Contrato Cancelado: lo que realmente decía - Documentos

La controversia por el contrato de 400 megavatios de generación temporera en Aguirre ha producido dos versiones casi opuestas: una sostiene que Puerto Rico comprometió $5,886 millones con Power Expectations; la otra asegura que no había fondos públicos envueltos, que el Gobierno no asumía riesgo y que toda la exposición económica recaía sobre las empresas privadas.

El contrato no sostiene ninguno de esos dos extremos.

Una revisión de Indiario del Power Purchase and Operating Agreement firmado el 10 de junio de 2026 revela que los $5,886,720,000 eran una estimación máxima del costo durante diez años, no una cantidad garantizada al contratista. Pero el documento también establece expresamente que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) pagaría las facturas desde una cuenta presupuestaria identificada, clasifica esas obligaciones como gastos corrientes de la corporación pública y contempla incluso la posibilidad de utilizar fondos federales para determinados costos de interconexión.

La misma lectura permite aclarar otras interrogantes que dominaron la controversia: sí existía una obligación de prestar una garantía de cumplimiento multimillonaria; no se trataba necesariamente de depositar $1,180 millones en efectivo; los integrantes del consorcio no podían sustituirse unilateralmente; Enchanted Rock figuraba como parte contractual y respondía solidariamente junto a las demás empresas; y la AEE tenía mecanismos contractuales para cancelar el acuerdo sin tener que esperar por una determinación criminal sobre las alegaciones relacionadas con ERock.

Más aún, el documento contiene inconsistencias y omisiones que adquieren especial relevancia luego de todo lo ocurrido.

Vea contrato PowerExpectation aquí

Los $5,886 millones: un máximo, no un cheque garantizado

El número que convirtió el contrato en uno de los más grandes de la historia de Puerto Rico aparece expresamente en la página 29, Artículo X, sección 10.1, tercer párrafo:

“Buyer estimates that its total cost under this Agreement will not exceed $5,886,720,000.00.”

Pero inmediatamente el contrato aclara que esa cifra se incorporó para cumplir con los requisitos de la Oficina del Contralor y que no modificaba las obligaciones de las partes. No dice que la AEE estuviera obligada a pagar $5,886 millones.

Por el contrario, en la página 12, sección 2.1, segundo párrafo, el contrato dispone que la obligación del comprador se limita a pagar los kilovatios-hora realmente medidos y aceptados. Añade específicamente que no existía un requisito de compra mínima, generación mínima o compensación garantizada, salvo que algo distinto apareciera en el Exhibit B.

La página 21, sección 5.6, primer párrafo, insiste en la misma estructura: “Payment to the Seller shall be based solely on actual power delivered”.

La Junta de Supervisión describió también los $5,886 millones como un máximo teórico, derivado de determinadas presunciones de operación durante los diez años, y había cuestionado precisamente cómo se financiaría un proyecto que no garantizaba horas de operación ni ingresos al vendedor.

Por tanto, es incorrecto describir el contrato como una obligación inmediata de pagar $5,900 millones.

Pero de ahí no se desprende que no hubiera dinero público envuelto.

¿No había fondos públicos? El contrato dice otra cosa

La afirmación de que el Gobierno “no ponía un centavo” confunde dos asuntos distintos: quién financiaba la construcción inicial y quién pagaría por la electricidad después de producirse.

La empresa debía financiar y desarrollar inicialmente el proyecto a su costo y riesgo. Sin embargo, una vez comenzara a producir, quien tenía que pagar era la AEE.

La página 29, sección 10.1, tercer párrafo, identifica incluso la cuenta:

01-2321-23235-000-000.

Es decir, el propio contrato ordenaba que “all payments owed under this Agreement” fueran cargados a una cuenta presupuestaria de la AEE.

Además, en las páginas 33 y 34, sección 13.1, la AEE representa que las obligaciones de pago constituirían “Current Expenses” bajo el PREPA Trust Agreement y el proceso de Título III de PROMESA. El contrato las describe como gastos esenciales para la operación del sistema eléctrico.

