Un resumen de los eventos que pueden traer giros y determinaciones importantes para una red eléctrica frágil que apenas mantiene las luces encendidas.

Un apagón general en Nochevieja que empañó la llegada del 2025 fue el recordatorio perfecto de que nos espera un año de altibajos relacionados a la red eléctrica de Puerto Rico, todavía frágil a pesar de la privatización de sus operaciones y de los miles de millones de dólares disponibles para su transformación.

Los temas relacionados a la red pueden lucir tan enredados como uno de los mismos postes del tendido eléctrico que, al mirarlos, no se sabe ni de dónde llegan ni a dónde van, ni cómo empatan el montón de cables que tiene. Por ello, a manera de resumen panorámico, proveemos una instantánea de por dónde va la discusión.

Este año, el proceso que más nudos podría desatar, y dolores de cabeza crear, es la quiebra de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). Los cargos especiales que aumentarán la tarifa para los abonados, la inversión privada, el dinero para mantenimiento y reparaciones y las proyecciones de desarrollo económico de la isla dependen de cómo y cuándo se resuelve esta controversia.

También, el contrato del operador privado de la red, LUMA Energy, porque el arreglo que hay ahora con el gobierno de Puerto Rico es provisional y sujeto a la reestructuración de la deuda. Cuando la deuda sea ajustada final, es que empezaría a correr el término regular de 15 años de ese contrato, si es que la administración González Colón no lo cancela, como ha prometido. El Tribunal Supremo tiene pendiente un reclamo de LUMA de que son ilegales las métricas de cumplimiento que le estableció el Negociado de Energía (NE) para ese contrato que todavía no ha empezado.

Esta es la única quiebra pública que queda pendiente y, desde el principio, los bonistas han querido que les permitan ejercer su facultad legal de nombrar a un síndico que administre la AEE con la prioridad de repagar su deuda. El 5 de febrero está señalada una vista para discutir esa solicitud pendiente, mientras que poco antes, el 31 de enero, está pautado el final de la orden de paralización de pleitos que protege a la AEE como parte de la quiebra.

Esto puede ser el comienzo de la decisión final sobre la deuda, a menos que las partes puedan llegar a un acuerdo, algo que todavía está bien lejos, según se desprende de una carta del 17 de enero del director ejecutivo de la Junta de Supervisión Fiscal (JSF), Robert Mujica. Allí el ente fiscal reiteró que, aún con las sentencias favorables que los bonistas han obtenido en el apelativo federal, el problema práctico se reduce a que la autoridad solo puede pagar del dinero que le sobre entre sus ingresos y sus gastos.

Sobre eso, la JSF retiene también el poder para emitir un análisis de sostenibilidad de deuda con las proyecciones sobre lo que la AEE puede pagar y que, en su versión más reciente, se limitaba a $2,500 millones de los hasta $11,000 millones que reclaman los bonistas. Una nueva versión de ese análisis estaría disponible en las próximas semanas junto con la revisión del plan fiscal de la corporación pública.

Por su fuerza de ley inapelable, el plan fiscal revisado es uno de los documentos más determinantes que surgirán con relación a todos los temas pendientes sobre la red. Las proyecciones económicas, inversiones capitales, gastos, proyecciones de consumo, estrategias operacionales de la AEE, y más, están dictadas en el plan fiscal que certifica la Junta.

El plan fiscal es determinante, pero vale poco si no hay recursos e ingresos, incluyendo los fondos federales de recuperación de la red. En años pasados, había cuestionamiento sobre cuánto de ese dinero se estaba traduciendo a trabajo real en la red. Pero este año la pregunta principal es otra, es si la nueva Administración Trump va a mantener el dinero asignado a la isla o lo va a retirar (“clawback”) para uso en otras prioridades.

