La Junta de Supervisión Fiscal (JSF) elevó el tono de sus señalamientos sobre el contrato para instalar una barcaza generatriz en la bahía de San Juan y advirtió que aún no cuenta con información suficiente para determinar si el proyecto es viable.
En una nueva carta enviada el 7 de abril a la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y a la Oficina Independiente de Adquisiciones (3PPO), el ente fiscal sostuvo que las respuestas sometidas por el gobierno tras un requerimiento previo “permanecen incompletas o insuficientemente respaldadas”, particularmente en áreas clave como la selección del sitio, el suministro de combustible, la logística, la interconexión y la estructura de precios.
La Junta indicó que su preocupación principal es la viabilidad general del proyecto, especialmente ante las limitaciones del área de San Juan y la falta de datos sobre el uso proyectado de la planta durante el término de 10 años del contrato.
El acuerdo propuesto contempla integrar hasta 200 megavatios (MW) de generación temporera mediante una planta flotante, como parte de un plan más amplio para añadir hasta 800 MW adicionales al sistema eléctrico. Sin embargo, el organismo cuestionó si el sistema realmente podría utilizar esa capacidad al nivel requerido para que el contrato sea operacional y financieramente viable.
Uno de los señalamientos más críticos gira en torno a la capacidad de interconexión en la zona. Según información citada en la carta, el operador del sistema eléctrico, LUMA Energy, ha indicado que actualmente solo sería posible integrar alrededor de 124 MW en la subestación de San Juan, por debajo de los 200 MW contemplados en el contrato.
Además, la Junta advirtió que, al considerar otros proyectos en desarrollo, la generación total en el área podría superar la capacidad existente de la infraestructura, lo que plantea dudas sobre si todas las unidades podrían operar simultáneamente sin requerir mejoras adicionales al sistema.
El ente fiscal también cuestionó la selección de San Juan como ubicación del proyecto, al señalar que otros lugares, como la central Costa Sur, presentan ventajas logísticas y técnicas, incluyendo mayor capacidad de interconexión y menor complejidad para el suministro de combustible.
Precisamente, el suministro de gas natural licuado (LNG) es otro de los aspectos que permanece sin definir. La Junta destacó que no existe un acuerdo final con un suplidor de combustible y que tampoco se ha confirmado si la empresa New Fortress Energy participará en el proyecto, lo que añade incertidumbre sobre la operación de la planta.
En el ámbito financiero, la carta advierte sobre posibles riesgos para los consumidores. Aunque el contrato establece un precio base de 18.8 centavos por kilovatio hora, la estructura de precios está atada al índice europeo TTF, que ha registrado aumentos significativos en meses recientes, lo que podría activar mecanismos de ajuste y encarecer la energía.
La Junta también reiteró preocupaciones regulatorias, al indicar que aún no existe una determinación final del Departamento del Tesoro federal sobre el cumplimiento con sanciones económicas (OFAC), lo que podría representar un riesgo para la ejecución del proyecto.
Ante este escenario, el organismo solicitó información adicional y estableció como fecha límite el 10 de abril para que la AEE y el 3PPO respondan a los nuevos requerimientos, en momentos en que el proyecto aún no cuenta con el aval final necesario para entrar en vigor.
La evaluación del contrato, por tanto, continúa en suspenso, ahora bajo cuestionamientos más amplios que no solo abarcan la falta de información, sino la viabilidad misma de la iniciativa.