El vicepresidente de Asuntos Públicos y Gubernamentales de Genera PR, Iván Báez aseguró ante la Comisión de Gobierno de la Cámara de Representantes que la empresa logró poner en servicio más de 1,200 megavatios en unidades que previamente permanecían fuera de operación, resultado que, según su exposición, evitó un escenario de apagones continuos durante el pasado verano.
“Venimos a ofrecer una visión integral y exhaustiva de los esfuerzos que estamos realizando para modernizar y fortalecer el sistema eléctrico, y a responder, con total apertura, las preguntas y señalamientos específicos que esta Comisión considere pertinentes”, dijo Báez durante la vista pública.
Báez detalló que, al momento de la transición de operación, las instalaciones presentaron un panorama complejo. Explicó que muchas plantas contaban con equipos que habían sobrepasado su vida útil de diseño, que existió un historial de mantenimiento diferido por limitaciones presupuestarias y que los sistemas de control y monitoreo respondían en gran parte a tecnologías obsoletas. Añadió que esas condiciones sumaron vulnerabilidades estructurales y operacionales que comprometieron la resiliencia frente a eventos climáticos extremos y la seguridad industrial.
En el informe sometido a la Comisión, Genera PR informó que administra un portafolio de 20 proyectos de reconstrucción financiados con fondos de FEMA bajo el Programa de Asistencia Pública, cuyo valor estimado asciende a $2.4 billones. De esa cifra, 15 proyectos por $1.67 billones quedaron obligados ante FEMA, monto que la empresa presentó como equivalente al 70 % de los fondos estimados y al 75 % del total de proyectos planificados. Báez resaltó que 65 % de los proyectos obligados se encontraban en etapa de construcción o ya completados, y citó como ejemplo a la Unidad 4 de Palo Seco, que volvió a entrar en servicio tras varios años fuera de operación.
Según la ponencia, Genera PR tenía en construcción 10 proyectos por un valor combinado de $1.48 billones y cinco proyectos en subasta por $105.8 millones. Por otro lado, alrededor de cinco proyectos permanecieron pendientes de obligación por un total de $741 millones, situación atribuida en el documento a revisiones ambientales federales, cambios de alcance solicitados y requisitos adicionales de agencias reguladoras en contratos de alto valor. El informe añadió que un grupo adicional de cinco iniciativas se encontraba en fase de formulación o aprobación final, con componentes ya parcialmente obligados para adquisición de equipos pero con la construcción sujeta a validaciones técnicas o ambientales.
En materia de desembolsos, la compañía reportó gastos acumulados cercanos a $740 millones y explicó que sometió al COR3 solicitudes de reembolso por $715 millones. De ese total, dijo la empresa, COR3 validó $488 millones mediante Requests For Reimbursements aprobados y se encontraba en el proceso ordinario para validar los restantes $277 millones. Báez puntualizó que los niveles de validación variaron por proyecto; por ejemplo, en sistemas de almacenamiento de energía BESS rondaron el 60 %, en Peakers cerca del 90 % y en componentes críticos alrededor del 28 %.
La ponencia señaló que la inversión obligada en BESS y Peakers superó los $600 millones. En ese contexto se indicó que los equipos de ambos tipos ya se habían ordenado y estaban en producción, y que los primeros transformadores para BESS se recibirían a mediados de octubre. No obstante, la instalación de Peakers quedó sujeta a culminar procesos de aprobación ambiental y de seguridad tanto a nivel federal como local.
Sobre obras puntuales, el documento consignó que en Aguirre y Costa Sur las reparaciones permanentes y modernizaciones superaron el 80 % de ejecución. En Palo Seco y Cambalache, los trabajos en sistemas de control, protección e interruptores alcanzaron entre 70 % y 85 % de avance, según las cifras presentadas ante la Comisión. El informe sostuvo que esas intervenciones buscaban devolver capacidad plena a unidades generadoras de gran escala, optimizar eficiencia y reducir el riesgo de apagones masivos.
En el tema de combustibles, Genera PR estimó que, si toda la flota administrada operara con gas natural en vez de diésel o Bunker C, el ahorro en costo de combustible podría alcanzar hasta $24 millones mensuales, ahorro que la compañía vinculó además a menores gastos operacionales y de mantenimiento por tratarse de un combustible más limpio.
Báez informó que los procesos regulatorios para convertir unidades en Mayagüez, Palo Seco y Cambalache tomaron más de un año, y que decisiones del Negociado de Energía impusieron requisitos contractuales que, según el informe, quedaron fuera del control de la empresa y retrasaron la puesta en marcha de unidades Mobile Pack de Palo Seco.
El documento consignó que el 6 de mayo de 2025, Genera notificó al Negociado de Energía su intención de comenzar el comisionamiento de las Mobile Pack para operar en gas natural, y que el 8 de mayo de 2025 el Negociado ordenó el cese y desista de cualquier trabajo relacionado, con el efecto señalado por la empresa de postergar beneficios de ahorro en combustible.