La gobernadora Jenniffer González firmó este miércoles las primeras dos leyes de su administración, las cuales modifican sustancialmente los mandatos de transición a energía renovable y conceden al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) mayores poderes para penalizar a los operadores del sistema eléctrico.

La Ley 1-2025 –que enmienda la política pública energética– también pospone de 2027 a 2032 la prohibición a la quema de carbón para la generación eléctrica, abriendo la puerta a la esperada extensión del contrato entre la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y la cogeneradora AES, en Guayama.

Según el comunicado de La Fortaleza, el nuevo estatuto permitirá maximizar la generación a base de fuentes como el gas natural y el hidrógeno. Al presente, el gas natural es la principal fuente de producción energética en el país, mientras que el hidrógeno no es considerado todavía una alternativa comercialmente viable.

A la luz de la firma de la Ley 1-2025 –medida que elimina las metas de 40% y 60% de energía renovable que aplicaban este año y en 2040, respectivamente–, el NEPR procedió a ordenar a la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP) que inicie los trámites para la contratación de hasta 3,000 megavatios (MW) en proyectos nuevos de generación, mientras que, a corto plazo, dio paso a que se alquilen unidades con capacidad de entre 700 y 850 MW para mitigar los relevos de carga que se anticipan para este verano.

“El Negociado de Energía aprueba toda aquella iniciativa necesaria con carácter urgente y temporero para atender la situación de emergencia que enfrentamos, prestando especial atención a la disponibilidad, capacidad, tiempo de instalación y los costos relacionados con la generación temporera adquirida. El Negociado de Energía subraya que la adquisición de nueva generación temporera no contraviene el Plan Integrado de Recursos vigente”, sostuvo el regulador en una resolución y orden emitida este mismo miércoles, tras el anuncio de la firma de la Ley 1.

Tan reciente como la semana pasada, el propio NEPR había pedido, ante la petición de Genera PR, que LUMA Energy entregara el 24 de marzo un informe del impacto que tendría la generación adicional en el sistema, así como las potenciales localizaciones de las unidades adicionales. El ente, igualmente, había advertido que existen cerca de 776 MW en reparación que Genera PR ha indicado que deben regresar a servicio antes de junio.

Al reclamar que el NEPR diera paso a cerca de 800 MW de generación adicional temporal, Genera PR sugirió como alternativas la contratación de barcazas o unidades portátiles similares a las 17 que ya están instaladas en las centrales San Juan y Palo Seco (Toa Baja), que desde 2023 han aportado 350 MW. LUMA, como operador de la red, ha pronosticado que, entre mayo y octubre, habrá 90 apagones por déficits de generación, un año después de que se registraran 20 a lo largo del mismo período.

“Debido a la situación de emergencia que enfrentamos, el Negociado de Energía adjudicará la solicitud de adquisición de generación temporera antes de la fecha de vencimiento de los informes requeridos”, sostuvo el organismo este miércoles. En la resolución, se ordena a la AEE notificar la orden a la AAPP dentro de tres días, con miras a que se inicie el trámite de adquisición de los generadores temporales.

También este miércoles, pero en una orden separada, el NEPR subrayó que, a partir de la Ley 1 y la precariedad de la flota generatriz, “existe una necesidad de explorar los costos y cronogramas de la disponibilidad de fuentes de generación nuevas y modernas que permitan a Puerto Rico alcanzar los objetivos de la nueva política pública energética en el mejor interés de los consumidores”.

Bajo la Ley 17-2019, se establecieron los objetivos intermedios de 40% y 60% de energía renovable en 2025 y 2040, respectivamente, que ahora fueron eliminados. La Ley 1-2025 mantuvo la meta de alcanzar un 100% en 2050.

En 2024, la generación mediante fuentes renovables apenas superó el 6%, según LUMA.

El NEPR instruyó a la AEE a notificar a la AAPP que inicie las gestiones para adquirir de 2,500 a 3,000 MW en generación nueva permanente. Desde 2018, la AAPP tiene la responsabilidad de liderar los procesos de contratación asociados al sistema eléctrico.

“Preferiblemente, las nuevas unidades no excederán los 400 MW y deberán contar con suficiente flexibilidad para facilitar la integración de renovables para lograr el objetivo de 100% para 2050. (Las plantas) no se deberán limitar a gas, sino incluir todo tipo de generación, siempre y cuando se consideren generación base bajo la política pública existente. También deberá promoverse que, en la medida de lo posible, estas unidades se ubiquen cerca de los centros de carga”, añadió el NEPR.

Tan reciente como en diciembre, la AAPP otorgó el contrato para la construcción de la planta de ciclo combinado Energiza, en el muelle de San Juan, que para 2028 debe producir hasta 478 MW con gas natural. La directora ejecutiva de la AEE, Mary Carmen Zapata, dijo a El Nuevo Día más temprano este año que, además del proyecto de Energiza, el sistema necesita una planta fósil adicional que, preferiblemente, se localizaría en el sur y generaría cerca de 500 MW.

En sus resoluciones de este miércoles, el NEPR no adelantó lo que ocurrirá con los tramos de contratación de energía renovable que comenzaron en 2021, a base del Plan Integrado de Recursos del año anterior. De los seis tramos programados, el NEPR ha completado cuatro, en los que se han adjudicado una veintena de contratos de fincas solares y proyectos de almacenamiento de energía. Los proyectos de la primera ronda de adquisición comenzarían a operar en 2026 y agregarían una capacidad de 744 MW de capacidad fotovoltaica y 435 MW en almacenamiento por cuatro horas.

La Ley 2-2025, que González firmó este miércoles, eleva de $25,000 a $125,000 el tope de multas diarias que el NEPR puede aplicar a las empresas eléctricas, con la posibilidad de penalidades de $250,000 en caso de reincidencia.