Genera PR podrá solicitar a la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA, en inglés) aproximadamente $25 millones para trabajos de conversión a gas natural de las unidades #7 y #9 de la central San Juan, tras recibir autorización del Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) para la formulación del proyecto.

El aval del NEPR –en votación 4-1 de los comisionados– se produjo dos semanas después de que el organismo hiciera lo propio con relación a las unidades #3 y #4 de la central Palo Seco (Toa Baja), proyecto que, además de los trabajos en las plantas, requerirá la construcción de un gasoducto que transporte el combustible desde el terminal de New Fortress Energy (NFE) en la bahía de San Juan.

De ser aprobados por FEMA y materializarse las conversiones, todas las unidades activas en las centrales metropolitanas –San Juan y Palo Seco– estarían funcionando con gas natural, en lugar del búnker C, el derivado del petróleo que tradicionalmente había sido la fuente principal de generación eléctrica.

En el caso de las dos unidades de la central San Juan, ambas con capacidad nominal de 100 megavatios, la mayoría de los comisionados del NEPR acogió la propuesta de Genera PR, a pesar de que consideraron que, en la práctica, los ahorros del cambio de combustible serán menores a los estimados por el operador de la flota de generación. Según Genera PR, a base de un análisis histórico a lo largo de un período de 30 meses, los ahorros rondarían los $25.6 millones anuales una vez completadas las gasificaciones.

“Esta metodología no es confiable porque el acercamiento por promedios descansa en datos históricos que no son representativos de condiciones presentes o anticipadas del mercado. El cálculo incorpora períodos anteriores en que los precios de gas natural eran significativamente más bajos y no reflejan la tendencia alcista de años recientes, reduciendo artificialmente el precio promedio de gas natural resultante. En cambio, en torno al FO6 (búnker C), la metodología incorpora períodos previos en que los precios eran relativamente más altos, lo que aumenta el precio promedio resultante del petróleo”, señaló el NEPR.

El regulador subrayó, sin embargo, que, en términos generales, las proyecciones asociadas al mercado de gas natural –aunque más volátiles en el corto plazo– tienden a mantenerse por debajo de los precios anticipados del petróleo, que suele impactarse más sostenidamente ante eventos tales como la guerra en Oriente Medio.

Asimismo, señaló que dejar atrás la quema de petróleo contribuirá al cumplimiento con los estándares de emisión de contaminantes en el área metropolitana, zona de incumplimiento con las normativas federales.

“Considerando lo anterior, y guiado por el interés público, el NEPR determina que el balance de intereses favorece la aprobación de la propuesta de Genera y que la propuesta cumple con el marco regulatorio aplicable. El NEPR aprueba el cambio de combustible propuesto para las unidades #7 y #9 de San Juan”, estipuló el organismo en la resolución y orden de 22 páginas, emitida tarde el viernes. El comisionado asociado Ferdinand Ramos Soegaard disintió sin exponer una opinión escrita.

De acuerdo con el documento, Genera PR representó que la unidad #7 –que ha estado fuera de servicio a lo largo del año fiscal que inició en julio pasado–, podría estar de regreso, operando en gas natural, para septiembre de 2026, mientras que la #9 –al momento en funcionamiento– podría completar la conversión para diciembre, un calendario que el NEPR describió como “altamente agresivo” considerando experiencias previas con trámites de permisos ante la Agencia federal de Protección Ambiental.

“No obstante, el NEPR no interviene en el proceso de permisos, y cualquier aprobación que pueda autorizar está necesariamente sujeto a la capacidad de Genera para obtener todos los permisos requeridos y autorizaciones regulatorias”, estipuló.

La resolución y orden también aborda la compatibilidad de las conversiones con el Plan Integrado de Recursos (PIR) aprobado en 2020 y la revisión recientemente propuesta por LUMA Energy a ese documento, que sirve de guía para las inversiones en el sistema. El PIR todavía vigente contemplaba que las unidades salieran de servicio en 2025, plazo que no se materializó ante los retrasos en la integración de nuevas fuentes de generación, mientras que la propuesta bajo evaluación de LUMA propone su decomiso entre 2030 y 2034.

“Aunque se proyecta que la utilización de estas unidades decline luego de 2029, el marco de planificación del PIR de todas formas reconoce que estas unidades podrán continuar operando por un período en lugar de ser inmediatamente retiradas. Desde una perspectiva de retiro, la propuesta de operar las unidades en gas natural no es inconsistente con los supuestos de planificación del PIR propuesto”, concluyó el regulador.

El NEPR, mientras, levantó bandera sobre las cláusulas que Genera PR y la Oficina Independiente de Adquisiciones (3PPO, en inglés) de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas tendrán que pactar para expandir el suplido de gas natural a las unidades #7 y #9 dentro del marco del contrato existente, subrayando que –al considerar gasificaciones en curso y futuras– excederse en las cuantías contempladas en el acuerdo obligaría a negociar nuevos “términos de precio por mutuo acuerdo, y que la provisión de cantidades adicionales queda a discreción del suplidor de gas, NFE”.

El contrato de suministro por siete años entró en vigor en diciembre pasado y fue negociado por el 3PPO, para evitar conflictos de interés entre Genera PR y NFE, matriz del operador.