El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) aprobó el viernes, mediante resolución, la petición de Genera PR para gasificar las unidades #3 y #4 de la central Palo Seco, en Toa Baja, una determinación que, según el gobierno, permitirá avanzar en la modernización del sistema eléctrico.
La resolución autoriza a la empresa a cargo de la flota generatriz a someter a la Oficina Central de Recuperación, Reconstrucción y Resiliencia y la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias el alcance del proyecto para convertir ambas unidades a un sistema de combustible dual.
En síntesis, las unidades operarían con gas natural como combustible principal y el búnker C –un derivado del petróleo que actualmente queman– se mantendría como respaldo.
Las unidades #3 y #4 de Palo Seco son las principales en la central, con capacidad de 216 megavatios cada una. Ambas comenzaron operaciones comerciales entre 1967 y 1968.
Este sábado, al reaccionar a la determinación, la gobernadora Jenniffer González, junto al zar de Energía y director ejecutivo de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas, Josué Colón, destacó que la conversión generará ahorros de $40.6 millones, que serán dirigidos a reducir la factura por consumo.
“Con esta conversión, estamos cumpliendo nuevamente con nuestro compromiso de construir un sistema energético más confiable, moderno y eficiente, que además producirá ahorros tangibles y significativos para el pueblo de Puerto Rico”, dijo González, en un comunicado de prensa.
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“Reconstruir y modernizar”
De acuerdo con la mandataria, la aprobación del NEPR también permite utilizar fondos federales para realizar los trabajos y que, por ende, no supongan un costo adicional para la ciudadanía.
“Estas unidades representan una cantidad adicional de generación que ahora podrá operar de manera más costo efectiva. Este proyecto forma parte del esfuerzo continuo para reconstruir y modernizar la generación base del sistema eléctrico, de forma que podamos atender tanto las necesidades energéticas actuales como las futuras”, añadió González.
Por su parte, Colón explicó que la conversión significa un paso importante, considerando que ambas unidades fueron diseñadas y construidas en la década de 1960.
“Este proceso de conversiones de unidades a uso primario de gas natural nos permite transformar el sistema de generación a uno más moderno y costo efectivo, utilizando un combustible más limpio, menos contaminante y más barato que el residual n.6 (petróleo)”, señaló.
Sostuvo que, además de los beneficios económicos, “esta conversión también permitirá una reducción significativa en las emisiones de contaminantes, incluyendo dióxido de azufre (SO2), contribuyendo a mejorar la calidad del aire”. La zona de San Juan, que incluye Palo Seco y otros pueblos limítrofes, es considerada por la Agencia federal de Protección Ambiental como de “no logro” con los estándares de SO2.
Al celebrar el visto bueno del NEPR, la administración recordó que la política energética es una de sus prioridades, y destacó que la primera ley firmada por González estuvo dirigida a ese tema. La Ley 1-2025 dispone que “no hay prioridad mayor para un gobierno que asegurar para su ciudadanía la seguridad y estabilidad energética por medio de una infraestructura y sistema eléctrico que sea moderno, confiable, resiliente y costo efectivo”.
Estabilidad en precios y reducción de emisiones
Por su parte, José Ortiz, ex director ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), indicó a El Nuevo Día que el cambio a gas natural puede ofrecer mayor estabilidad en comparación con el búnker C y el diésel.
“El gas natural es mucho más estable en términos de precio. Aquí, (el gas) se está consiguiendo principalmente de Trinidad y Tobago o de Estados Unidos, lo cual lo aleja del área del conflicto”, expresó Ortiz, al señalar que la volatilidad en los mercados petroleros podría presionar al alza en costo.
Agregó que el uso de gas natural podría ayudar a reducir emisiones en el área de San Juan y Cataño, identificada como de “no logro”.
