La matriz de LUMA, Quanta Services, quiere que se le permita hacer negocio con los proponentes de proyectos de energía renovable, pero la AEE se opone.

La Junta de Supervisión Fiscal (JSF) repartió culpas por el atraso en la aprobación final de los contratos con 10 proponentes de proyectos de energía renovable a gran escala y los condicionó a que soliciten financiamiento con el Departamento de Energía federal (DOE en inglés), a la vez que la matriz de LUMA Energy está cabildeando ante el Negociado de Energía (NE) para que se le permita hacer negocios con esos proponentes.

Estos desarrollos recientes, surgidos por separado, realzan los problemas burocráticos y de mercado que enfrenta la transición hacia energía renovable en la isla y también el crecimiento de la participación del gobierno federal en esa transición.

“[E]l proceso de contratación de generación renovable a gran escala tiene aproximadamente dos años de retraso”, observó Sergio Marxuach, director de Política Pública del Centro para una Nueva Economía (CNE) en un informe publicado la semana pasada. En esos días se registró también la decisión de la Junta de condicionar los proyectos de gran escala al financiamiento de la Oficina del Programa de Préstamos del DOE y también surgió la oposición de la Autoridad de Energía Eléctrica a que Quanta Services, dueña del 50% de LUMA, pueda hacer negocios con los proponentes de estos proyectos de energía renovable.

Desde que LUMA comenzó a tomar control de la red de distribución en 2021, ha estado en la lista de “Personas Restringidas” que no pueden tener relación directa o indirecta con los proponentes de proyectos de energía renovable a gran escala. Por decisión del NE, los proyectos se contratarían por etapas, llamadas tramos en español o tranches en inglés. La aprobación condicionada que la Junta emitió la semana pasada es para el primero de seis tramos programados. Al final de los seis tramos, debe haber capacidad para generar 3,750 megavatios (más del consumo actual en un día promedio) y capacidad para almacenar en baterías otros 1,500 megavatios.

Quanta recurrió al evaluador externo que el NE contrató para los proyectos, Accion Group LLC, el 18 de julio pasado para plantearle que los eliminara de la lista porque la prohibición es “innecesariamente restrictiva”. Mencionaron que son dueños de dos empresas especializadas en infraestructura de renovables, Blattner Energy y RP Construction Services, así como Quanta Services Solutions PR, LLC, y que han tenido que declinar “numerosas solicitudes” para participar como subcontratistas en proyectos en la isla. “Estas restricciones amplias no parecen estar en el mejor interés de Puerto Rico o en mantener el propósito del (Plan Integrado de Recursos) para usar todos los recursos disponibles”, reclamaron.

A petición del NE, la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) sometió una moción indicando que Quanta debe permanecer en la lista de participantes restringidos para todos los tramos por “los inevitables conflictos de interés involucrados”. Explicaron que, por virtud del contrato de operación privada de la distribución y transmisión, LUMA es representante de la AEE en los trabajos que tienen que hacer para lograr la conexión de los proyectos de energía renovable con la red. Si Quanta, como subcontratista de algún proponente de estos proyectos no hace el trabajo que se requiere o no lo hace en el tiempo necesario, “LUMA estaría en una situación clásica de conflicto de interés de defender uno de los miembros de su consorcio o defender a la AEE”.

La petición de LUMA ocurre también con el trasfondo de que la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP) contrató a un “tercero independiente” para que se encargue de las actividades de compra tanto de LUMA como del operador privado de las plantas de generación, Genera PR, y evitar conflictos de interés. La necesidad y operación específica de esa figura ha sido cuestionada por el representante Luis Raúl Torres, quien hasta recién presidía la comisión cameral con jurisdicción sobre el sector de energía. Fermín Fontanés, director de la AAPP, informó que el contrato fue adjudicado a Regulatory Compliance Services Corp., una entidad cuyo presidente registrado es el abogado y comentarista Osvaldo Carlo Linares.

La matriz de Genera PR es New Fortress Energy (NFE), dedicada a la distribución de gas natural. Marxuach también resaltó en su informe el potencial de conflicto que esto presenta. “Genera, como subsidiaria de una compañía de gas natural, puede tener un incentivo para prolongar la vida de la flota de generación existente (bajo el pretexto de que no hay suficiente generación renovable disponible) y comprarle el gas natural requerido a su compañía matriz”, planteó.

La Junta, quien dio aprobación final de los contratos de LUMA y Genera PR y quien tiene las manos en las riendas de la operación de la red eléctrica a través de los planes fiscales de la AEE, no contestó directamente una pregunta en su reunión de la semana pasada sobre las preocupaciones de si hay capacidad en el gobierno para fiscalizar adecuadamente a estos jugadores privados. Su director ejecutivo, Robert Mujica, dijo que era algo que iban a mirar y que es de la responsabilidad del NE, pero que no todos los incentivos y penalidades de los contratos han entrado en vigor porque dependen que la finalización del proceso de quiebra de la AEE, que está pautado para marzo de 2024.

