcaciones comerciales. Por lo tanto, recomendamos que Aguirre LLC 

presente un Plan de Acceso a la Construcción, que aclare las áreas restringidas para los usuarios del mar, 

que analice la duración de las restricciones, y que identifique los métodos de comunicación de las 

restricciones al público en general.

No se prevé que la operación del Proyecto afecte el uso del mar en la Bahía de Jobos, dado que 

no habría restricciones en el acceso marítimo a lo largo de la ruta de la tubería. Sin embargo, la zona de 

seguridad establecida alrededor de las transportadoras de FSRU y GNL afectaría en forma directa la 

navegación, la pesca y otros usos marítimos de la zona.

Aguirre LLC llevó a cabo una evaluación visual de tres localidades próximas al área del proyecto, 

incluyendo la autopista 53 en Guayama, la entrada de Salinas Marina y una torre de vigilancia en Cayos 

Caribe. La Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación sería evidente desde la carretera en la 

meseta y dominaría la vista desde la torre de observación de Cayos Caribe. La presencia de la Unidad 

Flotante de Almacenamiento y Regasificación afectaría la visualización de la vida silvestre desde la torre 

de observación de Cayos Caribe y otros lugares dentro de la Reserva Nacional de Investigación Estuarina 

de la Bahía de Jobos (JBNERR) que tienen vistas del mar. La Unidad Flotante de Almacenamiento y 

Regasificación (FSRU) roja contrasta con el azul del agua y el verde paisaje de los alrededores del área 

del Proyecto. La FSRU es menos evidente desde Marina de Salinas, ya que las islas de la barrera 

obstruyen parcialmente la línea de visión. Los impactos visuales de las barcazas de combustible 

disminuirían después de la construcción del proyecto y eso resultaría en un ambiente más natural para los 

espectadores de la zona de la Bahía de Jobos.

5.1.8 Socioeconomía

La construcción y operación del Proyecto podrían tener impactos menores sobre las condiciones 

socioeconómicas existentes en el área del Proyecto. Podría surgir un impacto potencial sobre las 

poblaciones debido a los trabajadores que ingresa por motivos relacionados con el Proyecto. Sin embargo, 

este impacto sería localizado y temporal y se limitaría a la afluencia de trabajadores no locales y sus 

familiares. Se prevé que la construcción del proyecto requiera unos 350 trabajadores durante un período 

de construcción de 12 meses. Aguirre LLC ha declarado que tiene la intención de contratar al menos el 10 

por ciento (35 trabajadores) de la fuerza laboral de la construcción a nivel local.
5-11

No se prevé que la construcción y la operación del Proyecto tengan un efecto sobre las tasas de 

alquiler y ocupación de las comunidades locales. La ejecución del Proyecto no resultaría en ningún 

impacto ambiental o en la salud desproporcionadamente alto y adverso en las comunidades minoritarias o 

de bajos ingresos. Por el contrario, el proyecto se traduciría en una mejora de la calidad del aire para los 

ciudadanos locales, ya que se reducirían las emisiones de la quema de combustible en la Planta Aguirre.

5.1.9 Recursos culturales

El área de efecto potencial (APE) para la parte terrestre del Proyecto se encuentra dentro del 

vallado de la propiedad de la Planta Aguirre existente. El Proyecto propone perturbar aproximadamente 

1.5 acres (1.5 cuerdas) del sitio industrial durante la construcción para su uso como un área de 

asentamiento temporal y superficie de apoyo. La construcción en alta mar incluiría el derecho de paso de 

la construcción y el espacio de trabajo temporal para la tubería submarina de 4.0 millas de largo (6.4 km) 

y el área de construcción del Terminal Marítimo de GNL. Aguirre LLC llevó a cabo estudios de 

investigación marina y de fuentes de estas áreas para identificar los recursos culturales, incluyendo 

ubicaciones potenciales de sitios arqueológicos prehistóricos e históricos.

No se identificaron sitios a través de la investigación de fuentes dentro del área del proyecto. El 

Distrito Histórico de la Central Aguirre enumerado en el Registro Nacional de Lugares Históricos 

(NRHP) se encuentra fuera del área del proyecto pero dentro de la cuenca visual del proyecto. En un 

correo electrónico del 7 de febrero de 2013, la Oficina Estatal de Conservación Histórica (OECH) 

comentó que el Distrito Histórico de la Central Aguirre no parece verse afectado por el proyecto 

propuesto. Estamos de acuerdo. Aguirre LLC no llevó a cabo un estudio arqueológico dentro de la 

porción terrestre previamente perturbada del Proyecto debido al bajo potencial de depósitos culturales 

intactos. En una carta con fecha 15 de agosto de 2012, la OECH estuvo de acuerdo en que no es necesario 

ningún estudio arqueológico. Estamos de acuerdo también.

El área marina de efecto potencial (APE) incluye cerca de 155 acres (160 cuerdas) de tierra 

sumergida que podría verse afectada por la construcción y operación de la tubería submarina y el 

Terminal Marítimo de GNL. Aguirre LLC completó las pruebas de evaluación en marzo de 2013, elaboró 

un informe de conclusiones en abril de 2013 y presentó una copia a la OECH para su revisión en junio de 

2013. La evaluación arqueológica de 11 anomalías encontradas durante los estudios determinaron que son 

basura marina moderna y por lo tanto no se recomiendan para su inclusión en el Registro Nacional de 

Lugares Históricos (NRHP). En una carta del 2 de julio de 2013, la OECH estuvo de acuerdo en que 

ninguna de las anomalías reportadas fueron de importancia histórica y que no era necesario más trabajo 

arqueológico. Estamos de acuerdo también.

Sobre la base de las investigaciones realizadas por Aguirre LLC, los comentarios recibidos de la 

OECH, y la aplicación del plan de descubrimientos no previstos de Aguirre LLC, llegamos a la 

conclusión de que el proyecto no afectaría los recursos históricos y que la FERC ha cumplido con su 

responsabilidad, conforme a la sección 106 de la NHPA.

5.1.10 Calidad del aire y ruido

El impacto sobre la calidad del aire asociado con la construcción del Proyecto incluiría emisiones 

de los equipos de construcción abastecidos con combustibles fósiles. Tal impacto sobre la calidad del aire 

sería generalmente temporal y localizado y no se espera que cause ni contribuya a una violación a las 

normas NAAQS. Las fuentes operativas de emisión de aire asociadas con el Proyecto incluyen los 

equipos en la FSRU, el Terminal Marítimo de GNL, las transportadoras de GNL, las embarcaciones de 

apoyo y los remolcadores. En respuesta a los requerimientos federales y locales, se incluyeron BMP en el 
5-12

diseño del proyecto o la propuesta de Aguirre LLC para reducir el impacto sobre la calidad del aire. El 

impacto potencial de las emisiones atmosféricas de las operaciones del Proyecto se reducirían mediante la 

incorporación de restricciones a las operaciones y el uso de tecnologías de reducción de emisiones en la 

FSRU para limitar las emisiones contaminantes. El efecto general del Proyecto sería una mejora en la 

calidad del aire local y regional como resultado de la reducción de emisiones asociada con una reducción 

en la quema de combustible en la Planta Aguirre.

Se espera que se genere ruido durante la construcción y operación del Proyecto. La construcción 

del Terminal Marítimo de GNL se puede dividir en tres componentes principales que presentan diferentes 

tipos de equipos y técnicas de construcción. Aunque algunas fases se superpondrían, las tres principales 

fases de la construcción incluyen la infraestructura marina que incluye instalaciones de atraque, 

instalaciones mecánicas y eléctricas de superficie, y la tubería de interconexión submarina. Se prevé que 

la construcción demorará unos 12 meses. Aguirre LLC consultaría con la JCA para desarrollar las 

medidas de mitigación apropiadas en caso de que los niveles de sonido reales medidos durante las 

actividades de construcción superaren los límites de ruido nocturno de la JCA. Si los niveles de sonido en 

las zonas residenciales en tierra no cumplen los criterios de la JCA durante un tiempo prolongado, las 

medidas de mitigación de ruido se ajustarían de manera apropiada.

El ruido de funcionamiento estimado de la Unidad Flotante de Almacenamiento y Regasificación

estaría por debajo de los niveles de sonido ambiente actuales en cada una de las zonas sensibles al ruido.

Sin embargo, estamos recomendando que Aguirre LLC presente un estudio de ruidos a más tardar 60 días 

después de la puesta en servicio de las instalaciones para garantizar el cumplimiento del criterio de 55 

dBA Ldn en las zonas sensibles al ruido más cercanas. Si el ruido atribuible al funcionamiento del 

Terminal Marítimo de GNL supera un Ldn de 55 dBA en cualquiera de las zonas sensibles al ruido más 

cercanas, Aguirre LLC deberá presentar un informe sobre los cambios que sean necesarios y deberá 

instalar controles de ruido adicionales para cumplir con el nivel dentro de 1 año de la fecha de puesta en 

servicio. Aguirre LLC debe confirmar el cumplimiento de los requisitos anteriores mediante la 

presentación de una segunda prueba de ruido en un máximo de 60 días después de instalar los controles 

adicionales de ruido.

