Exige explicar estatus de los 800 MW y establecer cuándo estará disponible cada bloque de capacidad
20260812 MI20240005 Resolution and Order (1)
12 de agosto de 2026- San Juan, Puerto Rico – El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) de la Junta Reglamentadora de Servicio Público ordenó a LUMA Energy, Genera PR y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) aclarar el estatus de los 800 megavatios (MW) de generación temporera de emergencia contemplados para el sistema eléctrico y establecer fechas firmes para determinar cuándo estará disponible cada bloque de capacidad contratado.
La determinación forma parte de una nueva Resolución y Orden mediante la cual el Negociado requirió a las entidades presentar, dentro de 15 días calendario, un informe conjunto y verificado sobre el Plan Prioritario de Estabilización del Sistema Eléctrico que incluya una ruta crítica consolidada, las gestiones que permanecen pendientes, la entidad responsable de cada una y fechas definitivas para su culminación.
En el caso específico de la generación temporera de emergencia, el Negociado ordenó informar la cantidad exacta de MW que actualmente está cubierta por contratos ejecutados, así como el estatus de Power Expectations, Gotham, Javelin y cualquier otro proponente. También deberán detallarse las aprobaciones, permisos, condiciones de financiamiento, interconexión, combustible, avisos para proceder, movilización y otros requisitos que continúen pendientes, así como la fecha firme en que cada bloque contratado deberá estar disponible para el sistema.
La orden responde, entre otros asuntos, a información que deberá ser reconciliada sobre el estatus de esos 800 MW. En el informe colaborativo correspondiente a julio, Genera señaló que la generación temporera necesaria para compensar el retiro de unidades permanecía pendiente de adquisición por la Oficina Independiente de Adquisiciones (3PPO). En ese mismo informe, la AEE indicó que la Junta de Supervisión y Administración Financiera había aprobado condicionalmente los contratos de Power Expectations y Gotham el 8 de mayo de 2026, que el contrato de Power Expectations fue firmado el 10 de junio de 2026, que Gotham permanecía bajo revisión de la Junta de Supervisión y que Javelin Global Commodities US Holdings, Inc. continuaba bajo revisión de 3PPO.
El Negociado determinó que esa información debe ser reconciliada para contar con un cuadro único y actualizado sobre cuánta generación de emergencia está efectivamente bajo contrato, qué condiciones y aprobaciones permanecen pendientes y cuándo se espera que esos recursos estén disponibles para el sistema.
La Resolución y Orden surge como parte de la fiscalización del Plan Prioritario de Estabilización, establecido por el Negociado en marzo de 2025 como un marco de dos años de actividades a ser implementadas por LUMA, Genera y la AEE para mejorar la confiabilidad y resiliencia del sistema eléctrico de Puerto Rico.
“El informe correspondiente a julio de 2026 refleja avances significativos en varias áreas, pero también demuestra que un número sustancial de actividades del Plan permanece incompleto, depende de otros proyectos, está sujeto a procesos de adquisición o aprobaciones regulatorias, o no cuenta con fechas firmes de culminación”, sostiene el documento.
El Negociado ordenó que, para cada actividad del Plan que no esté completamente terminada, las entidades presenten en una sola tabla consolidada el nivel actual de progreso, todas las acciones y aprobaciones pendientes, la entidad responsable, una fecha firme de culminación, cualquier desviación del calendario anterior, las razones para esa variación y las medidas correctivas que se estén tomando.
Además, LUMA, Genera y la AEE deberán presentar un calendario de ruta crítica para todo el sistema que identifique las dependencias entre las actividades pendientes y establezca fechas firmes para completar cada iniciativa crítica. El Negociado dispuso que no podrán utilizar términos indefinidos como “TBD”, “bajo revisión”, “pendiente” o “en progreso” para los principales hitos sin identificar el asunto que permanece sin resolver, la entidad responsable, la acción necesaria para atenderlo y una fecha cierta para su resolución.
“Sin un calendario consolidado de ruta crítica, el Negociado de Energía no puede determinar fácilmente si el conjunto de actividades pendientes del Plan Prioritario de Estabilización está encaminado, cuáles dependencias controlan las fechas de culminación o qué acciones correctivas se están tomando cuando no se cumplen los hitos aprobados o previamente informados”, señala la Resolución y Orden.
La fiscalización incluye también el programa de 244 MW de generación flexible, con proyectos en Costa Sur, Jobos, Yabucoa y Daguao. Las entidades deberán informar, por ubicación, el estatus de los procesos de demolición y retiro de unidades, los estudios de facilidades e interconexión, las adquisiciones pendientes, los requerimientos de terrenos y las dependencias relacionadas con sistemas de almacenamiento de energía y capacidad de reemplazo, junto con fechas firmes para construcción, energización y operación comercial.
En materia de almacenamiento de energía, la orden exige información detallada sobre el programa de 430 MW de sistemas BESS de Genera, incluyendo el porcentaje de construcción, diseño e interconexión, fechas de entrega de equipos y las fechas previstas de energización y operación comercial.
También deberá detallarse el estatus de los diez acuerdos del programa ASAP Standard Offer 1, que representan 594.4 MW de almacenamiento en baterías, incluyendo la ejecución de contratos, condiciones pendientes para firma, acuerdos de interconexión, estudios de impacto al sistema, condiciones financieras o regulatorias y la fecha proyectada de operación comercial de cada recurso.
A su vez, el Negociado requirió fechas firmes para cuatro proyectos BESS de 25 MW cada uno en el sistema de 38 kV de LUMA. Estos proyectos permanecieron inactivos en el portal de subvenciones de FEMA desde agosto de 2025 hasta su reactivación el 15 de julio de 2026 y todavía identifican como “TBD” procesos relacionados con adquisición, comienzo de construcción y comisionamiento.
La orden abarca además las reparaciones de corto plazo y trabajos de componentes críticos que afectan la capacidad disponible en Aguirre, San Juan, Costa Sur y Palo Seco, entre otras unidades incluidas en el Plan. Para estos trabajos, las entidades deberán informar los MW disponibles, cualquier limitación operacional, la reparación o componente pendiente y una fecha firme para el regreso a servicio o recuperación de plena capacidad.
El Negociado de Energía destacó la importancia de establecer fechas ciertas ante las condiciones actuales del sistema. La Resolución y Orden hace referencia a eventos de insuficiencia de generación y desconexiones de carga registrados durante julio, incluyendo la pérdida de Costa Sur Unidad 6 el 17 de julio, San Juan Unidad 6 el 21 de julio y problemas simultáneos de generación en EcoEléctrica y Aguirre Unidad 2 el 28 de julio.
“Estos eventos subrayan la continua fragilidad del suministro de generación y el interés público en la implementación oportuna de las medidas de estabilización aprobadas en este procedimiento”, establece la Resolución y Orden.
A partir del próximo informe mensual, LUMA, Genera y la AEE deberán incorporar las fechas y la información de ruta crítica establecidas en respuesta a esta orden e identificar cualquier desviación del calendario, su causa, la entidad responsable, las acciones correctivas que se estén tomando y cualquier cambio resultante en la fecha de culminación.
Finalmente, el Negociado advirtió que el incumplimiento con la Resolución y Orden puede conllevar penalidades administrativas de hasta $25,000 por día, conforme a la Ley 57-2014, además de cualquier otro remedio disponible bajo la ley.
