La determinación, según el informe, mantiene el requisito de ingreso que pagan los consumidores, pero redistribuye la forma en que se recuperan los costos del sistema eléctrico, todo sin representar un impacto negativo en la factura del cliente residencial promedio.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) de la Junta Reglamentadora de Servicio Público emitió hoy su Resolución y Orden en el caso de revisión de tarifa fija del sistema eléctrico para los años fiscales 2026, 2027 y 2028, mediante la cual rechazó la solicitud de aumento presentada por LUMA Energy, Genera PR y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

La determinación mantiene el requisito de ingreso que pagan los consumidores, pero redistribuye la forma en que se recuperan los costos del sistema eléctrico, todo sin representar un impacto negativo en la factura del cliente residencial promedio.

Durante el proceso tarifario, los operadores del sistema solicitaron un aumento permanente ascendente a aproximadamente $1,360 millones adicionales al presupuesto que se maneja de los consumidores.

La petición incluía cerca de $1,900 millones por parte de LUMA Energy, $460 millones por Genera PR, $120 millones para las operaciones de la AEE y alrededor de $307 millones para cubrir el sistema de pensiones de los retirados de la Autoridad.

Tras evaluar el expediente del caso, la evidencia presentada por las partes y la participación ciudadana recogida durante las vistas públicas celebradas por el Negociado, el ente regulador determinó no aprobar el aumento solicitado y mantener el ingreso requerido del sistema eléctrico para gastos operacionales en aproximadamente $1,700 millones anuales.

Entre los factores considerados en la determinación se encuentra la disponibilidad de cerca de $21,000 millones en fondos federales asignados por FEMA y el Departamento de Energía de los Estados Unidos para la reconstrucción y modernización del sistema eléctrico de Puerto Rico, lo cual permite atender importantes necesidades de infraestructura sin trasladar de inmediato esos costos a los consumidores.

Como parte de la determinación, el Negociado redistribuyó la estructura de la tarifa para ampliar la base de consumidores que contribuyen al sostenimiento del sistema eléctrico. En ese contexto, los costos asociados a las pensiones dejan de reflejarse como un cargo adicional o ‘rider’ separado y pasan a incorporarse dentro de la tarifa base, de forma que todos los consumidores —incluyendo clientes con sistemas de medición neta— aporten al mismo.

Esta redistribución busca reducir la dependencia exclusiva del consumo de energía para recuperar los costos operacionales del sistema y promover una distribución más equitativa de esos costos entre los distintos tipos de consumidores. Esto entrará en vigor el 1 de julio. 

Por ejemplo, en el caso de clientes residenciales, se aumenta el cargo fijo mensual gradualmente, lo que significa que se puede reducir el cargo base kWh para los que tienen un componente volumétrico.

En palabras sencillas, el aumento en el cargo fijo de $4 a $8  no significa un aumento en la factura de la luz. Al contrario, por ejemplo, en los casos típicos de un consumo de 800 kWh, el consumidor residencial verá una reducción en el componente base de su factura. Así también será para los pequeños comerciantes y los clientes industriales.

De cara al futuro, el Negociado destacó que existen múltiples proyectos encaminados para estabilizar el sistema eléctrico, reducir la frecuencia de apagones y disminuir los costos de generación a largo plazo. Entre estos se encuentran distintos proyectos de energía renovable por tramos, el programa ASAP que añadirá hasta 800 megavatios adicionales de almacenamiento en baterías, proyectos de almacenamiento financiados con fondos federales que añadirán aproximadamente 430 megavatios al sistema, así como la iniciativa reciente de la actual gobernadora, Jenniffer González Colón, para la conversión a gas natural de unidades generatrices en centrales como Palo Seco, San Juan, Cambalache y Mayagüez y proyectos renovables bajo la Orden Ejecutiva, OE-2025-047, que rige los créditos contributivos federales (ITC’s).

Asimismo, se encuentran en desarrollo iniciativas para añadir nueva generación al sistema eléctrico, incluyendo entre 700 y 850 megavatios de generación temporera, hasta 3,000 megavatios de generación permanente adicional, 244 megavatios mediante unidades de arranque rápido (‘peakers’) y nueva capacidad de generación mediante el proyecto Energiza.

La decisión contó con el voto a favor de la mayoría, el voto de conformidad del presidente del NEPR, Lcdo./Ing. Edison Avilés Deliz y el disenso sin opinión escrita del comisionado Ing. Ferdinand Ramos- Soegaard.