5.1.11 Confiabilidad y seguridad

Aguirre LLC ha modificado las instalaciones de tuberías, que serían diseñadas, construidas, 

operadas y mantenidas conforme a o de manera tal que superen las normas de seguridad federales 

mínimas del Departamento de Transporte, establecidas en el art. 192, del Título 49 del Código de 

Reglamentaciones Federales. Estos reglamentos, que tienen por objeto proteger al público y evitar 

accidentes y fallas de instalaciones de gas natural, incluyen especificaciones para la selección y 

calificación del material; requisitos mínimos de diseño; y la protección de las tuberías de la corrosión 

interna, externa y atmosférica. El 31 de diciembre de 2014, Aguirre LLC presentó un borrador de Manual 

de Operación y Mantenimiento en respuesta a la opinión del Departamento de Transporte sobre el diseño 

de la tubería submarina, y se comprometió a proporcionar el manual definitivo de Operación y 

Mantenimiento, como parte de un futuro diseño. 

La USCG y la FERC comparten autoridad reguladora sobre el emplazamiento, diseño, 

construcción y operación de terminales de importación de GNL situados en alta mar. La FERC autoriza el 

emplazamiento y la construcción de instalaciones de importación y exportación de GNL. La USCG regula 

la seguridad de la zona de transbordo marítimo de una instalación de GNL y el tráfico marítimo de GNL, 

así como los planes de seguridad para toda la instalación de GNL y el tráfico marino de GNL. Ambas 

agencias tienen cierto grado de supervisión y responsabilidad por la inspección y el cumplimiento durante 

la operación de la instalación.
5-13

Con base en nuestra revisión técnica de los diseños de ingeniería preliminares, así como nuestras 

medidas de mitigación sugeridas, llegamos a la conclusión de que se incluyan suficientes capas de 

salvaguardas en los diseños de las instalaciones para mitigar el potencial de un incidente que podría 

causar impacto sobre la seguridad del público. Sin embargo, estamos recomendando que se proporcione el 

diseño final para su posterior revisión por parte del personal y que la FERC realice revisiones técnicas 

periódicas e inspecciones in situ de las instalaciones al menos una vez al año.

Se requiere que todas las embarcaciones de GNL que ingresen en aguas de EE. UU. estén 

certificadas por la USCG según su diseño y que cumplan tanto con las normas internacionales como con 

las normativas de EE. UU. para transportadoras de GNL a granel. Los procedimientos operativos actuales 

en uso por la USCG en los puertos de EE. UU., tales como la gestión de tráfico marítimo, la coordinación 

de las velocidades de los buques y el control de buques activos en puertos internos y externos, también 

reducirían el potencial de derrame de GNL por causas accidentales. El Terminal Marítimo de GNL, la 

FSRU y las transportadoras de GNL estarían sujetos a requisitos estrictos para el desarrollo y la 

aprobación del plan de seguridad por parte de la USCG y otras agencias pertinentes, lo que reduciría el 

potencial de un derrame de GNL por causas intencionales.

La USCG determinó que la vía navegable a lo largo de la ruta de tránsito de la transportadora de 

GNL propuesta sería adecuada para el tipo y la frecuencia del tránsito marítimo de GNL asociado a este 

Proyecto propuesto. Sin embargo, la conclusión de la USCG está supeditada a la aplicación de las 

medidas recomendadas, descritas en el Análisis de la carta de recomendación, para gestionar de manera 

responsable los riesgos para la seguridad y la seguridad marítima. Si el proyecto es aprobado y los 

recursos apropiados no fueron implementados, entonces ni la FERC ni la USCG permitirían que el 

proyecto comience el servicio. Mediante el diseño y el funcionamiento del Proyecto propuesto y de 

conformidad con las normas aplicables y nuestras recomendaciones y las de la USCG, el Proyecto 

representaría solo un ligero aumento en el riesgo para el público en las inmediaciones.

5.1.12 Impactos acumulados

Se identificaron seis medidas pasadas, presentes y razonablemente previsibles en las 

proximidades del área del proyecto. Estas medidas incluyen la construcción de la Planta Solar de Energía 

Fotovoltaica AES Ilumina, el Parque Solar Salinas y el Paseo Guayama-Punta Pozuelo, la renovación de 

la Planta Aguirre para capacidades de gas natural, el desarrollo de un plan maestro para la renovación de 

Aguirre y planes de construcción/renovación que se encuentran en el plan de gestión de la Reserva 

Nacional de Investigación Estuarina de la Bahía de Jobos (JBNERR).

La construcción del Proyecto afectaría principalmente la calidad del agua al provocar un aumento 

temporal en la turbidez por la instalación del Terminal Marítimo de GNL y la tubería submarina. Este 

impacto se disiparía rápidamente después de la construcción. Las fuentes existentes del impacto sobre la 

calidad del agua dentro del área del Proyecto incluyen la perturbación de sedimentos por las barcazas y 

embarcaciones de recreo en aguas poco profundas, el potencial de derrames de barcazas y embarcaciones 

de recreo que utilizan la Bahía de Jobos y el escurrimiento sin punto de origen de las tierras que rodean la 

Bahía de Jobos. Actualmente no hay proyectos propuestos conocidos que afectarían directamente a la 

calidad del agua en la Bahía de Jobos y que tendrían lugar durante el período de construcción del 

proyecto. Por lo tanto, el impacto del Proyecto sobre la calidad del agua cuando se considera de forma 

acumulativa con otros proyectos no sería significativo.

Basado en el análisis acumulado de la calidad del aire del Proyecto en la sección 4.12.2.2, las 

medidas de mitigación propuestas y las condiciones del permiso impuestas por la Agencia de Protección 

Ambiental (EPA) como parte de la determinación de imprescriptibilidad de PSD, llegamos a la 
5-14

conclusión de que la operación del Proyecto no resultaría en impactos significativos acumulados sobre la 

calidad del aire. Además, el Proyecto permitiría a la planta Aguirre convertir una parte de su fuente de 

combustible No 6 y No 2 a gas natural, reduciendo las emisiones de la Planta Aguirre, lo que resultaría en 

una mejora acumulada en la calidad del aire local y regional.

El ruido generado durante la construcción de las instalaciones del Proyecto se extendería a corto 

plazo aproximadamente 1 año y no se espera que contribuya a los efectos acumulativos dada la duración 

temporal.

El funcionamiento de las instalaciones del Proyecto contribuiría a niveles de ruido de fondo, 

aunque, dada la ubicación del Terminal Marítimo de GNL en relación con la zona sensible al ruido más 

cercana, el impacto acumulativo sería mínimo, de menos de 1 dB durante alguna fase del funcionamiento.

El ruido asociado a las transportadoras de GNL en tránsito sería comparable al de las barcazas de petróleo 

existentes en la zona. Teniendo en cuenta que la operación del Proyecto propuesto reduciría el tráfico de 

barcazas de combustible en la Bahía de Jobos, la frecuencia relativamente baja de tráfico de 

transportadoras de GNL al tráfico existente de barcazas de combustible en el área del Proyecto y la mayor 

distancia del tráfico de las transportadoras de GNL en relación a las zonas sensibles al ruido, llegamos a 

la conclusión de que no habría un impacto acústico acumulado significativo en las zonas sensibles al 

ruido durante las operaciones normales del Proyecto.

5.1.13 Alternativas

Como una alternativa a las medidas propuestas, evaluamos la alternativa de no desarrollar 

ninguna acción, sistemas alternativos, alternativas para el sitio del terminal, rutas alternativas de la 

tubería, variaciones de la ruta de la tubería y alternativas de vaporización. Si bien la alternativa de no 

desarrollar ninguna acción eliminaría el impacto ambiental a largo y corto plazo identificado en la DIA, 

no se cumplirían los objetivos declarados en la propuesta de Aguirre LLC. También evaluamos el uso de 

fuentes de energía alternativas y los efectos potenciales de la conservación de la energía, pero decidimos 

que estas fuentes y las medidas no serían una alternativa viable para el Proyecto propuesto.

