La Junta Fiscal avala baterías para proyectos solares y condiciona contratos de generación temporal de la AEE
De cara a la temporada de alta demanda de energía en Puerto Rico, la Junta de Supervisión y Administración Fiscal dio paso, de forma condicionada, a proyectos que brindarían mayor generación temporal al sistema
La Junta de Supervisión y Administración Financiera aprobó, con condiciones, varios contratos propuestos por la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) para añadir capacidad de almacenamiento de baterías asociada a activos renovables ya existentes y atender necesidades de confiabilidad a corto plazo, en momentos en que el sistema opera con márgenes de generación limitados.
Según cartas fechadas el 8 de mayo y firmadas por el asesor jurídico general de la Junta, Jaime A. El Koury, las determinaciones se emitieron al amparo de la política de revisión de contratos y de la Sección 204(b)(2) de la Ley PROMESA, que exige que ciertos acuerdos gubernamentales fomenten la competencia y sean consistentes con el plan fiscal certificado.
Una parte de las aprobaciones se centra en ampliar el almacenamiento mediante el Programa de Adición Acelerada de Almacenamiento (ASAP, por sus siglas en inglés), un mecanismo de oferta estándar que busca integrar nuevos sistemas de baterías en plantas de productores independientes que ya cuentan con permisos, puntos de interconexión operativos y acuerdos de compra y operación vigentes. En dos resoluciones, la Junta autorizó enmiendas a la oferta estándar entre la AEE y varios proveedores para desarrollar instalaciones que inyectarán energía a la red a través de puntos de interconexión.
Entre los proyectos citados, la Junta mencionó el sistema de baterías Solaner Puerto Rico One, que se espera aporte 40 megavatios (MW) de capacidad, y Xzerta-Tec Solar I, con 120 MW. En un segundo grupo de aprobaciones del ASAP, se incluyeron una instalación de 71.4 MW asociada a Polaris Power US; un proyecto de 80 MW vinculado a Lajas Solar Project; otro de 125 MW ligado a CS-UR Juncos PV; y uno de 50 MW con Infinigen Yabucoa ASAP. Los contratos contemplan términos de 20 años desde la operación comercial, con opción a dos prórrogas de cinco años, sujetas a revisión del Negociado de Energía de Puerto Rico (PREB), indicó la Junta.
En cuanto a los contratos de almacenamiento, se fijó un pago por capacidad de $16,000 por MW al mes de capacidad comprobada, sin escaladores, cifra que —según la Junta— incorpora explícitamente los créditos contributivos federales a la inversión. Si un proyecto no lograra cumplir con los requisitos para esos créditos dentro de un plazo razonable tras iniciar operación comercial, el pago aumentaría a $20,600 por MW al mes, también sin escaladores. La Junta condicionó sus aprobaciones a que los desarrolladores actúen con diligencia y de buena fe para asegurar y mantener la elegibilidad a los créditos, y a que presenten informes trimestrales a la AEE detallando esos esfuerzos. También recomendó que decisiones de diseño y abastecimiento consideren el tema de “entidades extranjeras de interés” en la medida necesaria para no poner en riesgo dicha elegibilidad.
Por separado, el 8 de mayo, la Junta emitió resoluciones para contratos de generación temporal de emergencia tramitados por la Oficina de Adquisiciones de Terceros (3PPO) de la AEE, bajo la Solicitud de Propuestas n.° 3PPO-0314-20-TPG2. El proceso comenzó en julio de 2025 tras una orden del PREB para atender un déficit proyectado de entre 700 y 850 MW. Las resoluciones fueron de “aprobación con condiciones” para dos contratos a 10 años: uno para 200 MW de unidades de generación flotantes temporales en la central de San Juan, con Gothams Energy y Americas Power Solutions Holdings, por un total de $2.4 mil millones; y otro para 400 MW de generación temporal en la central de Aguirre, con Power Expectations, Enchanted Rock y Reyes Contractor, por $5.8 mil millones.
En la evaluación de ambos contratos, la Junta señaló deficiencias que deben corregirse antes de su ejecución, entre ellas, preocupaciones sobre la fuerza vinculante de los cronogramas, las garantías de desempeño y los mecanismos de protección frente a las fluctuaciones en el precio del combustible. También exigió que se definan hitos para permisos, interconexión e infraestructura; que se rindan informes semanales sobre el progreso; y que se incluyan cláusulas de penalidad por incumplimiento, además de criterios de rescisión más claros en caso de no alcanzarse las fechas de operación comercial. Asimismo, requirió estructuras de pago y fianzas de cumplimiento más robustas para respaldar la ejecución del proyecto durante la operación comercial y el periodo operativo.
En el caso del proyecto flotante de 200 MW, la Junta ordenó, además, a la AEE reevaluar el lugar seleccionado y señaló que Costa Sur se ha identificado como una alternativa potencialmente más viable. Según indicó, las partes discutieron la posibilidad de reubicarlo allí por sus ventajas logísticas y de interconexión. Para el contrato de Aguirre, de mayor escala, la Junta resaltó la incertidumbre sobre la logística del gas natural licuado antes de la operación comercial y solicitó una asignación de costos más clara, así como límites para cualquier operación con diésel que la AEE pudiera requerir.
La AEE deberá someter versiones revisadas de los contratos que incorporen los cambios exigidos, y las partes no podrán firmar los acuerdos hasta que la Junta determine que se han cumplido esas condiciones.
