El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) aprobó condicionadamente la propuesta de Genera PR para utilizar gas natural en las cuatro unidades de la estación de generación de Mayagüez a pesar de que, en su resolución, calculó que el costo inicial de las modificaciones necesarias superará los $29 millones y los ahorros anuales en las facturas rondarían los $4.3 millones.

Bajo los supuestos del NEPR, tomaría siete años para que la inversión inicial –sufragada con el presupuesto público asignado a Genera PR– redunde en un beneficio neto para los consumidores.

“Contrario a las representaciones iniciales de Genera, la información suplementaria obtenida a través de las solicitudes detalladas del NEPR revelaron que el proyecto propuesto es una iniciativa más compleja que lo sugerido originalmente. Más aún, los gastos necesarios para la conversión de las unidades no necesariamente serán mínimas, ni serían cubiertas por las afiliadas de Genera. En su lugar, se reconoce que estos gastos –aunque no cuantificados específicamente– provendrán en última instancia de los presupuestos operacionales de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), que Genera administra”, estipuló el regulador.

Según el NEPR, las modificaciones a las unidades de generación costarán alrededor de $2.43 millones, mientras que la adquisición e instalación de la infraestructura necesaria para convertir el combustible desde su forma líquida –en la que se transporta– a gas totalizarán $26.6 millones.

En la resolución, con fecha del 31 de enero, el NEPR subrayó, en varias ocasiones, que originalmente Genera PR estimó que los ahorros al cambiar de diésel a gas natural ascenderían a $50 millones anuales, monto que fue reduciéndose conforme la empresa respondía a requerimientos de información hasta alcanzar $8.57 millones. De esa cifra, los consumidores se beneficiarían “directamente” del 50%, en caso de que el NEPR adjudicara el cambio como una iniciativa de Genera PR sujeta a su estructura contractual de incentivos económicos.

El 31 de enero, el NEPR emitió una segunda resolución en la que revisó la autorización que había expedido, en octubre pasado, para que Genera PR igualmente convierta de diésel a gas natural la operación de tres unidades portátiles de generación instaladas en 2019 en la central Palo Seco (Toa Baja). Aunque mantuvo la aprobación, el NEPR modificó las condiciones para que fueran idénticas al procedimiento que el operador de la flota deberá seguir para las cuatro unidades de Mayagüez.

En noviembre pasado, el NEPR frenó una tercera petición de Genera PR para cambiar a gas natural dos unidades de la central Cambalache (Arecibo). En pasados días, El Nuevo Día reportó que la matriz de Genera PR, New Fortress Energy (NFE), puso en venta sus activos de operaciones en Jamaica, con la expectativa de triplicar las ventas anuales de gas natural a la AEE.

Entre las condiciones que el NEPR fijó para que Genera PR proceda con las conversiones en Mayagüez y Palo Seco, está que la AEE, la Autoridad para las Alianzas Público Privadas o la firma independiente reclutada por esta última realice una solicitud de propuestas u otro proceso competitivo dirigido a formalizar uno o varios contratos, que incluyan tanto las mejoras necesarias como el suplido de gas natural a “largo plazo” para estas instalaciones.

Actualmente, NFE mantiene un contrato –con opciones de extensión hasta 2028– que le permite suministrar el combustible a Mayagüez y Palo Seco, pero el NEPR consideró que no ofrece las condiciones adecuadas. Ese contrato –suscrito con el objetivo principal de proveer gas natural para otros 17 generadores adquiridos por la AEE en marzo– le cuesta a la corporación pública $14.40 por millón de unidades térmicas británicas, hasta un 40% más que otros acuerdos de combustible vigentes, señaló el organismo.

“Esto demuestra que acordar contratos con términos más largos, como cinco años, puede asegurar precios significativamente más bajos”, abundó el regulador, que igualmente advirtió del riesgo de que se produzca un “control monopolístico de las entregas de gas natural”.

NFE también suple el combustible que usan las unidades 5 y 6 de la central San Juan y, recientemente, anunció el contrato para hacer lo propio por 20 años con la nueva central Energiza, que debe entrar en servicio en 2028.

De otra parte, el NEPR ordenó que la modificación a gas natural consigne que la AEE será “dueña” de los activos producto de las mejoras capitales y que, en el caso de los equipos de regasificación, se disponga que la corporación pública igualmente se convierta en titular de los materiales al expirar el pacto o que, en la alternativa, se permita que un próximo suplidor instale sus propios sistemas “sin condiciones onerosas”.

El regulador, a su vez, puntualizó que tanto las cuatro plantas de Mayagüez como las tres de Palo Seco continuarán utilizándose como “unidades pico”, es decir, en respuesta a momentos de alta demanda o salidas forzadas de otras instalaciones, y no como generación base.