La nueva tarifa provisional aprobada el jueves por el Negociado de Energía (NEPR), que sienta las bases para el presupuesto que los tres operadores del sistema eléctrico tendrán disponible a lo largo del año fiscal 2025-2026, deja una brecha de más de $600 millones entre la solicitud que había presentado LUMA Energy y el nivel de gastos autorizado por el regulador.

Aunque sostuvo que la empresa acatará la determinación del NEPR, el director de Asuntos Externos de LUMA, José Pérez Vélez, comparó el acercamiento del organismo a intentar reparar un vehículo antiguo cambiando solo una de sus ruedas, al dejar fuera –por el momento– una serie de inversiones que el consorcio consideraba de “alta prioridad y no controversiales”.

En el caso particular de LUMA, su petición de ingresos provisionales ascendía a $1,229 millones, de los que el NEPR aprobó $919 millones, dejando una diferencia de $310 millones. El pasado año fiscal, LUMA recibió $828 millones, desglosados en $693 millones para gastos operacionales y $135 millones por concepto de su compensación contractual fija.

Al considerar el sistema eléctrico en su totalidad, los gastos no federales rondarán los $1,780 millones, frente a solicitudes que sumaban $2,420 millones.

A la luz de la decisión del NEPR, los consumidores verán un incremento de 1.49 centavos por kilovatio hora (kWh) para cubrir gastos de operación y mantenimiento del sistema, en lugar de los 7.56 centavos que hubiera requerido acoger las exigencias de LUMA, Genera PR y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). Además, el NEPR dio paso a un cargo de 1.91 centavos por kWh para sufragar las pensiones de la AEE. Ambos cargos entrarán en vigor el 1 de septiembre.

Para el 2025-2026, el NEPR autorizó varios gastos incrementales del operador de transmisión y distribución, en renglones como el manejo de vegetación ($24 millones) e iniciativas contenidas en el Plan Prioritario de Estabilización del Sistema Eléctrico ($41.6 millones de $119.4 millones solicitados), pero descartó múltiples peticiones asociadas a mejoras en subestaciones eléctricas y torres de transmisión, bajo la premisa de que hay fondos federales disponibles para atender esos componentes o no forman parte del grupo de inversiones más urgentes.

Como ejemplos, el regulador denegó aumentos de $21 millones para el mantenimiento, $6.5 millones para proyectos de mejoras a la “confiabilidad” y otros $1.2 millones para “reconstrucción” de subestaciones, así como $5.7 millones para reemplazar postes de transmisión.

“El área de subestaciones es algo que es imprescindible para el sistema de transmisión y distribución de energía. Hay un número de subestaciones que están obsoletas, en áreas inundables. Si no reconocemos los errores del pasado, estamos destinados a repetirlos”, manifestó Pérez Vélez, quien insistió que el presupuesto asignado debe permitir financiar integralmente todos los componentes de la red.

“Tengo que arreglarlo todo, tengo que arreglar la generación, tengo que arreglar la transmisión y distribución. (…) Son cosas que hay que hablarlas con la realidad. Todas las actualizaciones del sistema tienen que ir a la par. No puedo tener un vehículo, cambiar una goma, cuando las demás tienen 100,000 millas. Así es el sistema”, dijo Pérez Vélez.

De momento, el abogado evitó pronosticar cuál sería el efecto de la determinación del NEPR sobre los principales indicadores de confiabilidad del servicio, que incluyen la duración y frecuencias de las interrupciones. En el año fiscal recién concluido, las fallas de transmisión y distribución fueron 16 veces más extensas y ocho veces más frecuentes de los objetivos fijados por el NEPR.

En la resolución del jueves, el ente puntualizó que, por ley, su determinación en torno a la tarifa base provisional no es apelable, toda vez es de carácter transitorio hasta que se complete la evaluación de la tarifa permanente, lo que debe ocurrir entre marzo y abril de 2026 y cobraría efecto en julio del año entrante. En ese momento, se aplicará una reconciliación retroactiva de las facturas al 1 de julio de este año.

“Vamos a seguir trabajando y haciendo las mejoras necesarias con lo aprobado. Con el presupuesto que tenemos, vamos a hacer las mejoras para poder aumentar la confiabilidad, pero con este presupuesto limitado, la realidad es que no visualizo que haya una (mejora) exponencial”, afirmó Pérez Vélez.

Por separado, el portavoz de Genera PR, Iván Báez, señaló que el administrador de la flota de generación se dispone a trabajar “con lo que se aprobó”, afirmando que es “muy prematuro” identificar cuáles inversiones tendrán que ser pospuestas a base del presupuesto provisional aprobado.

Genera PR, según la resolución, había presentado una petición de gastos operacionales ascendente a $477 millones –además de los $25 millones de compensación contractual–, de los que se dio paso a $345 millones. El pasado año fiscal, Genera mantuvo un presupuesto operacional de $300 millones.

“Básicamente, la visión que tenemos en Genera es continuar buscando ahorros a través de ‘fuel swaps’ (cambios de combustible) a gas natural, eficiencias operacionales y trabajar con las reparaciones con el presupuesto que tenemos”, mencionó el portavoz.

Entre los gastos denegados por el NEPR, figuraron $90 millones solicitados por LUMA y $67 millones por Genera para los pareos de 10% que se requieren en proyectos financiados por la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias, al señalar que hay $500 millones asignados a ese propósito en partidas de la Subvención en Bloque para Desarrollo Comunitario tras Desastres, del Departamento de la Vivienda de Estados Unidos.

“Entiendo que vamos a poder conseguir una solución para ese pareo del 10%. Lo miramos con optimismo”, señaló Báez.