La Junta había señalado que el costo sería tratado por la AEE como un gasto pass-through relacionado con las tarifas, mientras caracterizaba la exposición fiscal directa como “limitada”, no inexistente.

Incluso hay una segunda precisión importante. En la página 5, inciso (G) de los “Whereas”, el contrato dispone que podían solicitarse fondos de FEMA para determinados costos de interconexión en Aguirre o en un sitio adicional.

Así que la conclusión precisa es otra:

No existía una obligación gubernamental de financiar por adelantado los $5,886 millones ni de garantizarle ese ingreso al contratista. Pero sí existían obligaciones de pago de una corporación pública por la energía entregada y el contrato contemplaba potencialmente fondos federales para interconexión.

¿Todo el riesgo era de Power Expectations? Tampoco

En este punto, el contrato era considerablemente favorable a la AEE.

La página 34, sección 13.3, establece que las obligaciones de preparación del vendedor —equipos, permisos, construcción, movilización, combustible e integración— se realizarían “at Seller's sole cost and risk”.

La página 20, sección 5.3, último párrafo, es todavía más sencilla:

“The Seller is responsible for all interconnection costs.”

El vendedor también asumía el costo de los permisos, infraestructura de LNG, almacenamiento, regasificación, operación, mantenimiento y seguros. Las páginas 39, Artículo XVII, disponían incluso que un aumento en los costos causado por cambios en las leyes o reglamentos tendría que absorberlo el vendedor, sin derecho automático a aumentar el precio. Las páginas 46 y 47 imponían igualmente al vendedor los seguros requeridos.

Eso explica por qué la Junta sostuvo durante el proceso de aprobación que el riesgo financiero principal recaía sobre el vendedor.

Pero “principal” no significa “todo”.

Por ejemplo, en las páginas 13 y 14, secciones 2.4 a 2.4.3, si una fuerza mayor impedía el suministro de LNG y se operaba con diésel, la AEE suministraría y pagaría ese combustible y sus costos logísticos, mientras el vendedor recibiría $0.160 por kWh por la operación.

La página 28, sección 9.2, además, transfiere a la AEE el riesgo relacionado con la electricidad una vez cruza el punto de entrega y deja bajo responsabilidad del comprador los eventos relacionados con su infraestructura aguas abajo.

Y si la AEE dejaba de pagar cantidades no controvertidas, la página 30, sección 10.4, permitía al vendedor suspender servicios y eventualmente terminar el acuerdo.

Había, además, límites a determinadas penalidades. La página 27, sección 8.9, limitaba los daños liquidados agregados —con excepciones— al 3 % del valor anual estimado del contrato.

Por eso, afirmar que “el Gobierno no tenía ningún riesgo” tampoco refleja el contrato. La arquitectura desplazaba una parte considerable del riesgo de desarrollo y financiamiento hacia el vendedor, pero mantenía exposición operativa y económica para la AEE y, por extensión, para el sistema eléctrico y sus clientes.

La famosa “fianza”: en realidad hubo dos controversias distintas

Aquí también se han mezclado conceptos.

Durante el proceso competitivo existió primero un bid bond, o garantía de propuesta. La Junta cuestionó que Power Expectations hubiera presentado originalmente una garantía respaldada por apenas $300,000, que posteriormente fue revisada, frente a un contrato cuyo máximo potencial alcanzaba los $5,886 millones. La Junta consideró esa garantía materialmente inferior a la de otros proponentes y cuestionó cómo se había aceptado.

Pero esa no es la garantía de $1,180 millones que posteriormente provocó la terminación.

El contrato final hacía referencia a una Performance Bond en múltiples lugares. La página 9 define los eventos que permitían ejecutarla; la página 13, sección 2.4, permite ejecutarla si para el día 150 no estaban listos los suministros, infraestructura y permisos relacionados con LNG; las páginas 25 a 27 la vinculan con otros remedios; y la página 36, sección 15.1(vii) convierte el incumplimiento de los requisitos de la Performance Bond en un “Immediate Seller Event of Default” sin oportunidad de subsanación.