Uno de los sistemas alternativos sería la expansión de la instalación EcoEléctrica existente, que 

está a unas 35 millas (56 kilómetros) al este de la Planta Aguirre. Para que la instalación EcoEléctrica sea 

un sistema alternativo viable para el Proyecto propuesto, la instalación tendría que construir nuevas 

instalaciones de regasificación con capacidad de almacenamiento de GNL y una nueva tubería para 

conectar las instalaciones de EcoEléctrica con la Planta Aguirre. PREPA propuso una tubería que 

conectara estas instalaciones, el Gasoducto del Sur, y su construcción inicial comenzó en 2008, pero en 

2009 se canceló debido a la significativa oposición pública. Por lo tanto, es poco probable y poco 

económico tratar de revivir la tubería que fracasó. Para esta alternativa, la instalación EcoEléctrica 

necesitaría la construcción de otro tanque de almacenamiento de GNL. Cuando se propuso originalmente,

EcoEléctrica pensaba construir dos tanques de almacenamiento. Hasta la fecha, sólo EcoEléctrica ha 

construido un tanque de almacenamiento. Para que esta expansión sea una alternativa viable a las medidas 

propuestas, EcoEléctrica debería haber comenzado su proceso de permisos FERC en 2012 para obtener la 

aprobación para construir su tanque. Debido a que el Proyecto propuesto no requiere la construcción de 

instalaciones terrestres de almacenamiento de GNL o de gasificación adicionales, la ampliación en la 

instalación de EcoEléctrica podría generar mayores impactos ambientales que el Proyecto propuesto.

Además de la alternativa de construir un tanque adicional y una nueva tubería para la instalación, 

recibimos una solicitud durante el período de comentarios sobre el borrador de la DIA para considerar el 

transporte de GNL hasta la instalación. Se observó que la FERC aprobó recientemente la expansión de las 

instalaciones de EcoEléctrica para permitir el suministro de GNL a un centro propuesto no jurisdiccional 
5-15

de carga de camiones de GNL (“centro de carga de camiones de GNL”), que está desarrollando con los 

pertinentes permisos de Gas Natural Puerto Rico, Inc. Gas Natural Puerto Rico, Inc. está comercializando 

su GNL a los usuarios finales de Puerto Rico, por ejemplo, en centros farmacéuticos, petroquímicos y 

otras instalaciones industriales. Revisamos la capacidad del centro, el número de camiones necesarios 

para suministrar gas a la planta Aguirre (227 camiones por día), y el impacto en las carreteras y 

comunidades con el número de camiones que llegan y salen del centro cada día. Se determinó que el 

transporte de GNL a la planta Aguirre por camión no era una alternativa ambientalmente preferible para 

el Proyecto propuesto y se eliminó de un mayor análisis. 

Concluimos que la ampliación de las actuales instalaciones de EcoEléctrica por tanque y tubería o 

un centro de camiones no se considera ambientalmente preferible para el Proyecto propuesto.

Nuestra evaluación de los sitios alternativos también consideró la construcción y las operaciones 

de dos sitios terrestres y dos sitios en muelles. La Bahía Las Mareas está aproximadamente 6 millas (10 

kilómetros) al este de la Planta Aguirre con acceso al área saliendo de la Carretera 3 de Puerto Rico. Esta 

zona industrial tiene tierra suficiente para permitir el desarrollo de una instalación de GNL en tierra; sin 

embargo, se requeriría la construcción de un nuevo terminal en tierra o en el muelle, un proyecto grande 

de desarrollo de dragado y de la bahía para permitir transportadoras de GNL grandes y una tubería de 6 

millas (10 km) a la Planta Aguirre. Las áreas afectadas consistirían principalmente en tierras altas 

desarrolladas previamente pero también incluirían las áreas de humedales emergentes palustres situadas a 

lo largo de la zona costera. Llegamos a la conclusión de que los impactos ambientales asociados con esta 

alternativa serían mayores que los del Proyecto propuesto. Por estas razones, llegamos a la conclusión que 

una nueva instalación de GNL terrestre o en el muelle en la Bahía Las Mareas no presentaría ninguna 

ventaja ambiental significativa en comparación con el Proyecto propuesto.

La Planta Aguirre también se consideró para ser utilizada para la ubicación de un terminal 

terrestre o en el muelle. Se estima que se requerirían aproximadamente 30 acres (31 cuerdas) para 

construir tanques de almacenamiento, equipos de regasificación y otra infraestructura para apoyar la 

instalación. Al revisar el área alrededor de la Planta Aguirre, no había disponibles 30 acres contiguos (31 

Cuerdas) que evitaran los centros de población. Además, el terminal terrestre requeriría un acceso a aguas 

profundas y una dársena de maniobra. La falta de tierra disponible, la necesidad de crear un acceso a 

aguas profundas y una dársena de maniobra, y la proximidad a un centro de población hace que un

terminal terrestre sea menos ambientalmente preferible que las medidas propuestas. Una instalación del 

terminal en el muelle también requeriría el acceso a aguas profundas y una dársena de maniobra lo 

suficientemente grande para la FSRU y la transportadora de GNL, así como la modificación de la planta 

para construir un muelle para la FSRU. El muelle existente en la instalación no puede alojar una FSRU ni 

tampoco una transportadora de GNL. Teniendo en cuenta su proximidad a la comunidad de Aguirre y la 

gran cantidad de trabajo en el agua (dragado y construcción de un muelle) que se requeriría, consideramos 

que el impacto ambiental sería igual o mayor que el del Proyecto propuesto y no evaluamos más esta 

alternativa.

Se evaluaron cuatro sitios alternativos para el terminal marítimo con tuberías hacia el terminal y

se realizó una revisión de campo de cada sitio y la tubería correspondiente. Los cuatro sitios del terminal 

tuvieron profundidades del agua y condiciones del fondo marino similares; sin embargo, la longitud de la 

tubería necesaria y la distancia al centro de población más cercana variaron. También se analizaron seis

terminales/tuberías alternativas en respuesta a las preocupaciones del público y de NMFS, EPA, FWS y 

DRNA relativas al impacto de la ruta propuesta de la tubería a través del paso de Boca del Infierno sobre 

las especies de corales amenazadas y en peligro de extinción (según la lista federal), el hábitat del arrecife 

de coral, las algas marinas en la Bahía de Jobos y el manatí antillano. El objetivo de cada alternativa era 

minimizar el impacto sobre los recursos sensibles ambientalmente, lo que incluye las especies 

amenazadas y en peligro de extinción, los usos recreativos y las áreas de población generales. Aguirre 
5-16

LLC ha modificado su método de construcción para enterrar la tubería en todas las áreas, excepto en los 

1,700 pies (518 m) ubicados en el paso de Boca del Infierno. Ahora Aguirre LLC propone la colocación 

directa de la tubería por encima de la parte superior del arrecife de coral de esta zona y proteger el 

gasoducto con esteras de hormigón.

Aguirre LLC llevó a cabo un trabajo adicional para determinar la viabilidad y el riesgo de la 

instalación de la tubería a través del paso de Boca del Infierno mediante la perforación horizontal 

direccional. Conforme a una revisión de los datos geotécnicos del subsuelo y a la investigación geotécnica 

costera preliminar llevada a cabo por el Proyecto, Aguirre LLC determinó que una perforación horizontal 

direccional con éxito de esta área probablemente sería inviable, según los datos geotécnicos del subsuelo 

disponibles. El contratista de Aguirre LLC concluyó que sería necesario un programa detallado de 

exploración del subsuelo para determinar la viabilidad y el diseño detallado de una perforación horizontal 

direccional para cruzar el paso de Boca del Infierno. Recomendamos que Aguirre LLC continúe llevando 

a cabo las investigaciones del subsuelo necesarias para determinar la probabilidad de éxito de esta 

perforación. Para nuestra comparación de impacto, dado que el éxito de esta perforación es desconocido 

para el paso de Boca del Infierno, nuestro análisis implica la colocación directa de la ruta propuesta y de 

cada una de las rutas alternativas a través de las zonas de coral. Sin embargo, observamos que se 

reducirían los impactos significativos si Aguirre LLC adoptara la perforación horizontal direccional.

En nuestro análisis, no identificamos ninguna ruta alternativa, que sea ambientalmente preferible 

a la ruta propuesta, si la tubería submarina se instalara a través del paso de Boca del Infierno mediante la 

perforación horizontal direccional para evitar el impacto sobre los arrecifes de coral. Sin embargo, si no 

es factible la perforación horizontal direccional, hemos determinado que esta ruta no es ambientalmente 

aceptable. Por lo tanto, si después de los trabajos geotécnicos adicionales de Aguirre, se determina que la 

perforación horizontal direccional no es un método de construcción viable, recomendamos que Aguirre 

LLC adopte la ruta alternativa 6 como ruta propuesta para conectar el Terminal Marítimo de GNL con la 

Planta Aguirre. Si bien la ruta alternativa 6 es más larga que la ruta propuesta (genera una mayor área de 

perturbación temporal por la construcción), ofrece una alternativa ambientalmente viable y factible para 

reducir sustancialmente el impacto sobre los recursos de arrecifes de coral sensibles, conforme a los 

objetivos del Proyecto propuesto.

Por último, se evaluaron tres variaciones de la ruta de la tubería desde el sitio propuesto del 

terminal a la Planta Aguirre. Determinamos que cada una de las ubicaciones del terminal y las rutas de la 

tubería tendrían impactos ambientales mayores o similares a la ubicación del terminal y la tubería 

propuestos y dejamos de evaluar estas alternativas.

