El director ejecutivo de la Asociación de Productores de Energía Renovable (APER), Julián Herencia, señaló que las enmiendas que se han introducido a los pactos entre los desarrolladores de fincas solares y la Autoridad de Energía Eléctrica no justifican la dilación por parte de LUMA Energy en contratar a las empresas encargadas de realizar las mejoras necesarias a la red eléctrica para interconectar la generación adicional.

El retraso de LUMA en la contratación, cree la APER, impedirá, al menos en varios casos, que los proyectos entren en operación dentro de las fechas acordadas contractualmente.

Herencia subrayó que los acuerdos de interconexión entre LUMA y los desarrolladores de los proyectos licitados bajo la primera ronda de negociaciones –denominada en inglés como el “Tranche 1″– disponen que las mejoras deben estar listas seis meses antes de la fecha en que cada finca solar entre en operación comercial. De momento, los contratos disponen que los proyectos del primer tramo –adjudicados en 2022 y enmendados en 2023– deben comenzar a inyectar energía a la red no más tarde del 30 de septiembre de 2025.

“En la construcción de los proyectos de generación de energía renovable, sí hay muchos factores que inciden en el tiempo de conexión, de cuándo van a estar listos para conectarse, pero esos factores no inciden ni afectan los trabajos de interconexión ni la manera ni agilidad en que el operador debe estar trabajando”, subrayó Herencia. “LUMA tiene que estar preparado para completar sus trabajos de interconexión, por lo menos, seis meses antes de la fecha de conexión, de manera que permita al desarrollador y LUMA hacer las pruebas necesarias para garantizar que todo está en orden”.

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A principios de diciembre, LUMA reconoció que la operación comercial del grupo de proyectos –que incluyen 11 instalaciones de generación fotovoltaica y cinco de baterías de almacenamiento– podría materializarse entre finales de 2025 e inicios de 2026 debido a los retrasos para contratar a las dos empresas que harán los trabajos de ingeniería y gerencia de las mejoras requeridas. El consorcio a cargo de la transmisión y distribución eléctrica comenzó la licitación en marzo de 2023, pero fue a finales de noviembre de este año que la Junta de Supervisión Fiscal aprobó el contrato, con una cuantía de más de $128 millones.

Según el principal oficial regulatorio de LUMA, Mario Hurtado, entre los factores que demoraron por 20 meses la contratación figuraron ajustes para cumplir con las guías aplicables a empresas de servicios de ingeniería y las enmiendas que, en ese período, se realizaron a los términos contractuales de los propios desarrolladores de las fincas solares.

La Autoridad para las Alianzas Público Privadas, por su parte, otorgó su visto bueno al contrato el 11 de diciembre, indicó una portavoz.

Herencia, en entrevista con El Nuevo Día, señaló que, pese a las dilaciones, no considera que exista posibilidad de cancelación de los contratos por incumplirse con el término de entrada en operación, al tratarse de causas ajenas a los desarrolladores.

“No conozco de ningún proyecto que esté en riesgo de cancelación por no cumplir con esos acuerdos. En el tema del financiamiento, un cambio en los acuerdos del PPOA (contratos de compra de energía) conlleva, en ese aspecto, que los 24 meses (para la operación comercial) empezarán a contar una vez se obtenga ese financiamiento”, dijo.

Actualmente, varias de las obras del “Tranche 1″ –incluyendo dos fincas solares y dos proyectos de baterías de AES Puerto Rico– cuentan con financiamiento aprobado por la Oficina de Préstamos del Departamento de Energía de Estados Unidos. Se espera que el resto de los proyectos de esta ronda igualmente obtengan las garantías de préstamos de la agencia federal.

Herencia sostuvo que los cuatro proyectos de AES –bajo la subsidiaria Clean Flexible Energy–, desarrollados entre Salinas y Guayama, están entre los más adelantados, así como la finca Ciro One, en Salinas, que fue adjudicada antes del primer tramo de licitación.

“Ese proyecto (Ciro One) se inauguró en diciembre del año pasado para conectar ahora en la primera mitad de 2024, y todavía no está en operación. Ya la parte del desarrollador, todo ha culminado. La pregunta es cuál es el compromiso del operador para terminar de completar y conectar el proyecto”, sostuvo.

De otra parte, criticó el manejo del NEPR y su consultor independiente en los “Tranches” 2 y 3. En la segunda ronda, el NEPR apenas adjudicó tres proyectos, mientras que el “Tranche” subsiguiente se canceló ante los elevados precios de venta de energía que se ofrecieron.

“Si miras el ‘Tranche 4′, están en busca de precios más baratos, pero las condiciones que ponen para participar las encarece del saque. Si estamos buscando mejores precios, cómo pones requisitos más estrictos y caros que en ‘tranches’ previos”, señaló, aludiendo, por ejemplo, a exigencias de garantías financieras y colocar sobre los desarrolladores privados el costo de las mejoras a la red.