Las principales propuestas de ahorros presentadas por Genera PR al Negociado de Energía (NEPR) quedarán sujetas a análisis posterior, mientras los consultores del organismo pusieron en duda las fórmulas que la empresa sugirió para calcular varias de las bonificaciones que prevé reclamar al concluir este año fiscal, advirtiendo que pudieran redundar en incentivos que no se alineen con un servicio óptimo en su tarea de administrar la flota generatriz.

En una vista técnica convocada este jueves para evaluar el plan de optimización de combustible propuesto por Genera PR, el principal oficial ejecutivo del operador, Brannen McElmurray, adelantó que, además de adaptar plantas existentes al uso de gas natural, se prevé el alquiler de unidades adicionales que pudieran ubicarse en distintas instalaciones generatrices.

Según el jefe de Genera PR, la central San Juan, por ejemplo, cuenta con infraestructura para acoger hasta 100 megavatios (MW) adicionales en capacitad de generación, un detalle que la empresa no había revelado en el tracto del procedimiento ante el NEPR.

“En todo el sistema, hay un exceso de capacidad en los transformadores de 350 MW”, dijo McElmurray. “(La central) San Juan es un ejemplo perfecto, porque hay 300 MW instalados que están siendo subutilizados. Sujeto a la aprobación de múltiples cuerpos regulatorios, habría oportunidad de traer generación confiable, potencialmente sin costo. Pudieras crear ahorros si agregas, por ejemplo, 100 MW en San Juan con gas (natural) y desplazas el diésel y los combustibles pesados superineficientes. Desde la perspectiva de ejecución, es algo que podrías hacer casi inmediatamente”, subrayó.

Los comisionados del NEPR ni los consultores que dirigieron la vista técnica cuestionaron a fondo sobre los mecanismos para adquirir las unidades adicionales. Asa Hoskins, consultor de Synapse Energy Economics, recalcó que ese tipo de transacción tendría repercusiones sobre el Plan Integrado de Recursos –que el NEPR revisará desde este verano– y que, en caso de surgir una propuesta específica, el regulador lo atendería en un expediente separado.

Katiuska Bolaños, jefa de Asuntos Regulatorios de Genera PR, comparó la potencial iniciativa con la instalación de los megageneradores en las centrales Palo Seco (Toa Baja) y San Juan que, desde 2023, han aportado cerca de 350 MW a la red. Inicialmente, el costo de los generadores lo sufragó la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA) y, en marzo, la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) los compró a New Fortress Energy (NFE) –matriz de Genera PR– con miras a utilizarlos hasta finales de 2025.

En esa transacción, la AEE no pudo adquirir tres de los 17 megageneradores que NFE estuvo operando hasta marzo.

“Es para servir de puente hasta que tengamos generación permanente. Creo que se alinea con la política que fue validada por el NEPR en el proceso de transferir los activos de FEMA a la AEE”, sostuvo la abogada.

Recientemente, el portavoz de Genera PR, Iván Báez, dijo a este diario que la empresa había iniciado esfuerzos a nivel congresional para auscultar mecanismos que permitieran agregar recursos de generación a mediano plazo.

Según Genera PR, la iniciativa de “mejoras de activos”, bajo la que se incluyó la posible adquisición de nuevas unidades, redundaría en ahorros de $100 millones anuales a partir del año fiscal 2024-2025, que inicia el 1 de julio. El segundo esfuerzo, de mayor impacto, sería la conversión de unidades al uso de gas natural, como Genera PR ya propuso para la central de Mayagüez y las tres unidades portátiles que la AEE mantiene, desde 2019, en Palo Seco, que totalizaría otros $75 millones desde el año fiscal entrante.

Hoskins subrayó que, si bien la aprobación de esas conversiones se atendería en otro expediente administrativo, a través de la evaluación del plan de combustible se debe fijar la metodología para calcular los ahorros producidos, que Genera PR dividiría a partes iguales con los consumidores.

Tanto la posible adquisición de unidades adicionales como las conversiones se alinean con los anuncios que realizó NFE en una llamada reciente con inversionistas, en la que McElmurray y el presidente de la matriz, Wesley Edens, estimaron que Puerto Rico podría triplicar el uso de gas natural para generar energía.

Dentro de las iniciativas de ahorro que ya están siendo implementadas –como la reducción de las primas por compra de diésel o derivados del petróleo–, Hoskins advirtió que Genera PR deberá modificar las fórmulas que propuso. Según el borrador del plan de combustible, la empresa calcularía los ahorros a partir de una comparación directa con los costos del año fiscal previo.

Sin embargo, Hoskins puntualizó que esto resultaría en que el operador pudiera reclamar ahorros por reducciones de costos que se registren posterior a un año de precios sumamente altos, en lugar de promover que Genera PR se esfuerce por mantener unos gastos consistentemente bajos en la adquisición de combustible.

De las ocho iniciativas de ahorros, la única que el consultor pareció favorecer sin mayores reservas fue la compra de combustible al detal cuando el mercado registre una baja, al señalar que incentivaría a los suplidores principales a ofrecer mejores precios en las licitaciones de contratos a largo plazo.

Como parte de la evaluación del plan de optimización de combustible, el público podrá someter comentarios hasta el 7 de junio, aunque el NEPR no ha precisado si anticipa aprobar una versión del documento en o antes del cierre del año fiscal. En una entrevista con este diario en abril, el presidente de la agencia, Edison Avilés –quien no participó de la vista híbrida del jueves-, señaló que, sin un plan aprobado, no prevé que Genera PR pueda reclamar bonificaciones.

En la vista, no se abordaron las presuntas complicaciones en el suministro de gas natural que esta semana han afectado las operaciones de la cogeneradora EcoEléctrica (Peñuelas) y la central Costa Sur (Guayanilla).