5.2 MITIGACIÓN RECOMENDADA POR EL PERSONAL DE LA FERC

Si la Comisión autoriza el Proyecto del Terminal Marítimo de GNL de Aguirre, recomendamos 

que las siguientes medidas se incluyan como condiciones específicas de la Orden de la Comisión.

Creemos que estas medidas mitigan aún más los impactos ambientales asociados a la construcción y 

operación del Proyecto propuesto. En la siguiente sección, “presentar” significa presentar ante el 

Secretario de la Comisión.
5-17

1. Aguirre LLC deberá seguir los procedimientos de construcción y las medidas de mitigación que 

se describen en su solicitud, las documentaciones complementarias (incluidas las respuestas a las 

solicitudes de datos de personal), y conforme se identifica en el DIA, salvo que sea modificado 

por la Orden de la Comisión. Aguirre LLC debe:

a. solicitar cualquier modificación de estos procedimientos, medidas, o condiciones en una 

presentación;

b. justificar cada modificación relativa a las condiciones específicas del lugar;

c. explicar cómo esa modificación proporciona un nivel igual o mayor de protección del 

medio ambiente que la medida original; y

d. recibir la aprobación por escrito del Director de la OEP antes de usar esa modificación.

2. El Director de la OEP ha delegado autoridad para tomar las medidas que sean necesarias para 

asegurar la protección de la vida, la salud, la propiedad y el medio ambiente durante la 

construcción y operación del Proyecto. Esta autoridad deberá permitir:

a. autoridad para suspender el trabajo y autoridad para cesar la operación; y

b. el diseño y la implementación de las medidas adicionales que considere necesarias para 

asegurar el cumplimiento continuo con la intención de las condiciones de la Orden.

3. Antes de cualquier construcción, Aguirre LLC presentará una declaración expresa, certificada 

por un funcionario de alto nivel de la compañía, de que todo el personal de la compañía, los 

inspectores ambientales y el personal de los contratistas serán informados de la autoridad del 

inspector ambiental y que han sido o serán capacitados en la aplicación de las medidas de 

mitigación ambiental adecuadas para sus puestos de trabajo antes de involucrarse con las

actividades de construcción y restauración. 

4. Las ubicaciones de las instalaciones autorizadas serán las que se representan en la DIA, 

complementado por las hojas de alineación presentadas. Tan pronto como estén disponibles, y 

antes del inicio de la construcción, Aguirre LLC presentará mapas/hojas de alineación de 

estudios detallados y revisados a una escala no inferior a 1:6,000 con posiciones de estación para 

todas las instalaciones aprobadas por la Orden. Todas las solicitudes de modificaciones de las 

condiciones ambientales de la Orden o autorizaciones específicas del sitio deben ser por escrito y 

deben hacer referencia a los lugares designados en estos mapas/hojas de alineación.

5. Aguirre LLC deberá presentar mapas/hojas de alineación detallados y fotografías aéreas a una 

escala no inferior a 1:6,000 que identifique todos los realineamientos de la ruta o las 

reubicaciones de instalaciones y áreas de asentamiento temporal, patios de almacenamiento de 

tuberías, nuevos caminos de acceso, y otras áreas que serían utilizadas o alteradas y que no hayan 

sido previamente identificadas en los documentos presentados. La aprobación de cada una de 

estas áreas debe ser solicitada expresamente por escrito. Para cada área, la solicitud debe incluir 

una descripción del tipo de cobertura/uso de la tierra existente, la documentación de la aprobación 

del propietario de la tierra, si los recursos culturales o las especies amenazadas o en peligro de 

extinción en la lista federal se verían afectados, y si cualquier otra zona sensible al medio 

ambiente se encuentra dentro o colindante a la zona. Todas las zonas deberán estar claramente 

identificadas en los mapas/las hojas/las fotografías aéreas. Cada área debe ser aprobada por 

escrito por el Director de la OEP antes de la construcción en o cerca de esa zona.
5-18

Ejemplos de modificaciones que requieran la aprobación incluyen todos los realineamientos de 

rutas y cambios de ubicación de instalaciones resultantes de:

a. la implementación de medidas de mitigación de los recursos culturales;

b. la implementación de medidas de mitigación de especies en peligro de extinción, especies 

amenazadas o especies de preocupación especial; y

c. las recomendaciones de las autoridades reglamentarias estatales.

6. Dentro de los 60 días siguientes a la aceptación de la autorización y antes del inicio de la 

construcción, Aguirre LLC deberá presentar un plan de ejecución para su revisión y aprobación 

por escrito por el Director de la OEP. Aguirre LLC deberá presentar revisiones del plan a medida 

que el calendario cambie. El plan deberá identificar:

a. cómo Aguirre LLC implementará los procedimientos de construcción y medidas de 

mitigación que se describen en su solicitud y presentaciones complementarias (incluidas 

las respuestas a las solicitudes de datos de personal), identificados en la DIA y que exige 

la Orden;

b. cómo Aguirre LLC incorporará estos requisitos en los documentos de licitación de 

contratos, contratos de construcción (en especial las cláusulas de penalización y 

especificaciones) y los planos de construcción de manera que la mitigación requerida en 

cada sitio sea clara para el personal de construcción e inspección in situ;

c. el número de los inspectores ambientales asignados y cómo Aguirre LLC se asegurará de 

que hay suficiente personal disponible para implementar la mitigación ambiental;

d. personal de la compañía, incluidos inspectores ambientales y contratistas, que recibirán 

una copia del material adecuado;

e. la ubicación y la fecha de la capacitación en el cumplimiento ambiental y las 

instrucciones que Aguirre LLC dará a todo el personal involucrado con la construcción y 

la restauración (capacitación inicial y de actualización a medida que el Proyecto avanza y 

el personal cambia), con la posibilidad de que el personal de la OEP participe en la sesión 

de capacitación;

f. el personal de la empresa (si se conoce) y la parte específica de la organización de 

Aguirre LLC que tienen la responsabilidad de cumplimiento;

g. los procedimientos (incluyendo el uso de sanciones contractuales) que Aguirre LLC 

seguirá en caso de incumplimiento; y

h. un diagrama de Gantt o PERT (o diagrama de programación de proyectos similares) y 

fechas para: 

i. la realización de todos los estudios e informes necesarios;

ii. la capacitación en cumplimiento ambiental del personal in situ;

iii. el inicio de la construcción; y

iv. el inicio y la finalización de la restauración.
5-19

7. Aguirre LLC empleará uno o más inspectores ambientales. Los inspectores ambientales:

a. serán responsables de supervisar y garantizar el cumplimiento de todas las medidas de 

mitigación requeridas por la Orden y de otras concesiones, permisos, certificados u otros 

documentos de autorización;

b. serán responsables de evaluar la implementación por parte del contratista de la 

construcción de las medidas de mitigación ambientales requeridas en el contrato (véase la 

condición 6 arriba) y cualquier otro documento de autorización;

c. estarán facultados para ordenar la corrección de los actos que violan las condiciones 

ambientales de la Orden y cualquier otro documento de autorización;

d. tendrán un puesto a tiempo completo, separado de los inspectores de todas las otras 

actividades;

e. responsables de documentar el cumplimiento de las condiciones ambientales de la Orden, 

así como los requerimientos de permisos/condiciones ambientales impuestas por otras 

agencias locales, federales o estatales; y

f. responsables de mantener los informes de estado.

8. A partir de la presentación de su Plan de Implementación, Aguirre LLC deberá presentar 

informes de estado actualizados en forma quincenal, hasta que todas las actividades de 

construcción y restauración se hayan completado. Bajo pedido, estos informes de situación 

también se proporcionarán a otras agencias estatales y federales con responsabilidades de gestión 

de permisos. Los informes de estado deberán incluir:

a. información actualizada sobre los esfuerzos de Aguirre LLC para obtener las 

autorizaciones federales necesarias;

b. el estado actual de la construcción en el sitio del Terminal Marítimo de GNL y de la 

tubería, el trabajo planeado para el siguiente período de notificación y cualquier cambio 

en el calendario para el trabajo en áreas ambientalmente sensibles;

c. una lista de todos los problemas encontrados y cada instancia de incumplimiento 

observados por el inspector ambiental durante el período del informe (tanto de las 

condiciones impuestas por la Comisión y todos los requisitos de permisos/condiciones 

ambientales impuestos por otras agencias locales, estatales o federales);

d. una descripción de las medidas correctivas implementadas en respuesta a todos los casos 

de incumplimiento, y su costo;

e. la eficacia de las medidas correctivas aplicadas;

f. una descripción de las quejas de los residentes que podrán referirse al cumplimiento de 

los requisitos de la Orden, así como las medidas adoptadas para satisfacer sus 

inquietudes; y
5-20

g. copias de toda la correspondencia recibida por Aguirre LLC de otras agencias federales, 

estatales o locales de gestión de permisos relativa a casos de incumplimiento y la 

respuesta de Aguirre LLC.

