Aunque el contrato con Power Expectations, LLC para añadir 400 megavatios (MW) de generación temporera en la planta de Aguirre ya recibió el aval del Negociado de Energía y una aprobación condicionada de la Junta de Supervisión Fiscal (JSF), el acuerdo todavía no ha sido ejecutado, en medio de cuestionamientos sobre garantías financieras, planificación técnica y condiciones regulatorias pendientes.
La AEE y la Oficina Independiente de Adquisiciones (3PPO, por sus siglas en inglés) sometieron el pasado 22 de mayo a la JSF las versiones revisadas de los contratos para añadir generación temporera en Aguirre, luego de que el organismo fiscal exigiera cambios antes de otorgar una aprobación final.
La información fue confirmada por el Zar de Energía y director ejecutivo de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas, Josué Colón Ortiz, quien indicó que las recomendaciones emitidas por la JSF ya fueron atendidas de manera coordinada entre el 3PPO y la AEE.
“Tras un proceso de evaluación y requerimientos de información adicionales, el 8 de mayo de 2026 FOMB aprobó los contratos, de Power Expectations y Gotham Energy sujeto a la incorporación de ciertas recomendaciones y revisiones adicionales. Dichas recomendaciones fueron atendidas y trabajadas de manera coordinada entre la Oficina del 3PPO y la Autoridad de Energía Eléctrica”, sostuvo Colón Ortiz en declaraciones escritas a Metro Puerto Rico.
“Como resultado de ese proceso, las versiones revisadas de ambos contratos fueron formalmente sometidas a FOMB el 22 de mayo de 2026 para su aprobación final. Una vez FOMB emita la aprobación final ambos contratos procederán al proceso de firma y formalización por parte de la Autoridad de Energía Eléctrica”, añadió.
La JSF había determinado el pasado 8 de mayo que el contrato quedaba aprobado “con condiciones” que giraban sobre la incorporación de revisiones adicionales antes de permitir su ejecución.
Entre las preocupaciones planteadas por el organismo fiscal figuraban la falta de mecanismos claros para asegurar el cumplimiento del calendario del proyecto, dudas sobre garantías financieras, ausencia de penalidades definidas en caso de retrasos y cuestionamientos sobre la viabilidad operacional y financiera del consorcio seleccionado.
La Junta también señaló preocupaciones relacionadas con la planificación técnica, la interconexión al sistema eléctrico y la falta de claridad sobre aspectos vinculados al suministro de gas natural licuado (LNG) y posibles operaciones con diésel.
El proyecto contempla la instalación de 400 megavatios en Aguirre bajo un contrato de hasta 10 años y con un valor máximo estimado de $5,886 millones.
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La iniciativa forma parte de los esfuerzos impulsados desde 2025 para atender el déficit de generación, luego de múltiples advertencias sobre posibles insuficiencias de capacidad energética durante periodos de alta demanda.
Una fuente de este diario había apuntado a LUMA como la entidad que mantenía el contrato sin firmarse, sin embargo la empresa indicó que no participa en la negociación de contratos de generación y sostuvo que su rol comienza una vez los acuerdos estén formalmente firmados y aprobados por los organismos regulatorios.
“LUMA no participa en la adquisición de generación, pues esa contratación es negociada por la 3PPO. La Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) es quien gestiona las autorizaciones ante el Negociado de Energía y la Junta de Supervisión Fiscal. LUMA solo asume la operación del contrato una vez esté debidamente firmado por la AEE, como dueña del sistema, y aprobado por todos los entes regulatorios”, indicó la compañía en declaraciones escritas.
No obstante, los documentos regulatorios revisados por Metro reflejan que el operador del sistema sí tiene participación técnica en asuntos relacionados con interconexión y coordinación operacional. La propia JSF señaló durante su evaluación que no se habían presentado análisis completos de interconexión ni certificaciones del operador del sistema sobre algunos supuestos utilizados en el contrato.
El Negociado de Energía, por su parte, aprobó el contrato en diciembre de 2025 al concluir que sus términos eran “prudentes y razonables” y consistentes con el interés público. Aun así, el propio regulador reconoció que la propuesta se desarrolla en un contexto de emergencia energética y en medio de cambios recientes a la política pública energética del país.
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