El Negociado de Energía de la Junta Reglamentadora de Servicio Público anunció hoy que emitió una resolución respondiendo a una solicitud de la Autoridad de Energía Eléctrica (Autoridad) para que se aprobaran enmiendas al contrato de la Autoridad con AES, empresa privada dueña de la planta generatriz a base de carbón sita en Guayama. Dichas enmiendas al contrato fueron acordadas por la Autoridad y AES, y presentadas para la evaluación del Negociado como ente regulador.
Dichas enmiendas al contrato fueron propuestas luego de que AES alegara que varios cambios en el ordenamiento jurídico de Puerto Rico aumentaron los costos de operación de la planta. De igual forma, AES alegó que el contrato existente no le permitía recuperar los gastos necesarios de operación de la planta dados los niveles de eficiencia térmica (heat rate) a los que corre la planta. Estos problemas inciden sobre la viabilidad económica de la planta, afectando el flujo de efectivo de AES, y poniendo en precario la continuidad de su operación.
En su resolución, el Negociado abordó primero la compatibilidad de las enmiendas propuesta con el Plan Integrado de Recursos (PIR) vigente, concluyendo que la operación de la planta de carbón hasta el 2027 es compatible y contemplada en los supuestos incluidos en el PIR. Sobre este particular, el Negociado concluyó que, si AES dejara de operar en el corto plazo producto de la insolvencia de la empresa, el costo para los abonados de la Autoridad alcanzaría un total de $900 millones, durante los próximos cuatro años, en gastos adicionales producto de la necesidad de quemar combustibles más caros. En cambio, la autorización de las enmiendas, aunque aumenta el costo de esta operación para los abonados, implica un cambio menor de $185 millones durante el mismo periodo de cuatro años.
El Negociado de Energía también se dirigió a los problemas de confiabilidad del sistema eléctrico que implicaría el retiro temprano de la planta de AES producto de una insolvencia. De darse esta posibilidad, el Negociado proyecta que habría un déficit adicional de reserva de generación hasta al menos finales del 2027 y aumentaría la tasa de expectativa de relevos de carga (loss of load expectation).
Sobre las enmiendas relacionadas a la recuperación de costos por parte de AES, el Negociado evaluó la propuesta de ajuste en el heat rate. Dado que un heat rate más alto refleja un mayor consumo de combustible para producir la misma cantidad de electricidad, el incremento en dicha tasa propuesto por la Autoridad fue objeto de análisis crítico, considerando los impactos ambientales y la eficiencia energética.
El Negociado determinó que es razonable permitir un ajuste en el contrato para reflejar un aumento en el heat rate, pero insistió en que cualquier incremento debe mantenerse dentro del promedio de la industria de los últimos cuatro años, es decir, 10,620 Btu/kWh neto. Este enfoque se basa en el reconocimiento de que, a lo largo del contrato, el heat rate aplicado no le permitió a AES recuperar plenamente sus costos operativos, en particular los costos de combustible. Aun así, se destacó que la planta de AES ha operado con un heat rate que se alinea con los estándares de la industria durante la última década. Además, se tomó en cuenta que ciertas condiciones operativas de la planta podrían ser atribuibles a acciones de la Autoridad, incluyendo el mantenimiento postergado.
En consecuencia, el ajuste aprobado por el Negociado al heat rate para el cálculo de pagos por combustible resultará en ahorros estimados de $35.23 millones para los abonados en el periodo de 2024 a 2027 en comparación con el ajuste propuesta por la Autoridad.
Esta decisión refleja un equilibrio entre los desafíos operativos y financieros enfrentados por AES y la necesidad de mantener tarifas energéticas equitativas y acordes a los estándares de la industria.
El Negociado también reconoció en su resolución que las enmiendas propuestas por la Autoridad eran necesarias dados cambios en las leyes vigentes que regulan aspectos importantes de la operación de AES en Puerto Rico. En particular, se destacó que los desafíos financieros de AES, especialmente en lo relacionado con el manejo de los Residuos de Combustión de Carbón (CCR), se han agravado debido a las prohibiciones en cuanto al uso, manejo y disposición de cenizas contenidas en la Ley 40-2017 y la Ley 5-2020.
Finalmente, entre otras enmiendas que abordó el Negociado en su resolución, también rechazó, en este momento, cambios al contrato que le habrían dado a AES términos preferenciales, más allá de los que se otorgan en la Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17-2019), y el derecho de desarrollar hasta 300 MW de capacidad de generación de fuentes renovables, encontrando que dicha enmienda le habría dado una ventaja a AES sobre otros potenciales desarrolladores de energías renovables sin que se justifique la necesidad de estos puntos. El Negociado sí avaló que se continúe una negociación de buena fe entre las partes, enfatizando que cualquier acuerdo debe establecer que la generación renovable estará disponible en o antes del 31 de diciembre del 2027 para así sustituir parte de la pérdida en la capacidad de generación de Puerto Rico cuando se retire la planta actual de AES.