Según el Departamento de Energía federal (DOE en inglés), a quien el expresidente Joseph Biden asignó la responsabilidad de supervisar la reconstrucción de la red, al día de hoy hay unos $6,000 millones en fondos federales con asignación específica para trabajos en la red (esto incluye poda masiva, reemplazo de alumbrado público y contadores inteligentes). Pero hay disponibles unos $11,000 millones más que no han sido obligados, o lo mismo que no están atados a trabajos específicos todavía. Ese dinero podría ser retirado con la nueva administración federal.

Esa incertidumbre se extiende a los $1,000 millones que el DOE recibió para distribuir directo a programas de energía renovable en la isla. De ese dinero, $450 millones son del Programa de Acceso Solar (sistemas de placas y baterías para personas de escasos recursos que dependen de equipos médicos eléctricos en ciertas áreas susceptibles a apagones) y $365 millones son del Programa de Comunidades Resilientes (proyectos en instalaciones de salud o centros comunales en residencias multifamiliares públicas o privadas). El resto del dinero va a instalaciones comunitarias mediante el Programa Acceso Dolar y a otras asignaciones para promover la energía renovable.

En su décima, y última, visita oficial, la secretaria del departamento, Jennifer Granholm, dijo que si su sucesor retira este dinero “se crearían retos legales tremendos y también problemas políticos”. Pero el DOE ya emitió una directriz bajo el presidente Donald Trump con el efecto de paralizar por 90 días las asignaciones de fondos de esa agencia en lo que se revisa si cumplen con la política pública que es de priorizar los combustibles fósiles.

Esta inyección a la energía solar ocurriría a la vez que las instalaciones privadas de sistemas solares han llevado a Puerto Rico al primer lugar de todo Estados Unidos en rapidez de penetración de esa tecnología con poco más de 145,000 sistemas instalados con capacidad de generar 1,032 megavatios, o lo mismo que entre una tercera o una quinta parte de lo que se estima es la demanda total en la isla. Estos sistemas no se toman en consideración en las metas que están en la ley sobre generación de energía renovable, por lo que se entiende que está descontado el porcentaje oficial de generación de energía renovable que se cuenta para la meta de 100% para 2050.

El galope de la instalación de sistemas de placas y baterías en techos se enfrenta este cuatrienio a dos frenos: uno es que tanto la Administración Trump como la González Colón favorecen abiertamente el gas natural y ya la gobernadora dijo que se moverá a enmendar la ley para facilitar que las inversiones sean para “descarbonización” en vez de “energía renovable” y el segundo es que la JSF mantiene detenida una expansión del programa de medición neta que ha fomentado el crecimiento de esos sistemas al compensar porque es lo que les permite pagar poco o nada de energía al vender su producción a LUMA. Esto último está pendiente en una demanda ante la jueza Laura Taylor Swain.

Otro golpe que puede tener el crecimiento de la energía renovable este año es que el gobierno (que en este caso es una combinación de la AEE, la JSF y el NE) está súper atrasado en la aprobación de proyectos de energía renovable a gran escala. Se trata de los proyectos que pueden traer brincos importantes en la cantidad de generación con renovables y que pueden sustituir las viejas plantas que están a cargo del operador privado Genera PR, que queman combustible fósil caro y que están fallando constantemente, provocando apagones. La previsión es que la falta de energía renovable a gran escala sea excusa para dotar esas plantas de capacidad de gas natural. De hecho, la Administración Pierluisi dejó firmado, con vigencia de hasta 30 años, un solo contrato para una planta a gran escala y es para gas natural.

Antes de la salida de Granholm del DOE, la agencia anunció que su Oficina de Préstamos había acordado un financiamiento de $861.3 millones para construir dos fincas solares (en Guayama y Salinas) bajo el nombre de Proyecto Marahu. También, garantizaron por $584.5 millones proyectos de Convergent Energy and Power Inc. para placas solares (Coamo) y baterías de almacenaje (Caguas, Peñuelas y Ponce). Parte del obstáculo para los proyectos solares a gran escala es que la quiebra de la AEE no permite que los proponentes obtengan financiamiento a términos favorables. Este financiamiento se afecta también con la orden de paralización.