9. Antes de recibir la autorización por escrito del Director de la OEP para comenzar la 

construcción de las instalaciones del Proyecto, Aguirre LLC deberá presentar documentación 

de que han recibido todas las autorizaciones pertinentes y requeridas por la ley federal (o 

evidencia de renuncia a las mismas).

10. Aguirre LLC debe recibir la autorización por escrito del Director de la OEP antes de la 

introducción de líquidos peligrosos en las instalaciones del Proyecto. Los instrumentos y 

controles, detección de peligros, control de peligros, y los componentes/sistemas necesarios para 

la introducción segura de tales líquidos deben ser instalados y estar en funcionamiento.

11. Aguirre LLC debe recibir la autorización por escrito del Director de la OEP antes de poner el 

Proyecto en servicio. Dicha autorización solo se concederá después de una determinación de que 

las instalaciones se han construido de acuerdo con la aprobación de la FERC y las normas 

aplicables, se puede esperar que operan de manera segura conforme a su diseño, y la 

rehabilitación y restauración de las zonas afectadas por el Proyecto están avanzando 

satisfactoriamente.

12. Dentro de los 30 días posteriores a la puesta en servicio de las instalaciones autorizadas, 

Aguirre LLC deberá presentar una declaración afirmativa certificada por un funcionario de alto 

nivel de la compañía:

a. que las instalaciones se han construido en cumplimiento de todas las condiciones 

aplicables y que las actividades que continúan serán compatibles con todas las 

condiciones pertinentes; o

b. que identifica cuál de las condiciones de autorización Aguirre LLC ha cumplido o 

cumplirá. Esta declaración también identificará las zonas afectadas por el Proyecto donde 

no se aplicaron correctamente las medidas de cumplimiento, si no fueron previamente 

identificadas en los informes de estado presentados y el motivo del incumplimiento.

13. Aguirre LLC presentará con su Plan de Implementación el análisis geotécnico para la 

perforación horizontal direccional del paso de Boca del Infierno, y proporcionará su evaluación 

de si esta perforación sería un método viable para evitar el impacto de la tubería sobre el hábitat 

del arrecife de coral. Para reducir al mínimo el impacto sobre el hábitat de los arrecifes de coral, 

la evaluación de Aguirre LLC debe analizar la viabilidad de la perforación horizontal direccional 

basada en el sustrato que se cruzará, incluyendo, entre otros, medidas de mitigación, como el uso 

de cubiertas para minimizar la probabilidad de un derrame involuntario, cortinas de turbidez para 

minimizar el transporte de sedimentos y barcazas para recoger el lodo de perforación. Si la 

perforación horizontal direccional no se considera un método de construcción viable, Aguirre 

LLC utilizará la ruta alternativa 6 para conectar el Terminal Marítimo de GNL a la Planta 

Aguirre. (Secciones 3.6 y 4.5.2.4)

14. Antes de comenzar el diseño final, Aguirre LLC debe presentar un informe revisado de análisis 

de riesgo sísmico (que incluya tanto la Gran Zona de Falla del Sur de Puerto Rico como la Falla 

de Salinas), que coincida con los detalles sísmicos del lugar y con la caracterización sísmica de 

estas fallas detallada en los informes de Recuperación de mayo de 2014. Adicionalmente, deben 

revisarse todos los documentos de diseño y calificación sísmica basados en los valores de 
5-21

movimiento del suelo del actual Análisis de Riesgo Sísmico de Golder de 2013 para que 

coincidan con el informe revisado de análisis de riesgo sísmico. (Sección 4.1.3.1)

15. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar estudios adicionales sobre los ángulos 

de pendiente del fondo marino de la ruta de la tubería y el potencial de licuefacción a lo largo de 

la alineación, y proporcionar las medidas de mitigación necesarias conforme a estos estudios.

Estos estudios deben considerar los movimientos del suelo del diseño sísmico revisado, que 

incluyan explícitamente las fallas de la Gran Zona del Sur de Puerto Rico y Salinas, y considerar 

tanto la ubicación del Terminal Marítimo de GNL como el terminal terrestre del gasoducto.

(Sección 4.1.3.2)

16. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar los análisis de olas mar adentro

actualizados como se indica en la respuesta del 5 de diciembre de 2013 de Aguirre LLC a la 

Solicitud de Información Ambiental de la FERC del 15 de noviembre de 2013 (preguntas 6 y 7).

Este análisis debe estar sellado y firmado por el ingeniero profesional de registro. (Section 4.1.4)

17. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar la siguiente información, sellada y 

firmada por el ingeniero profesional responsable:

a. Planos y cálculos de diseño de la base de pilotes y estructuras de la plataforma de atraque 

en alta mar (incluidas las estructuras prefabricadas y construidas en campo). Las 

estructuras de la plataforma de atraque en alta mar y el diseño de la base de pilotes 

incorporarían revisiones de los criterios acordados por Aguirre LLC en sus respuestas a la 

Solicitud de Información Ambiental del personal de la FERC del 17 de junio y 15 de 

noviembre de 2013.

b. Especificaciones sísmicas utilizadas junto con la adquisición de equipos.

c. Procedimientos de control de calidad que se utilizarán en el diseño y la construcción.

Aguirre LLC debe presentar el programa para la elaboración de este informe en su Plan de 

Implementación. (Sección 4.1.4)

18. Durante la construcción, Aguirre LLC contratará a un inspector especial. El inspector especial 

estará a cargo de: 

a. Observar la construcción de la plataforma de atraque en alta mar para asegurarse de que 

se ajuste a los planos y especificaciones de diseño.

b. Presentar informes de inspección al ingeniero o arquitecto de registro y a otras personas 

designadas. Los informes de inspección se deben resumir en informes mensuales

presentados para su archivo. Todas las discrepancias serán sometidas a la consideración 

inmediata del contratista para su corrección o, si no fueran corregidas, al ingeniero o 

arquitecto responsables.

c. Presentar un informe final firmado, que indique si el trabajo que requiere la inspección 

especial, a su entender, se ajustaba a los planos y especificaciones aprobadas y a las 

disposiciones pertinentes sobre mano de obra. Se presentará una copia del informe. 

(Sección 4.1.4)
5-22

19. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar un plan de control y prevención de 

derrames específicos del sitio para las fases de construcción y operación de la porción en tierra y 

mar del Proyecto para su revisión y aprobación por escrito por el Director de la OEP. Como parte 

del plan, Aguirre LLC incluirá medidas de respuesta que se aplicarían si la vida silvestre, 

incluidas las aves migratorias o las especies de la lista federal, resulta afectada por un derrame 

inadvertido de hidrocarburos. (Secciones 4.3.3.3 y 4.5.3.3)

20. Durante la construcción, Aguirre LLC mantendrá los segmentos de la tubería a flote y evitará el 

contacto con el fondo marino fuera de la zona de trabajo de la construcción hasta que la tubería 

esté lista para ser enterrada. (Sección 4.4.3)

21. Antes de la construcción, Aguirre LLC consultará con el NMFS, FWS, DRNA y demás 

agencias apropiadas a fin de elaborar el Plan de Mitigación de Recursos Bentónicos para hacer 

frente al impacto de la construcción y operación propuestas y debe incluir el diseño/ruta de la 

tubería que se construirá. El plan incluirá la yerba marina que se vería afectado de manera 

permanente por la sombra debido al Terminal Marítimo de GNL, un seguimiento posterior a la 

construcción de 5 años de las áreas en las que las tuberías y/o esteras de hormigón se encuentren 

por encima del grado para determinar si las esteras impiden la migración de caracoles, erizos, 

pepinos de mar y otros organismos bentónicos menos móviles, e identificará las medidas (además 

de una mayor supervisión) que se implementarían si los sitios de mitigación no parecieran brindar 

una restauración exitosa. Además, el plan deberá cumplir con los requisitos estándar de la Regla 

de Mitigación Compensatoria del COE, en el marco del programa de reglamentación de la 

sección 404 de CWA. Aguirre LLC presentará la versión final del Plan de Mitigación de los 

Recursos Bentónicos, junto con los comentarios de la agencia, para la revisión y aprobación por 

escrito por parte del Director de la OEP. (Secciones 4.4.3 y 4.5.2.4)

22. Antes de la construcción, Aguirre LLC realizará consultas con el NMFS sobre el tipo de pantalla 

(por ejemplo, malla de cuña) que se utilizaría para las extracciones de agua de las pruebas 

hidrostáticas durante la construcción del Proyecto. Los resultados de esta consulta deberán 

presentarse para su revisión y aprobación por escrito por parte del Director de la OEP. (Sección

4.5.2.4)

23. Aguirre LLC presentará con su Plan de Implementación el protocolo que utilizará para 

determinar la eficacia de las cortinas de turbidez durante la construcción. El protocolo deberá 

delinear el monitoreo de Aguirre LLC, los umbrales que establecerá para definir la eficacia y las 

medidas que implementará si las cortinas de turbidez resultan ineficaces. (Sección 4.5.2.4)

