Los retrasos y los aumentos en costos en la ejecución del proyecto para reemplazar la flota de unidades generatrices de emergencia llevaron al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) a concluir que GeneraPR “pudo haber incurrido en falsas representaciones de hechos materiales” para convencer al ente de que se debía modificar el procedimiento para adquirir la maquinaria respecto al trámite que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) había encaminado previo a la transición entre las dos empresas.

GeneraPR, que se hizo cargo de la generación eléctrica del país en julio de 2023, deberá mostrar causa, en o antes del 5 de septiembre, de por qué no debe ser multado por $25,000 ante los obstáculos que ha enfrentado para adquirir las nuevas unidades, determinó el NEPR en una resolución y orden con fecha del miércoles.

“Ayer (miércoles) por la tarde, recibimos esa notificación del Negociado. Estamos evaluándola y vamos a responder responsablemente”, dijo este jueves el portavoz de GeneraPR, Iván Báez.

Como reportó El Nuevo Día el pasado lunes, los costos estimados de adquirir e instalar las llamadas unidades pico –necesarias para evitar relevos de carga cuando se registra un aumento de demanda o se averían las plantas principales– han aumentado de $800 millones a $911 millones, al tiempo que su entrada en funciones, proyectada inicialmente para finales de 2025, se ha pospuesto, al menos, hasta 2027, según un informe reciente de la propia empresa operadora.

En la resolución del miércoles, el NEPR puntualizó que la AEE tenía previsto adjudicar su requerimiento de propuestas (RFP, en inglés) el 31 de julio de 2023, un mes después de que se materializara la transición a GeneraPR. La compañía privada, sin embargo, recibió autorización del NEPR para reiniciar el RFP, bajo la premisa de que podría lograr “ahorros significativos y una reducción de 9 a 12 meses en el tiempo de ejecución”.

El RFP de la AEE contemplaba que las 11 unidades que esperaba comprar entraran en servicio dos años después de la adjudicación, es decir, a mediados de 2025.

“El NEPR determina que hay suficiente causa para creer que Genera pudo haber incurrido en falsas representaciones de hechos materiales en torno a los ahorros proyectados y la fecha de operación comercial, potencialmente engañando al NEPR para autorizar la continuación de su proceso propuesto”, indicó el organismo regulador en la resolución y orden.

“Como tal, el NEPR ordena a Genera mostrar causa de por qué no deberá imponérsele una multa de $25,000 por la falsa representación en torno al proceso de RFP”, agrega el mandato.

Específicamente, GeneraPR deberá responder cuáles eran los fundamentos para prometer los ahorros en tiempo y dinero, una “explicación detallada” de los motivos para las “discrepancias” entre los estimados, “circunstancias o evidencia” que mitiguen el incumplimiento con las expectativas y que se aclare si parte del incremento en costos sería cubierto mediante fondos federales o alguna otra fuente.

La resolución y orden del NEPR puntualiza que, conforme al RFP de la AEE, la compra de las unidades pico se estimaba en $613.5 millones.

En declaraciones escritas enviadas más temprano esta semana, Báez argumentó que los cálculos de la AEE no habían tomado en cuenta “la negociación posterior a la adjudicación de los términos y condiciones de los contratos ni los tiempos de entrega de los equipos”.

El aumento en los costos proyectados por parte de GeneraPR se produce a pesar de que, en pasadas semanas, el NEPR solo le autorizó comprar hasta 10 unidades con capacidad combinada de 244 megavatios (MW), en lugar de los 394 MW que la empresa pretendía adquirir. La AEE tenía previsto adquirir 11 unidades con capacidad no mayor de 281 MW.

El martes, el director ejecutivo de la Oficina Central de Recuperación, Reconstrucción y Resiliencia (COR3, en inglés), Manuel Laboy, sostuvo que, en parte, las modificaciones en el trámite respondieron al mecanismo de financiamiento seleccionado para la compra.

Meses antes de que GeneraPR asumiera el control de la flota, la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias emitió una directriz que calculaba en $7,600 millones el costo de las obras de mitigación que financiaría para el sistema eléctrico, independientemente de la fuente de los recursos.

Ante esa notificación, COR3 impulsó que la mayoría de los proyectos de la red eléctrica –incluyendo la compra de las unidades pico– se transfiriera de la sección 404 –que cuenta con un tope de $4,000 millones para todas las entidades del gobierno puertorriqueño– a la 406 de la Ley Stafford, a modo de mantener mayor flexibilidad para otras agencias.

Bajo la sección 406, el gobierno –en este caso, la AEE– debe aportar un pareo de 10% del costo de las obras.

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REFERENCIAS:

Resolución y orden del NEPR, del 28 de agosto