EL Negociado de Energía de Puerto Rico finalmente metió presión sobre LUMA Energy, Genera PR y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) para que establezcan con precisión cuándo y cuánta generación temporera estará realmente disponible para el sistema eléctrico, en momentos en que el plan de estabilización continúa acumulando tareas pendientes, dependencias regulatorias y proyectos sin fechas definitivas.
Mediante una Resolución y Orden emitida anoche, el organismo regulador ordenó a las tres entidades presentar, dentro de 15 días calendario, un informe conjunto y verificado que incluya una ruta crítica consolidada del Plan Prioritario de Estabilización, las tareas pendientes, la entidad responsable de cada una y fechas firmes de culminación.
El requerimiento adquiere particular relevancia en el caso de los 800 megavatios (MW) de generación temporera de emergencia que el gobierno ha presentado como una pieza fundamental para atender el déficit de capacidad del sistema.
El propio Negociado reconoce que el informe correspondiente a julio refleja avances, pero también que una cantidad sustancial de las actividades continúa incompleta, depende de otros proyectos, está sujeta a adquisiciones o aprobaciones regulatorias o, sencillamente, no cuenta con fechas firmes de terminación.
El ente regulador advierte que, sin una ruta crítica consolidada, no puede determinar con facilidad si el plan está encaminado, cuáles dependencias controlan las fechas de culminación ni qué medidas correctivas se están tomando cuando no se cumplen los hitos previamente establecidos.
La generación temporera fue concebida para atender una emergencia de capacidad que el propio proceso de adquisición estimó entre 700 y 850 MW. Sin embargo, más de un año después de iniciado el proceso, el Negociado se vio obligado a pedir que las entidades involucradas reconcilien la información y presenten un cuadro único sobre el estado real de los proyectos.
La orden exige informar cuántos megavatios están actualmente respaldados por contratos ejecutados y cuál es el estatus de Power Expectations, Gotham y Javelin, además de cualquier otro proponente.
El informe deberá identificar, entre otros elementos, permisos, aprobaciones, financiamiento, interconexión, combustible, avisos para proceder y movilización pendientes, así como la fecha en que cada bloque contratado deberá estar disponible para el sistema.
En el informe de julio, Genera sostuvo que la generación temporera necesaria para compensar el retiro de unidades permanecía pendiente de adquisición por la Oficina Independiente de Adquisiciones, conocida como 3PPO. Paralelamente, la AEE informó que la Junta de Supervisión Fiscal había aprobado condicionalmente los contratos de Power Expectations y Gotham el 8 de mayo; que el acuerdo de Power Expectations fue firmado el 10 de junio; que Gotham permanecía bajo revisión de la Junta y que Javelin continuaba bajo evaluación de 3PPO.
Para el regulador, esas informaciones no constituyen todavía un panorama suficientemente claro. El caso de Power Expectations concentra buena parte de esas dudas.
El contrato contempla 400 MW de generación temporera en la Central Aguirre, con un término de 10 años y un valor máximo estimado cercano a $5,800 millones. La Junta Fiscal autorizó su ejecución luego de exigir cambios en los hitos de despliegue, garantías de cumplimiento, penalidades por atrasos, mecanismos de terminación y condiciones relacionadas con el combustible.
La versión aprobada estableció un periodo de despliegue de entre 90 y 150 días. Con el contrato ejecutado el 10 de junio, la propia Junta posteriormente identificó el 7 de noviembre de 2026 como fecha proyectada para alcanzar la operación comercial, salvo extensiones.
El proyecto, no obstante, está en entredicho.
La Junta Fiscal ha señalado que no se habían cumplido responsabilidades contractuales y que tampoco se había entregado la fianza de cumplimiento de aproximadamente $1,180 millones que requería el acuerdo. Además, la composición del consorcio cambió después de la firma.
Enchanted Rock, uno de los integrantes originales del consorcio junto con Power Expectations y Reyes Contractor, salió del proyecto y sus intereses fueron posteriormente sustituidos por Flotek Industries. La sustitución provocó nuevas preguntas sobre la capacidad técnica del consorcio para ejecutar un proyecto de esta escala.
El pasado 7 de agosto, Enchanted Rock comunicó a la Junta Fiscal que su nombre y la firma de uno de sus representantes habían sido utilizados sin autorización durante el proceso de contratación.
La Junta calificó la alegación como sumamente preocupante y anunció que evalúa sus alternativas, incluyendo revocar su aprobación del contrato y referir el asunto a las autoridades pertinentes.
La 3PPO, por su parte, ha defendido la legalidad del proceso. Su presidente, Osvaldo Carlo Linares, sostiene que Power Expectations tenía acuerdos de representación con Enchanted Rock y documentación corporativa que le permitía actuar en su nombre. El abogado ha insistido en que el asunto está relacionado con una disputa corporativa y que existían documentos que respaldaban la autoridad utilizada para la contratación.
En medio de esta controversia, el ex presidente de la Junta de Gobierno de la AEE y actual director ejecutivo de COR3, Eduardo Soria, planteó a Prensa Abierta que el contrato de Power Expectations debe ser cancelado y reclamó una investigación independiente sobre el proceso.
Soria defendió la actuación de la Junta que presidió durante la adjudicación del RFP y explicó que el organismo actuó a partir de las certificaciones, evaluaciones y recomendaciones que recibió.