24. Aguirre LLC presentará con su Plan de Implementación una descripción de las medidas que se 

implementarían, además de bajar los bordes de las esteras para asegurar todas las esteras de 

hormigón al fondo marino. (Sección 4.5.2.4)

25. Antes de la construcción, Aguirre LLC actuará en coordinación con el FWS, NMFS y DRNA 

para desarrollar un adiestramiento detallado de MMO y un plan de protocolo de respuesta para las 

fases de construcción y operación del Proyecto. El plan deberá prever las medidas adecuadas para 

evitar y minimizar posibles golpes de las embarcaciones a manatíes y tortugas marinas y deberá 

incorporar medidas de conservación del FWS para el manatí en relación con el trabajo en el agua, 

si correspondiera. Además, durante la construcción y operación, Aguirre LLC limitará los viajes 

diurnos de embarcaciones para el transporte del personal para permitir la observación de 

mamíferos marinos y disminuir el potencial de golpes de las embarcaciones. El plan también 

requerirá que las velocidades de desplazamiento de las embarcaciones relacionadas con la 

construcción del Proyecto se reduzcan a niveles de velocidad reducida (5 mph [4.3 nudos]), 
5-23

especialmente en aguas de menos de 10 pies (3 m). Además del plan de MMO, Aguirre LLC 

realizará reconocimientos aéreos para identificar y evaluar el impacto sobre el comportamiento de 

los mamíferos marinos y las tortugas marinas próximas a las áreas de trabajo de la construcción. 

(Sección 4.5.3.3)

26. Antes de la construcción, Aguirre LLC verificará que utilizaría cortinas de burbujas confinadas 

en las actividades vibratorias y pilotadoras con el fin de reducir el impacto sobre las especies 

marinas de vida silvestre durante la construcción del Proyecto. Además, recomendamos que 

Aguirre LLC desarrolle un protocolo detallado para la mitigación del ruido en relación con la 

zona de exclusión de seguridad (0.3 millas [0.5 km]) que identifique cuándo se implementará el 

protocolo de mitigación del ruido durante la construcción y explique cómo identificará cada 

MMO los límites de la zona de exclusión. El protocolo deberá incluir las medidas contempladas 

en la carta de comentarios del borrador de la DIA del FWS del 20 de octubre de 2014. (Sección

4.5.3.3)

27. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar una evaluación del posible impacto 

acústico sobre el descanso y la anidación de las aves durante la construcción (por ejemplo, hinca 

de pilotes, embarcaciones y posible perforación horizontal direccional) y operación del Proyecto, 

y deberá identificar las medidas de mitigación que se implementarán para minimizar o evitar este 

impacto. (Sección 4.5.3.3)

28. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá desarrollar un plan de iluminación, que 

identifique las medidas específicas que se implementarían para minimizar o evitar el impacto 

asociado con la iluminación operativa nocturna del Proyecto sobre las especies de aves, peces, 

mamíferos marinos, las diferentes fases del ciclo vital de las tortugas marinas y las personas de la 

costa. El plan también deberá analizar si el Proyecto podría inducir artificialmente agregaciones 

biológicas, y el análisis debería proporcionar evidencia empírica de cómo estas posibles 

agregaciones afectarían la pesca local y el ecoturismo. Aguirre LLC deberá presentar este plan 

para su revisión y aprobación por escrito por el Director de la OEP. (Sección 4.5.3.3)

29. Aguirre LLC consultará con el NMFS, FWS, DRNA y demás agencias apropiadas para 

desarrollar medidas de mitigación del impacto del arrastre de ictioplancton y larvas de coral 

asociado con las operaciones del Proyecto y el uso requerido de agua. Estas medidas deberán 

incluir un estudio de 3 años para analizar el impacto de las tomas de agua asociadas a las 

operaciones del Proyecto. Además, Aguirre LLC analizará los posibles impactos sobre el mero de 

Nassau, que es más grande que las larvas que pueden congregarse cerca de las tomas de mar del 

Terminal Marítimo de GNL. Aguirre LLC presentará los resultados del análisis de impacto sobre 

el mero y el ictioplancton, los resultados del estudio inicial de larvas de coral, el plan de 

monitoreo y las medidas de mitigación del impacto del arrastre antes de la implementación de 

las operaciones del Proyecto. Cuando se haya completado el análisis, Aguirre LLC también 

deberá presentar los resultados del estudio del impacto de las tomas de agua por 3 años. (Sección

4.5.4.3)

30. Aguirre LLC no iniciará la construcción del Proyecto hasta que:

a. Recibamos comentarios de FWS y de NMFS en relación con las medidas propuestas.

b. Completemos cualquier consulta necesaria de la sección 7 con FWS y NMFS, si es 

necesario.
5-24

c. Aguirre LLC haya recibido notificación por escrito del Director de la OEP en cuanto a 

que se pueda iniciar la construcción o el uso de mitigación. (Sección 4.6)

31. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar una copia de la determinación de la 

consistencia con la CZMP emitida por la JP. (Sección 4.7.3)

32. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar un Plan de Acceso a la Construcción, 

que aclare todas las áreas restringidas para los usuarios marinos, que detalle la duración de las 

restricciones, y que identifique los métodos de comunicación de las restricciones para el público 

en general. (Sección 4.7.7) 

33. Aguirre LLC deberá presentar un estudio de ruido, a más tardar, 60 días después de poner en 

funcionamiento el Proyecto de Terminal Marítimo de GNL de Aguirre. Si no es posible realizar 

un estudio de ruido a plena carga, Aguirre LLC deberá realizar un estudio provisional con la 

máxima carga posible y realizará un estudio a plena carga dentro de los seis meses. Si el ruido 

atribuible a la operación del Terminal Marítimo de GNL en condiciones de plena carga o 

provisionales supera una Ldn de 55 dBA en cualquier zona sensible al ruido (NSA) cercana, 

Aguirre LLC presentará un informe sobre los cambios que sean necesarios y se deberán instalar 

controles adicionales de ruido para cumplir con el nivel dentro del plazo de un año de la fecha de 

puesta en funcionamiento. Aguirre LLC deberá confirmar el cumplimiento de los requisitos 

anteriores mediante la presentación de una segunda prueba de ruido no más tarde de 60 días

después de que instale los controles adicionales de ruido. (Sección 4.10.2.5)

La información relativa a estas recomendaciones específicas debe ser presentada para su revisión y 

aprobación por escrito por parte del Director de la OEP: antes de cualquier construcción, antes de la 

construcción del diseño final, antes de la puesta en marcha, antes de la introducción de líquidos 

peligrosos o antes del inicio del servicio, como se indica en cada condición específica. La ingeniería 

específica, la vulnerabilidad o la información detallada de diseño que cumplan con los criterios 

especificados en la Orden n.o 683 (expediente n.o RM06-24-000), incluida la información de seguridad, se 

deben presentar como información de infraestructuras energéticas críticas (CEII, por sus siglas en inglés),

de conformidad con el art. 388.112, tít. 18 del Código de Reglamentaciones Federales. Consulte 

Información de infraestructuras energéticas críticas, Orden n.o 683, 71 FR 58.273 (3 de octubre de 2006), 

Estadísticas y registros de FERC. 31,228 (2006). Se divulgará públicamente la información relativa a 

aspectos tales como: la respuesta de emergencia fuera del sitio, los procedimientos de notificación pública 

y evacuación, y los requisitos de presentación de informes sobre operación y construcción. Toda la 

información debe ser presentada, como mínimo, 30 días antes de solicitar la aprobación para proceder. 

(Sección 4.11.3)

34. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar los procedimientos de aseguramiento 

de la calidad y control de calidad para las actividades de construcción. (Sección 4.11.3)

35. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar un cronograma de todo el Proyecto, que 

incluya las etapas propuestas del plan de puesta en marcha. (Sección 4.11.3)

36. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar un plano del terreno (planos de diseño 

del área) con el diseño final, que muestre los principales equipos, estructuras, edificios y sistemas 

de control de derrames. (Sección 4.11.3)

37. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar un ERP (que incluya la evacuación) y 

coordinará los procedimientos con la Guardia Costera de los EE. UU., con los grupos locales y de 

la Mancomunidad para la planificación de emergencias, con los cuerpos de bomberos, con los 
5-25

organismos de aplicación de la ley de la Mancomunidad y con las agencias federales 

correspondientes. Este plan deberá incluir como mínimo:

a. contactos designados con las agencias locales y de la mancomunidad de respuesta a 

emergencias;

b. procedimientos escalables para la pronta notificación de los funcionarios locales 

apropiados y las agencias de respuesta a emergencias en función del nivel y la gravedad 

de los incidentes potenciales;

c. procedimientos para notificar a los residentes y usuarios recreativos dentro de las áreas de 

riesgo potencial;

d. rutas/métodos de evacuación para los residentes y áreas de uso público que se encuentran 

dentro de las áreas de riesgo transitorio a lo largo de la ruta de tránsito marino de GNL;

e. ubicaciones de las sirenas permanentes y otros dispositivos de advertencia; y

f. un "coordinador de emergencia" en cada buque de GNL para activar sirenas y otros 

dispositivos de advertencia.