Además, en el proceso de quiebra de la AEE ante la jueza Laura Taylor Swain la Junta todavía enfrenta sus propios cuestionamientos sobre las actuaciones cundidas de conflictos de interés que permite cuando mantiene como sus asesores legales principales al bufete O’Neill & Borges, a la vez que estos representan a AES Ilumina, LLC2, AES Puerto Rico, L.P., EcoEléctrica, L.P.4, Gas Natural Aprovisionamientos SDG, S.A. (h/n/c Naturgy), Puma Energy Caribe, L.P. y la propia NFEnergía, LLC (h/n/c New Fortress Energy), todos suplidores de combustibles fósiles de la AEE.

Sin entrar en cómo ha sido su intervención en el proceso, la Junta aprovechó su comunicación de aprobación condicionada de los contratos del Tramo 1 de proyectos para repartir culpas por los atrasos.

“Dadas las metas ambiciosas para el desarrollo de la energía renovable en Puerto Rico, encomiamos a la AEE, LUMA, y ahora a Genera, a trabajar de cerca para identificar proactivamente problemas potenciales, comunicarlos de manera oportuna e idear soluciones ejecutables. Es crucial que las tres entidades demuestren liderato fuerte y tomen acciones rápidas y decididas para asegurar una ejecución más fluida de los próximos tramos de contratación”, dijeron en una comunicación el jueves.

El ente fiscal atribuyó el atraso a mal manejo del proceso de contratación por parte de la AEE, falta de definición sobre responsabilidades de la construcción de instalaciones de interconexión (el mismo tipo de negocio que la matriz de LUMA quiere que le permitan manejar por separado), discusiones sobre responsabilidad de costos de interconexión entre la AEE, LUMA y los proveedores, y la renegociación con los proveedores. Sobre esto último, enfocó que el NE ordenó a la AEE que negociara enmiendas con los proveedores del Tramo 1 sin autorización de la Junta, lo que dijeron que esperan no vuelva a suceder. En una resolución el viernes, el NE simplemente tomó conocimiento de esta expresión de la Junta y pidió tanto a LUMA como a la AEE que certificaran información sobre los costos de interconexión finales. El NE tiene pendiente desde abril una investigación sobre el manejo del Tramo 1 por parte de la AEE y otras entidades.

Las enmiendas que el NE ordenó negociar aumentaron los costos en 34% con relación a los costos que tenían los contratos originalmente. Aún así, el ente fiscal aceptó que el inicio de operaciones de esos proyectos va a reducir “dramáticamente” los costos de energía a nivel de abonado para 2035. “Aunque práctico, permitir la renegociación de los acuerdo originales de compra de energía puede impedir la competencia de mercado y traer ciertos riesgos”, anotó la JSF al reconocer que la renegociación era más rápido que volver a llevar a cabo subastas y al insistir en que ese tipo de renegociación no puede volver a ocurrir.

Como tranquilla adicional que debe resultar en más reducción de costos, la Junta condicionó los contratos del Tramo 1 (con las empresas Ciro Two Salinas, LLC, Guayama Solar Energy LLC, Convergent Coamo Energy Storage 1 LLC, Clean Flexible LLC, CS-UR Juncos PV LLC, Go Green USA America Corp., Solaner Puerto Rico One, LLC, Tetris Power LLC, Pattern Barceloneta Solar LLC y YFN Yabucoa Solar LLC) a solicitar financiamiento al DOE. “[C]ualquier ahorro que resulte de LPO tiene que reflejarse en una reducción directamente proporcional de la tarifa al abonado”, insistió la Junta.

La determinación de la LPO de que los proyectos de energía renovable a gran escala en Puerto Rico pueden solicitar para su financiamiento acentúa dos cosas. Una, según fuentes de NotiCel, es la renuencia o incapacidad de los bancos en Puerto Rico para financiar este tipo de proyecto. Otra es el control cada vez más amplio del gobierno federal en el proceso para cumplir con la meta de que el 100% de la energía que consume la isla venga de fuentes renovables para 2050. Además del financiamiento a través de la LPO, el DOE ha dado apoyo económico a la empresa Sunnova con la condición de que una parte de esa capacidad financiera sea para dar servicio a clientes de Puerto Rico, con su plan de asignar directamente $1,000 millones a sistemas de placas solares y baterías a residencias de bajos recursos y comunidades y con un informe, que debe estar listo a fin de este año, con recomendaciones sobre cómo la isla pude cumplir la meta del 2050.

Ese informe, llamado PR100, debe resolver otra de las disyuntivas que, a juicio de Marxuach, también ha atrasado la integración de renovables: si moverse a un sistema basado completamente en generación distribuida (placas y baterías en cada residencia o negocio) o a un sistema que mantiene generación central, aunque sea de fuentes renovables.

“Este debate es más que un mero desacuerdo sobre política pública porque la decisión política influirá en el diseño de la nueva red. Si el gobierno de Puerto Rico decide depender mayormente de sistemas solares distribuidos en los techos, la red tendrá que diseñarse de una manera; mientras que si decide depender mayormente de la generación solar centralizada a escala la red tendrá que diseñarse de otra manera”, planteó Marxuach al mencionar también que ya el DOE ha dado indicios de que su recomendación será una mezcla de las dos estrategias.

Para ver la comunicación de la Junta sobre los contratos de Tramo 1, pulse aquí.

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