El exfuncionario sostuvo que la evaluación de la capacidad financiera, operacional y técnica de la empresa seleccionada correspondía a 3PPO, no a la Junta de Directores de la AEE ni a la Junta de la Autoridad de Alianzas Público-Privadas.
“Según mi conocimiento y entendimiento de la estructura establecida, la evaluación de la capacidad financiera, operacional y técnica de la empresa seleccionada corresponde al responsable del proceso, 3PPO”, explicó Soria a Prensa Abierta.
Su planteamiento coloca el funcionamiento de 3PPO en el centro de la controversia.
Soria sostuvo que la segregación de funciones fue diseñada precisamente para que las evaluaciones especializadas se realizaran con independencia y para reducir riesgos de conflictos de interés, presiones indebidas o interferencias.
También advirtió que cualquier intervención externa dirigida a influenciar o alterar una determinación que correspondiera exclusivamente a 3PPO sería preocupante y podría tener consecuencias legales, dependiendo de los hechos que eventualmente fueran corroborados.
El exfuncionario evitó adelantar conclusiones y reclamó una investigación objetiva, independiente y exhaustiva.
A su juicio, los señalamientos de la Junta Fiscal ameritan examinar la capacidad, independencia, controles internos e imparcialidad con los que opera 3PPO. Soria favorece expresamente la cancelación del contrato y una investigación que examine no solo la adjudicación, sino las actuaciones de las entidades y funcionarios involucrados, los controles internos, los procedimientos utilizados, el funcionamiento de 3PPO y las responsabilidades de todos los actores que participaron en la transacción.
También planteó que, dependiendo de los resultados de esa pesquisa y del debido proceso, debe evaluarse la continuidad del consultor responsable de apoyar o dirigir las funciones de la oficina.
Para Soria, la controversia trasciende el contrato particular y plantea una pregunta sobre el modelo utilizado para estructurar y evaluar transacciones energéticas de gran escala.
“La transparencia y la rectitud en estos procesos no son negociables”, afirmó.
La lectura de Soria coincide en algunos puntos con la preocupación expresada a Prensa Abierta por el expresidente de la Junta de Gobierno de la AEE y catedrático de Derecho Luis Aníbal Avilés, quien resumió su evaluación del proceso bajo una frase contundente: “Aquí falló todo el mundo”.
El análisis de Avilés añade otra dimensión al debate: la responsabilidad no puede diluirse entre las distintas entidades que participaron en la contratación.
Su planteamiento resulta particularmente relevante ahora que el Negociado obliga a LUMA, Genera y la AEE a presentar una sola ruta crítica y a identificar quién es responsable de cada tarea, cada retraso y cada dependencia.
Esa falta de claridad sobre responsabilidades resurge en el proceso de generación temporera: mientras una entidad remite a otra, los proyectos permanecen sujetos a aprobaciones, contratos, permisos, interconexiones, financiamiento o movilización sin que exista una fecha única y verificable que permita determinar cuándo la capacidad estará realmente disponible.
La orden del Negociado amplía la fiscalización a prácticamente todos los componentes del plan de estabilización.
Entre ellos figura el programa de 244 MW de generación flexible en Costa Sur, Jobos, Yabucoa y Daguao. LUMA, Genera y la AEE deberán informar el estado de las demoliciones, retiro de unidades, estudios de interconexión, adquisiciones, terrenos y dependencias relacionadas con almacenamiento y capacidad de reemplazo.
También tendrán que rendir cuentas sobre los 430 MW de sistemas BESS de Genera, incluyendo construcción, diseño, interconexión, entrega de equipos, energización y operación comercial.
A esto se suman los diez acuerdos del programa ASAP Standard Offer 1, que representan 594.4 MW de almacenamiento en baterías, así como cuatro proyectos BESS de 25 MW cada uno en el sistema de 38 kV de LUMA.
Estos últimos proyectos habían permanecido inactivos en el portal de subvenciones de FEMA desde agosto de 2025 y fueron reactivados el 15 de julio de 2026, pero todavía mostraban procesos identificados como “TBD” para adquisición, construcción y comisionamiento.
A partir del próximo informe mensual, LUMA, Genera y la AEE deberán incorporar las fechas de la ruta crítica y explicar cualquier desviación: qué ocurrió, quién es responsable, qué acción correctiva se tomó y cuánto cambia la fecha de culminación.
La nueva orden del Negociado coloca al Gobierno y a las entidades responsables ante una exigencia sencilla de formular, pero mucho más difícil de cumplir: demostrar con documentos y fechas verificables cuándo estará disponible la generación que se ha presentado como respuesta a la crisis de capacidad.
La posición de Soria es que, si hubo fallas en la evaluación, estas deben ser identificadas en 3PPO y sometidas a una investigación independiente. Y para el sistema eléctrico, la diferencia entre un proyecto contratado y megavatios efectivamente disponibles no es un detalle administrativo: es la diferencia entre anunciar capacidad futura y tener capacidad disponible cuando el sistema la necesita.
El incumplimiento de la Resolución y Orden del Negociado puede acarrear penalidades administrativas de hasta $25,000 diarios, conforme a la Ley 57-2014. Ahora las entidades tendrán 15 días para comenzar a convertir promesas, contratos y procesos pendientes en una ruta con responsables y fechas.