Explicó, además, que la combustión de gas natural requiere menos mantenimiento. “Cuando usas gas natural, es mucho menos mantenimiento que le tienes que dar a la máquina, y eso ayuda porque son máquinas viejísimas”, señaló.
A juicio de Ortiz, el próximo paso para el sistema eléctrico debería ser sustituir esas unidades por plantas más modernas y eficientes que aprovechen el suministro de gas natural disponible en la isla.
Alcance técnico de la conversión
Más allá del respaldo del gobierno, los documentos sometidos por Genera PR al NEPR detallan el desempeño reciente de las unidades, el alcance de la conversión y los cambios operacionales del proyecto.
Según la información, la unidad #3 de Palo Seco registró un factor de capacidad anual aproximado de 23% en el año fiscal 2023-2024, 69.9% en 2024-2025 y 60.1% en 2025-2026 hasta diciembre de 2025. En el caso de la unidad #4, el factor fue de 7.5% en 2023-2024, 0% en 2024-2025 y 21.9% en 2025-2026 hasta diciembre.
Inicialmente, Genera PR planteó suplir el combustible mediante contenedores de gas natural licuado transportados por camiones. Sin embargo, posteriormente, indicó que sería entregado a través de un gasoducto desde la central San Juan, en un proyecto liderado por el Departamento de Energía federal y el Cuerpo de Ingenieros del Ejército de Estados Unidos.
De acuerdo con la resolución, Genera PR estableció que múltiples componentes y piezas necesarias para la conversión de las unidades ya fueron adquiridas por la AEE. Tras inspeccionarlos, la empresa indicó que aparentan estar en “buenas condiciones y ser funcionales”, por lo que no sería necesario adquirir piezas de reemplazo con fondos federales.
En cuanto al costo del proyecto, Genera PR estimó, inicialmente, una inversión cercana a $80 millones, pero luego la redujo a unos $50 millones, tras determinar que parte del equipo necesario para la conversión ya había sido adquirido.
Genera PR también sostuvo que la conversión podría extender significativamente la vida útil de los equipos. Según la empresa, la combustión de gas natural produce cantidades mínimas de cenizas, menores emisiones de partículas y niveles mucho más bajos de azufre, lo que reduce, a su vez, la formación de depósitos y la corrosión en calderas, turbinas y sistemas de escape.
Añadió que el gas natural ayuda a mantener la eficiencia térmica de las unidades, disminuir el desgaste de los componentes, reducir la contaminación del aceite lubricante y bajar la frecuencia de mantenimiento y revisiones mayores, lo que podría traducirse en mayor estabilidad operativa y una vida útil más prolongada de los equipos, en comparación con el uso de búnker C.
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Genera PR indicó que el proyecto podría comenzar a operar parcialmente con gas natural para julio de 2026, cuando se espera que las unidades funcionen a cerca de 50% con ese combustible. Agregó que la operación total con gas natural estaría prevista para octubre de 2026.
Tras evaluar la propuesta, el NEPR determinó que la conversión cumple con el marco regulatorio aplicable y responde al interés público, y la aprobó.
Aclaró, no obstante, que la autorización se limita solo al proyecto presentado para ambas unidades, por lo que cualquier modificación deberá contar con su aprobación. Asimismo, subrayó que la determinación no constituye una autorización para iniciativas similares en otras plantas o proyectos de Genera PR.
El NEPR también advirtió que el incumplimiento con la resolución, reglamentos o leyes aplicables podría conllevar multas administrativas de hasta $125,000 por día, que podrían aumentar –en casos de reincidencia– a entre $15,000 y $250,000, a discreción del regulador.
La conversión al uso de gas natural en plantas diseñadas para búnker C ya se realizó en Puerto Rico en las unidades #5 y #6 de la central Costa Sur, en Guayanilla, a inicios de la década de 2010. En enero, precisamente, el NEPR dio paso, tras un proceso que se extendió por más de un año, a la conversión de diésel a gas natural de tres megageneradores en Palo Seco.