Los comisionados del Negociado de Energía (NEPR) expresaron dudas sobre la propuesta de Genera PR para invertir cerca de $125 millones, que serían cobrados a los consumidores en tres años, con el fin de reparar y convertir a gas natural cuatro unidades de la central San Juan, construidas en la década de 1960. El planteamiento también genera preocupación por el tiempo y las limitaciones que supondría modificar plantas tan antiguas.
Durante las vistas de revisión tarifaria, los comisionados y el oficial examinador Scott Hempling discutieron un informe del exdirector ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), Justo González, quien advirtió que las unidades #7 a la #10, cada una con capacidad de 100 megavatios (MW), podrían sufrir averías recurrentes aun después de ser reparadas. Actualmente, estas unidades operan con búnker C, un derivado del petróleo.
De las unidades en cuestión, solo la #9 está activa, mientras la #7 continúa en reparación con fondos del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE). Las unidades #8 y #10 llevan años fuera de servicio. El presidente del NEPR, Edison Avilés Deliz, recordó que el Plan Integrado de Recursos prevé el decomiso de las unidades #8 y #10, y que el contrato firmado en 2023 con Genera no contempla su operación. Por tanto, autorizar sus reparaciones implicaría modificar el acuerdo vigente.
Avilés Deliz enfatizó que no es Genera quien decide sobre la capacidad de generación disponible, sino el NEPR, que instruye a LUMA Energy, Genera o a la Autoridad para las Alianzas Público Privadas sobre la necesidad de más generación.
Por su parte, los ejecutivos de Genera, Vladimir Scutt y Joaquín Quiñoy Ortiz, defendieron el proyecto, asegurando que añadiría hasta 200 MW a la flota actual y que resultaría más económico que desarrollar nueva generación. No obstante, reconocieron que la conversión a gas natural requeriría entre dos años y medio y tres años por unidad. Tampoco presentaron un desglose detallado del estimado de $125 millones, admitiendo que se trata de una proyección general.
El ingeniero Justo González reiteró en su informe que estas unidades no ofrecerían confiabilidad suficiente ni tras las mejoras, y recomendó limitar las inversiones a las unidades #7 y #9, dejando a las #8 y #10 seguir su curso de decomiso. A su juicio, el cambio de combustible reduciría la capacidad efectiva debido a diferencias técnicas respecto al diseño original de las plantas. Según sus cálculos, cada unidad podría perder más de 35 MW tras la conversión.
El comisionado asociado Antonio Torres Miranda cuestionó si la central San Juan dispone de la infraestructura para manejar la producción combinada de todas sus unidades y los megageneradores temporales, que podrían superar los 1,000 MW. Recordó además que la futura cogeneradora privada Energiza, adyacente a la planta, podría impactar la red local.
Finalmente, las vistas también incluyeron discusiones sobre los fondos del Departamento de Energía, estimados en $185 millones, destinados a proyectos de generación, baterías de almacenamiento y nuevas unidades de emergencia.
