El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) validó solo tres de las ocho iniciativas propuestas por Genera PR para calcular los incentivos económicos que la empresa podrá devengar a lo largo de su contrato de 10 años, al subrayar que varias de ellas –como los cambios al uso de gas natural en múltiples plantas generatrices– continúan bajo evaluación del regulador y otras no han comenzado a ejecutarse.

Si bien el llamado plan de optimización de combustible se revisará anualmente, la denegatoria del NEPR arroja dudas sobre el nivel de bonificaciones a las que Genera PR podrá acceder a futuro, toda vez que gran parte de los ahorros que plantea están atados a las modificaciones en el combustible y a la iniciativa de “mejoras de activos”, que propone agregar unidades de generación en determinadas centrales existentes, ninguna de las cuales fue avalada –en este momento– por el regulador.

Para el año fiscal 2023-2024, que concluyó el 30 de junio, Genera PR estimó que podría producir ahorros de $21.4 millones, concentrados en rebajas en los gastos de compra de diésel y búnker C –ambos derivados del petróleo–, así como en garantizar un mayor abasto de diésel mediante la disponibilidad de una barcaza de mayor tamaño.

Conforme a su contrato, Genera PR recibe una bonificación equivalente al 50% de los ahorros validados por el NEPR, mientras el resto se traspasa a los consumidores mediante reducciones en la factura. Aunque ahora Genera PR deberá someter los cálculos finales, hasta abril proyectaba que podría producir $10 millones en ahorros en costos en la compra del diésel, $6 millones por la disponibilidad de la barcaza y otros $5.4 millones en compras al detal de combustible, que se realizan cuando se identifica una baja en los índices de mercado.

Para el 2024-2025, sin embargo, Genera PR estima que los ahorros totales pueden elevarse hasta $187.4 millones, lo que incluiría $100 millones asociados a las mejoras de activos –en síntesis, nuevas unidades de generación más eficientes– y otros $75 millones con los cambios de diésel a gas natural en las centrales de Palo Seco (Toa Baja), Cambalache (Arecibo) y Mayagüez.

Hasta la fecha, el NEPR ha aprobado condicionadamente la modificación para tres generadores en Palo Seco, pero denegó la de Cambalache y no ha emitido un dictamen sobre la de Mayagüez.

“El NEPR ha determinado que no emitirá aprobaciones sobre los métodos descritos en el plan de optimización de combustible propuesto que estén sujetos a otros procedimientos. Si esos procedimientos resultan en aprobaciones, el NEPR considerará cómo cuantificar los ahorros producto de esas acciones”, indicó, en la resolución del pasado viernes.

Otra de las iniciativas que dependerán de las determinaciones en expedientes separados está relacionada con potenciales ahorros a base de estrategias de cobertura de riesgo o “hedging” en la compra de combustible, que permitirían a Genera PR protegerse de aumentos súbitos en los precios internacionales de combustible.

Con relación a las “mejoras de activos”, el NEPR puntualizó que enfrenta “complicaciones similares” a las modificaciones de combustible y “requerirían licitaciones adicionales y la interconexión de nuevas unidades”.

“También, (las mejoras de activos) están relacionadas con el procedimiento en curso de (elaboración del) Plan Integrado de Recursos. El NEPR espera considerar los méritos de esta iniciativa en un procedimiento separado, una vez Genera PR desarrolle una propuesta específica”, abundó el organismo.