Los comisionados del Negociado de Energía (NEPR) pusieron en tela de juicio la conveniencia de cobrar cerca de $125 millones a los consumidores, a lo largo de tres años, para que Genera PR repare y convierta a gas natural cuatro unidades de la central San Juan construidas en la década de 1960, aludiendo también al tiempo y las supuestas limitaciones que enfrentarían las plantas generatrices de materializarse las modificaciones.

Las interrogantes de los comisionados, así como de Scott Hempling, el oficial examinador que administra las vistas de revisión tarifaria, se centraron en las recomendaciones del ex director ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) Justo González, quien advirtió en un informe que las unidades #7 a la #10 de San Juan –todas con capacidad nominal de 100 megavatios (MW)– estarían sujetas a repetidas averías, incluso, si atravesaran los procedimientos de reparación y conversión propuestos. Al presente, las unidades queman búnker C, un derivado del petróleo.

De las cuatro unidades en discusión, solo la #9 se encuentra en operación, mientras que la #7 está en reparaciones con dinero asignado por el Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE, en inglés). Las unidades #8 y #10, en tanto, llevan años fuera de servicio.

“En el Plan Integrado de Recursos, las (unidades) #8 y #10 están previstas para decomiso. Tomen eso en consideración”, subrayó el presidente del NEPR, Edison Avilés Deliz, refiriéndose al documento, revisado por última vez en 2020, que guía las inversiones en el sistema eléctrico.

Avilés Deliz puntualizó que el contrato, suscrito en 2023, para que Genera administre la flota termoeléctrica de la AEE no contempló la operación de las unidades #8 y #10, por lo que, a su juicio, una autorización para reparar las máquinas requeriría “modificar” el acuerdo.

“No es Genera quien decide qué hacer con la capacidad de generación. Es el NEPR quien decide y dice a LUMA (Energy), Genera o la Autoridad para las Alianzas Público Privadas si hace falta más generación”, acentuó Avilés Deliz.

En el primer día de testimonios de ejecutivos de Genera en el calendario de vistas adjudicativas de la revisión tarifaria, el vicepresidente de Operaciones, Vladimir Scutt, y el jefe de Operaciones, Ingeniería y Construcción, Joaquín Quiñoy Ortiz, defendieron la necesidad de proceder con las mejoras solicitadas, que en teoría agregarían a la flota hasta 200 MW no disponibles actualmente.

“Un cargo minúsculo es mucho más barato que agregar 200 MW nuevos”, señaló Scutt, al recalcar que propuestas como la adquisición de 800 MW –que el gobierno ha intentado encaminar desde inicios de este año– todavía no han dado resultado. Scutt, no obstante, reconoció que las conversiones a gas natural tomarían entre dos años y medio y tres años por unidad.

En la audiencia, no se pudo proveer un desglose del costo estimado de $125 millones, particularmente en lo que se destinaría a las reparaciones de la tecnología actual y la parte que correspondería a las gasificaciones. Quiñoy Ortiz aceptó que, en este punto, la proyección de $125 millones presentada al NEPR es un estimado “a grandes rasgos”.

El ingeniero González, sin embargo, alertó que, incluso si se diera paso a los proyectos capitales, el resultado no serían unidades “confiables”. En su informe experto, comisionado por el NEPR, el exjefe de la AEE recomendó asignar únicamente lo necesario para reparar y mantener las unidades #7 y #9 y que la #8 y #10 sigan su plan de decomiso.

González señaló que un cambio de combustible –además del costo inicial– reduciría la capacidad real de las unidades, debido a las diferencias entre el diseño original de las plantas y los ajustes que se implementarían para la quema del gas. En ese punto, chocó con Scutt, quien planteó que, en la central Costa Sur, en Guayanilla, las unidades #5 y #6 fueron convertidas temprano en la década de 2010, manteniendo su capacidad de diseño de 410 MW cada una.

“Auguro que (se perderían) sobre 35 MW (en cada unidad)”, afirmó González, al sostener que, en Costa Sur, las calderas de las unidades #5 y #6 cuentan con capacidad mayor a la producción esperada, lo que permitió “absorber” el cambio de búnker C a gas.

El comisionado asociado Antonio Torres Miranda, por su lado, cuestionó si la central San Juan cuenta con suficiente capacidad de interconexión a la red de transmisión para sostener la producción máxima que, en teoría, podrían proveer las unidades #7 a la #10, los ciclos combinados de las unidades #5 y #6 y los 10 megageneradores temporales ya instalados, que, en conjunto, superarían los 1,000 MW. Aunque Scutt respondió en la afirmativa, el comisionado recordó que, en los próximos años, se espera la construcción de la cogeneradora privada Energiza, aledaña a la central San Juan, con un impacto que también sería necesario calcular.

En su informe, González propuso que los generadores temporales, en esencia, sustituyan a largo plazo la capacidad perdida por las unidades #8 y #10.

Además de los potenciales cambios de combustible en San Juan, en el inicio de las deposiciones de Genera se discutió el impacto de las asignaciones –estimadas en $185 millones– del DOE para proyectos de generación y los costos asociados a la incorporación de baterías de almacenamiento y nuevas unidades generatrices de emergencia.