Aguirre LLC debe notificar por adelantado al personal de la FERC sobre todas las reuniones de 

planificación y debe informar el avance en el desarrollo de su ERP a intervalos de tres meses. 

(Sección 4.11.8)

38. Antes de la construcción, Aguirre LLC deberá presentar el ERP, que incluya un plan de costos 

compartidos, que identifique los mecanismos de financiación de todos los costos específicos del 

Proyecto para el manejo de seguridad/emergencias, que hayan sido impuestos a las agencias 

locales y de la Mancomunidad. Además de la financiación de los costos directos de manejo de 

seguridad/emergencias relacionados con el tránsito, este plan integral deberá incluir mecanismos 

de financiación de los costos de capital asociados con cualquier equipo necesario para el manejo 

de seguridad/emergencias y la base de personal. (Sección 4.11.8)

39. El diseño final proporcionará una revisión técnica de su propuesta de diseño de instalación que:

a. Identifique todos los equipos de entrada de aire para ventilación/combustión y las 

distancias a cualquier posible derrame de hidrocarburos (GNL, refrigerantes inflamables, 

líquidos inflamables y gases inflamables).

b. Demuestre que estas áreas están cubiertas adecuadamente por dispositivos de detección 

de peligros e indique cómo estos dispositivos podrían aislar o apagar cualquier equipo de 

combustión, cuyo funcionamiento continuo pudiese generar o respaldar una emergencia. 

(Sección 4.11.3)

40. El diseño final deberá incluir registros de cambios que enumeren y expliquen los cambios 

realizados del FEED proporcionado en la solicitud y documentos presentados por Aguirre LLC.

Deberá proporcionarse una lista de todos los cambios con una explicación de la alteración del 

diseño y todos los cambios deben estar claramente indicados en todos los diagramas y dibujos. 

(Sección 4.11.3)
5-26

41. El diseño final deberá proporcionar diagramas de tubería e instrumentación actualizados, que 

incluyan la siguiente información:

a. número de etiqueta, nombre, tamaño, uso, capacidad y las condiciones de diseño de los 

equipos;

b. tipo y espesor del aislamiento del equipo;

c. lado de alta presión de la válvula y ubicaciones internas y externas de ventilación;

d. tuberías con número de línea, especificación de la clase de tubería, tamaño y tipo de 

aislamiento y grosor;

e. cambios de especificación de las tuberías y límites de aislamiento; 

f. todas las válvulas de control y manuales numerados; 

g. válvulas de alivio con los puntos de ajuste; y

h. número y fecha de revisión del plano. (Sección 4.11.3)

42. El diseño final deberá proporcionar una lista actualizada y completa del equipamiento, las hojas 

de datos mecánicos y de proceso, así como las especificaciones. (Sección 4.11.3)

43. El diseño final deberá proporcionar planos completos y una lista de los equipos de detección de 

peligros. En los planos se indicará claramente la ubicación y elevación de todo el equipo de 

detección. La lista deberá incluir el número de la etiqueta del instrumento, el tipo y la ubicación, 

las ubicaciones de indicación de alarma y las funciones de apagado de los equipos de detección 

de peligros. (Sección 4.11.3)

44. El diseño final proporcionará dibujos de planos completos y una lista de los extintores fijos y con 

ruedas de químicos secos y portátiles, así como otros equipos de control de riesgos. Los dibujos 

deberán mostrar claramente la ubicación por número de etiqueta de todos los extintores de mano 

fijos y con ruedas. La lista deberá incluir el número de etiqueta de equipo, el tipo, la capacidad, el 

equipo cubierto, la velocidad de descarga y las señales remotas automáticas y manuales que

inician la descarga de las unidades. (Sección 4.11.3)

45. El diseño final proporcionará planos y dibujos de las instalaciones que muestran la ubicación del 

sistema de agua contra incendios. Los dibujos deberán mostrar claramente: la tubería de agua 

contra incendios y su ubicación, así como el área cubierta por cada monitor, hidrante, sistema de 

diluvio, sistema de nebulización de agua y aspersor. Los dibujos deberán incluir también los 

diagramas de tuberías e instrumentación del sistema de agua contra incendios. (Sección 4.11.3)

46. El diseño final deberá incluir una evaluación actualizada de protección contra incendios de las 

instalaciones propuestas llevadas a cabo de conformidad con los requisitos de NFPA 59A 2013, 

capítulo 12.2. Se deberá presentar una copia de la evaluación, una lista de recomendaciones y 

justificaciones de apoyo, así como también las acciones tomadas en las recomendaciones. 

(Sección 4.11.3)

47. El diseño final debe especificar que, para fluidos peligrosos, las tuberías y boquillas de tuberías 

de 2 pulgadas o menos de diámetro no deberán ser menores al Calibre 160 de acero al carbono ni 
5-27

al Calibre 80 de acero inoxidable, y estarán diseñadas para soportar cargas externas, incluidas las 

cargas vivas de operadores en áreas accesibles a los operadores. (Sección 4.11.3)

48. El diseño final deberá proporcionar planos de clasificación del área eléctrica. (Sección 4.11.3)

49. El diseño final deberá incluir una revisión de peligros y operatividad del diseño completo antes 

de emitir los diagramas de tubería e instrumentación para la construcción. Se deberá presentar 

una copia de la revisión, y una lista de recomendaciones y de las acciones tomadas sobre las 

recomendaciones. (Sección 4.11.3)

50. El diseño final deberá incluir las matrices de causa y efecto para el sistema de instrumentación de 

procesos, de incendios y de detección de gas, así como también del sistema de parada de 

emergencia. Las matrices de causa-efecto deberán incluir alarmas y funciones de parada, detalles 

de la lógica de votación y de parada, y los puntos de ajuste. (Sección 4.11.3)

51. El diseño final deberá incluir un dibujo que muestre la ubicación de los botones de parada de 

emergencia (ESD, por sus siglas en inglés). Los botones ESD deberán ser fácilmente accesibles, 

estar rotulados de manera visible y situarse en una zona que sea accesible durante una 

emergencia. (Sección 4.11.3)

52. El diseño final deberá incluir un plan de pruebas de limpieza, secado, purga y hermeticidad. Este 

plan deberá abordar los requisitos de los Principios y práctica de purga de la Asociación 

Americana de Gas, y deberá proporcionar una justificación si no se utiliza un gas inerte o no 

inflamable para las pruebas de limpieza, secado, purga y hermeticidad. (Sección 4.11.3)

53. El diseño final deberá incluir la base de tamaño y la capacidad del diseño final de la columna de 

ventilación y las válvulas de alivio de presión para las embarcaciones y equipos de procesos

principales. (Sección 4.11.3)

54. El diseño final deberá proporcionar los procedimientos para las pruebas de presión/fugas que se 

refieren a los requisitos de ASME VIII y ASME B31.3. (Sección 4.11.3)

55. La velocidad de flujo del diseño final de cada bomba de agua contra incendios deberá basarse en 

la demanda de agua contra incendios requerida. (Sección 4.11.3)

56. El diseño final deberá especificar cómo se usaría la tubería de purga de nitrógeno a la columna 

de ventilación para extinguir un respiradero encendido. (Sección 4.11.3)

57. Antes de la puesta en marcha, Aguirre LLC deberá presentar los planes y procedimientos 

detallados para: verificar la integridad de la instalación mecánica in situ; pruebas funcionales; 

introducción de fluidos peligrosos; pruebas operativas; y colocación de los equipos en servicio. 

(Sección 4.11.3) 

58. Antes de la puesta en marcha, Aguirre LLC deberá proporcionar un calendario detallado para la 

puesta en marcha hasta el arranque de los equipos. El calendario deberá incluir hitos para todos 

los procedimientos y pruebas que deban completarse: antes de la introducción de líquidos 

peligrosos; y durante la puesta en marcha y el arranque. Aguirre LLC deberá presentar 

documentación que certifique que cada uno de estos hitos se haya completado antes de que se 

emita la autorización para comenzar la siguiente fase de puesta en marcha y arranque. (Sección

4.11.3)

59. Antes de la puesta en marcha, Aguirre LLC deberá proporcionar números de etiqueta en el 

equipo y la dirección del flujo en las tuberías. (Sección 4.11.3)
5-28

60. Antes de la puesta en servicio, Aguirre LLC deberá etiquetar toda la instrumentación y válvulas 

en el campo, incluidas las válvulas de drenaje, las válvulas de ventilación, las válvulas principales 

y los precintos o válvulas cerradas. (Sección 4.11.3)

61. Antes de la puesta en servicio, Aguirre LLC deberá presentar los procedimientos y manuales de 

operación y mantenimiento. (Sección 4.11.3)

62. Antes de la puesta en servicio, Aguirre LLC deberá mantener un diario de capacitación

detallado para demostrar que el personal operativo haya completado la capacitación requerida. 