Aparte del financiamiento, los sube y baja de la recuperación de la red también incluyen asuntos regulatorios que suelen ser largos y llenos de luchas pequeñas que implican movilización ciudadana, análisis científico y cabildeo también.

Justo antes del cambio de gobierno federal, el DOE anunció la apertura del período de comentarios públicos sobre el impacto ambiental del Proyecto Hostos, que es la propuesta de la Caribbean Transmission Development Company (CTDC) para enlazar a República Dominicana con Puerto Rico mediante un cable submarino por el Pasaje de Mona para transmitir energía de allá para acá. La agencia tiene pautadas reuniones de orientación sobre el proyecto este 4 y 5 de febrero.

El gobierno federal, a través de la Comisión Reglamentadora de Energía Federal (FERC en inglés), tiene también bajo lupa ambiental y de permisos dos proyectos en la bahía de San Juan de NF Energía LLC, una filial de New Fortress Energy (NFE). Un proyecto de manejo de descargue y gasificación ya era conocido, porque la empresa decidió comenzar a operarlo sin permiso y luego el gobierno le dijo que necesitaba permiso aunque lo dejó operando. La otra evaluación inició la semana pasada porque el licenciado Pedro Saadé Llorens le alertó al FERC de un nuevo terminal de gas que la compañía pretende construir y operar en el mismo lugar. Ya la Guardia Costanera opinó que la bahía no está apta para las magnitudes de embarcación, movimiento y cantidad de combustible que requiere la propuesta de crecimiento de NFE para sus proyectos en esa área.

La intervención del FERC en las instalaciones de NFE se concretó por presión de la comunidad preocupada por los peligros potenciales que esa operación puede tener en Cataño, Guaynabo y San Juan. La participación ciudadana es también posible en el Negociado de Energía (NE) el foro regulador del gobierno de Puerto Rico sobre todo el sector energético.

Uno de los procesos principales pendiente allí es la confección del nuevo Plan Integrado de Recursos (PIR), que se supone empezará hace más de un año, pero que LUMA Energy, los encargados de iniciar el proceso, siguieron atrasando. Ahora el NE le dio a LUMA hasta el 16 de mayo para radicar su propuesta de PIR, que entonces debe ser sometida a discusión pública. En un informe preliminar, el operador privado ya adelantó una propuesta en la que la generación se basa en gas natural y biodiésel.

El PIR es el documento vinculante de la priorización de los recursos y las inversiones en la red. Se supone responda a la política pública establecida en ley. Al día de hoy, esa política es lograr la integración de renovables para llegar a 100% generación verde para 2050, pero la gobernadora ya indicó que se propone hacer las enmiendas mencionadas sobre fechas de cumplimiento y tipos de combustible admitidos, por lo que la discusión de este PIR podría terminar realizándose sobre una base distinta a los anteriores.

Los cambios en política pública no es lo único que puede incidir sobre el PIR, también interactúa con el plan fiscal de la AEE, la disponibilidad de fondos y otro proceso que está corriendo paralelo ya, la revisión de la tarifa base. No se trata de los aumentos o rebajas trimestrales que el NE decreta basándose en si los costos de energía fueron más altos o más bajos de lo previsto en el trimestre anterior. Se trata de una revisión total de la tarifa, lo que no ocurre desde 2017. El NE espera que la nueva tarifa entre en vigor el 1 de julio de 2025 y que, a la vez, queden proyectadas tarifas distintas que entrarían en vigor en 2026 y 2027, pero que podrían ser revisadas, según lo que surja del PIR y del propio proceso de quiebra en cuanto a repago de deuda y pago de pensiones de la AEE.

Este esquema variable está obligado, en parte, porque la JSF empujó al NE a revisar la tarifa, aunque el caso de quiebra no se hubiera terminado y también a la queja de la AEE de que la forma de operar de LUMA los estaba dejando sin dinero. De hecho, el consultor externo que el NE asignó a la investigación sobre el presupuesto de la AEE adelantó que podría imponerse, antes del 1 de julio, una tarifa de emergencia para atender las deficiencias que encuentre. Los bonistas de la AEE también han recurrido al negociado para plantear que la nueva tarifa debe ser suficientemente alta para cubrir toda su deuda, y no solo una parte.

Las presiones de la operación de LUMA sobre el presupuesto de la AEE es una de las múltiples investigaciones que el negociado tiene abiertas sin que se sepa todavía el resultado y que se deben tener en cuenta también al considerar todos los factores que hacen del 2025 un año de montaña rusa en el tema de energía.

El NE tiene inconclusa la investigación sobre los apagones de junio pasado que terminaron con dos masivos el 12 de junio. Ya un perito del gobierno, FTI Consulting, emitió informe identificando causas y el entonces director ejecutivo de la AEE, hoy recién designado zar de energía, enfatizó en que se debieron a falta de cuidado y mantenimiento por parte de LUMA. El exgobernador Pedro Pierluisi Urrutia se fue del cargo dejando en manos del NE el ordenarle a LUMA y Genera asumir con fondos propios los costos de las reparaciones relativas a esas interrupciones. Y el NE usó el episodio para pedirle a LUMA, Genera y AEE un plan de emergencia para la “estabilización” de la red que todavía no ha producido nada y que no se sabe bien cómo diferencia de un PIR.

Al emitir su informe anual sobre el desempeño de los operadores, el presidente del NE, Edison Avilés Deliz, dijo que estaba listo para comenzar a poner multas por pobre desempeño y que son distintas a las impugnadas en el Supremo. Paticularmente, el informe de fin de año arrojó que el tiempo promedio de interrupciones por cliente creció a 1,432 minutos anuales, 18% más que los 1,218 minutos que se habían registrado el año anterior. En Estados Unidos, esta métrica son 102 minutos por año. Ya LUMA ripostó que no hay fondos identificados para realizar las mejoras que aliviarían esta métrica.

El apagón más reciente, el que nos ayudó a recibir el 2025 y el que sazonó el aumento temporero de tarifa que inició el 1 de enero, también es objeto de una orden de investigación del negociado. LUMA ya entregó su informe preliminar sobre las causas, pero el regulador lo ha mantenido confidencial. De hecho, la organización CAMBIO destacó que el negociado inició investigaciones por ocho interrupciones de servicio desde 2021, sin incluir la más reciente, y que la mayor parte de los documentos relacionados no están disponibles para el público.

Todos esto asuntos dispersos y con poco acceso a la información para el ciudadano que maneja el NE caen en terreno movedizo con la designación de Colón como zar ya que el funcionario ha dicho que se propone impulsar cambios a la ley del negociado para limitar sus funciones solo a la revisión de tarifa.

Además, los desarrollos sobre el servicio de energía eléctrica en Puerto Rico están ocurriendo con la variable, como si fuera comodín escondido en las barajas, de la posible quiebra de NFE. A nivel central, la empresa busca desesperadamente capital para mantenerse operando y entre sus apuestas más inminentes está vender sus operaciones de procesamiento de gas natural, incluyendo la de San Juan.

Desde la Administración Rosselló Nevares, el gobierno de Puerto Rico se ha amarrado a NFE en distintas formas. La empresa es la dueña de Genera, por lo que tiene el monopolio sobre las plantas de generación termoeléctrica que son propiedad de la AEE. Además, tienen contratos para suplir gas, han vendido generadores de emergencia y también venden el combustible para esos generadores.

En verano, estaremos bajo otra temporada de huracanes, y otro compás de espera por si uno de esos fenómenos le da otro golpe a la ya colapsada red.

Para un resumen de la Casa Blanca de Joseph Biden sobre inversiones en la red eléctrica de PR, pulse aquí.