(Sección 4.11.3)

63. Antes de la introducción de líquidos peligrosos, Aguirre LLC debe completar una prueba de 

aceptación de la bomba de agua contra incendios y una prueba de cobertura del hidrante y el 

monitor de agua contra incendios. El área de cobertura real de cada monitor e hidrante se deberá 

mostrar en los planos de diagramas de las instalaciones. (Sección 4.11.3)

64. Antes de la introducción de líquidos peligrosos, Aguirre LLC deberá realizar todas las pruebas 

pertinentes (Pruebas de aceptación en fábrica, Pruebas de aceptación del sitio, Pruebas de 

integración del sitio) asociadas con el Sistema de control distribuido y el Sistema instrumentado 

de seguridad que demuestra la plena funcionalidad y operatividad del sistema. (Sección 4.11.3) 

65. Antes del inicio del servicio, Aguirre LLC deberá presentar informes mensuales del avance en 

la construcción de los sistemas propuestos. Se deberá incluir un resumen de las actividades, los 

problemas encontrados, los registros de no conformidad/deficiencia del contratista, las acciones 

correctivas tomadas y el calendario del proyecto actual. Los problemas de magnitud significativa 

deberán comunicarse a la FERC en un plazo de 24 horas. (Sección 4.11.3)

66. Antes del inicio del servicio, Aguirre LLC deberá proporcionar un plan para:

a. la frecuencia de capacitación de los operadores;

b. la frecuencia de las pruebas para los componentes de la instalación; y 

c. el mantenimiento de registros para cada capacitación, prueba de equipos, 

inspección o estudio, así como también la actividad de mantenimiento. 

(Sección 4.11.3)

67. Antes del inicio del servicio, Aguirre LLC deberá recibir la autorización por escrito del Director 

de la OEP en el Terminal Marítimo de GNL. Dicha autorización solo se concederá después de 

una determinación por parte de la USCG, en virtud de sus autoridades conforme a la Ley de 

Seguridad de Puertos y Vías Navegables, la Ley Magnuson, la Ley de Seguridad del Transporte 

Marítimo de 2002 y la Ley de Seguridad y Rendición de Cuentas para Cada Puerto, en cuanto a 

que se han implementado las medidas apropiadas para garantizar la seguridad y protección de la 

instalación y la vía navegable por parte de Aguirre LLC o de otras partes pertinentes. (Sección

4.11.7.1)

Además, se deberán aplicar las recomendaciones 68 a 71 a lo largo de la vida útil de la instalación:

68. Aguirre LLC deberá garantizar que la FSRU amarrada a la plataforma de atraque en alta mar 

cumpla con el art. 154, tít. 46 del Código de Reglamentaciones Federales y que permanecerá

clasificada a lo largo de la vida útil de la instalación. (Sección 4.11.3)
5-29

69. La instalación debe estar sujeta a revisiones técnicas regulares del personal de la FERC y a 

inspecciones in situ por lo menos anualmente o a otros intervalos según lo determine el Director 

de OEP. Antes de cada revisión técnica e inspección in situ del personal de FERC, Aguirre LLC 

deberá responder a una solicitud de datos específica, incluida la información relativa a un posible 

diseño y condiciones de operación que pueden haber impuesto otras agencias u organizaciones.

Se deberán presentar los diagramas actualizados y detallados de tuberías e instrumentación que 

reflejen modificaciones a las instalaciones y el suministro de otra información pertinente que no 

se incluye en los informes semestrales que se describen a continuación, incluyendo los eventos de 

las instalaciones que se han producido desde el informe semestral anual presentado 

anteriormente. (Sección 4.11.3)

70. Deberán presentarse informes operacionales semestrales para identificar los cambios en el diseño 

de las instalaciones y las condiciones de funcionamiento, las experiencias anormales de 

funcionamiento, las actividades (incluidas las llegadas de los buques, la cantidad y composición 

del GNL importado, las cantidades vaporizadas, el gas de vaporización/destello), las 

modificaciones de las instalaciones, incluidos los planes a futuro y el avance de los mismos. Las 

anomalías en el Terminal Marítimo de GNL deben incluir, pero sin limitación: condiciones 

peligrosas en las tuberías criogénicas asociadas, averías o fallas significativas de los equipos o la 

instrumentación, mantenimiento o reparación no programados (y razones de los mismos), 

derrames de líquidos peligrosos, fuego con líquidos peligrosos y/o de otras fuentes. Además, se 

deben incluir problemas de descarga/carga/envío, condiciones potencialmente peligrosas de la 

FSRU o de la transportadora de GNL. También se deben informar las condiciones climáticas 

adversas y el efecto sobre la instalación. Los informes deberán presentarse en un plazo de 45 

días después de cada período que termine el 30 de junio y el 31 de diciembre. Además de 

todo lo mencionado anteriormente, se debe incluir también en los informes operativos semestrales 

una sección titulada “Modificaciones más significativas propuestas para las plantas en los 

próximos 12 meses (fechas)”. Esa información proporcionará al personal de la FERC una 

notificación temprana de los proyectos de construcción/mantenimiento futuros previstos en las 

instalaciones de GNL. (Sección 4.11.3)

71. Deberán comunicarse al personal de la FERC los eventos no programados significativos, 

incluidos los incidentes relacionados con la seguridad (por ejemplo, derrames de GNL o gas 

natural, incendios, explosiones, fallas mecánicas, inusual exceso de presión y principales 

lesiones), así como incidentes relacionados con la vulneración de la seguridad. En el caso de que 

una anomalía sea de magnitud significativa como para amenazar la seguridad pública o de los 

empleados, causar daños significativos a la propiedad o interrumpir el servicio, se deberá hacer la 

notificación inmediatamente, sin interferir indebidamente con cualquier reparación necesaria o 

apropiada de emergencia, alarma u otro procedimiento de emergencia. En todos los casos, se 

deberá hacer la notificación al personal de la FERC en un plazo de 24 horas. Esta práctica de 

notificación deberá incorporarse en el plan de emergencia de la instalación de GNL. Entre los 

ejemplos de incidentes relacionados con líquidos peligrosos comunicables se incluyen:

a. fuego; 

b. explosión;

c. daños a la propiedad estimados de $ 50,000 o más;

d. muerte o lesiones corporales que necesiten hospitalización del paciente;

e. derrame de líquidos peligrosos durante cinco minutos o más;
5-30

f. movimientos involuntarios o carga anormal por causas ambientales, como 

un terremoto o una inundación, que deteriore la capacidad de prestar 

servicio, la integridad estructural o la fiabilidad de una instalación de GNL 

que contiene, controla o procesa líquidos peligrosos;

g. cualquier fisura u otro defecto de material que perjudique la integridad 

estructural o la fiabilidad de una instalación de GNL que contenga, controle 

o procese líquidos peligrosos; 

h. cualquier funcionamiento defectuoso o error de funcionamiento que haga

que la presión de una tubería o instalación de GNL, que contenga o procese 

líquidos peligrosos, se eleve por encima de su máxima presión permisible de 

funcionamiento (o la presión de trabajo para las instalaciones de GNL), 

además de la acumulación permitida para la operación de dispositivos de 

control o limitación de presión; 

i. una fuga en una instalación de GNL que contenga o procese líquidos 

peligrosos que constituya una emergencia; 

j. cualquier condición relacionada con la seguridad que pudiese llevar a un 

peligro inminente y causar (ya sea directa o indirectamente, por la acción 

correctiva del operador), para fines distintos a abandono, una reducción del 

20 % de la presión de funcionamiento o el cierre de operación de una 

tubería o una instalación de GNL que contenga o procese líquidos 

peligrosos; 

k. incidentes relacionados con la seguridad para los recipientes de líquidos que 

se producen en una instalación de GNL o en ruta hacia o desde la misma; o

l. un evento que sea significativo a juicio del operador y/o la gerencia, aun 

cuando no cumpliese con los criterios anteriores o con las directrices 

establecidas en el plan de manejo de incidentes de una instalación de GNL.

En el caso de un incidente, el Director de la OEP ha delegado autoridad para tomar todas las 

medidas necesarias para garantizar la fiabilidad operativa y proteger la vida humana, la salud, los 

bienes o el medio ambiente, incluida la autoridad para dirigir la instalación de GNL al cese de sus 

operaciones. Tras la notificación inicial de la empresa, el personal de la FERC determinaría la 

necesidad de un informe independiente de seguimiento o de un seguimiento en el próximo 

informe operacional semestral. Todos los informes de seguimiento de la compañía deberán incluir 

resultados de la investigación y recomendaciones para minimizar la repetición de los hechos. 

(Sección 4.11.3)