Hay, sin embargo, un problema documental importante: la copia del contrato examinada por Indiario termina físicamente en la página 48 aunque sus propios folios indican que el acuerdo tiene 89 páginas. Los Exhibits A-G enumerados en la página 3 —incluyendo el Exhibit C de la Performance Bond— no están incluidos en la copia suministrada.

Por eso, el monto exacto y el plazo de la garantía no pueden verificarse en el Exhibit C de esta copia.

Sí pueden corroborarse, sin embargo, mediante la notificación oficial de terminación emitida por la AEE el 18 de agosto, que reproduce la sección C.1. Según la Autoridad, el vendedor debía entregar no más tarde de 15 días laborables después de la ejecución una garantía por $1,180,000,000, equivalente al 100 % del valor proyectado de la etapa de construcción.

Y aquí hay otra aclaración importante: no necesariamente tenía que depositar $1,180 millones en efectivo.

La cláusula permitía cumplir mediante una carta de crédito irrevocable o un performance bond pagadero a requerimiento, según la transcripción oficial de la AEE.

La Autoridad sostuvo que ninguna de las dos fue presentada, a pesar de requerimientos posteriores, y utilizó ese incumplimiento como una causa independiente para terminar el contrato.

¿Podían cambiar a Enchanted Rock por Flotek?

Podían solicitar un cambio. No podían hacerlo unilateralmente.

La diferencia es fundamental.

En la página 10, la definición de “Seller” identifica colectivamente a Power Expectations, Enchanted Rock y Reyes Contractor y establece que responderían “jointly and severally”, es decir, solidariamente, por todas las obligaciones, representaciones y garantías del contrato.

Luego, la página 38, Artículo XVI, segundo párrafo, establece:

El vendedor no podía ceder, transferir, pignorar o de otra manera transmitir sus derechos u obligaciones sin el consentimiento previo y escrito de la AEE.

La AEE podía conceder, negar o condicionar ese consentimiento a su “sole and absolute discretion”.

Más categórico aún: el mismo párrafo dispone que cualquier intento de cesión sin ese consentimiento sería “null, void, and without effect”.

Por tanto, decir simplemente que “el contrato permitía cambiar los integrantes” omite la condición esencial: se necesitaba autorización previa y escrita de la AEE.

Según el expediente descrito posteriormente por la Junta, el Assignment and Assumption Agreement mediante el cual se pretendió sustituir a Enchanted Rock/ERock por Flotek llevaba fecha del 12 de junio, apenas dos días después de la firma del contrato, mientras que el consentimiento de la AEE llegó posteriormente. La Junta sostuvo además que una sustitución de una contraparte material requería su propia revisión bajo la Contract Review Policy, aprobación que nunca fue solicitada.

Ese último requisito proviene de la política de revisión de contratos de la Junta, no del Artículo XVI por sí solo. Pero contractualmente, como mínimo, la cesión no podía producirse primero y pedir permiso después.

ERock no era un nombre decorativo

La controversia de Enchanted Rock tampoco puede separarse del texto.

En la página 4, Enchanted Rock aparece expresamente como uno de los tres vendedores y se identifica a Jhoby Weaks como COO-Caribbean Operations y supuesto representante autorizado. En la página 48, aparece una firma atribuida a Weaks por Enchanted Rock.

La sección 13.1, páginas 33 y 34, contiene además una representación de cada parte de que tenía plena autoridad legal para ejecutar y cumplir el acuerdo.

Por eso la posterior alegación de ERock de que su nombre y firma fueron utilizados sin autorización no constituye un detalle periférico. Si finalmente se probara, tocaría directamente una representación esencial del acuerdo.

ERock sostiene que no era parte del proyecto y que su nombre y firma fueron utilizados sin autorización. La Junta ha recalcado que no ha adjudicado criminalmente esa disputa; las alegaciones fueron referidas a las autoridades.

Sin embargo, había otro problema distinto de la firma: la cualificación del consorcio.

La Junta sostiene que Power Expectations y Reyes Contractor no habían demostrado experiencia previa ejecutando proyectos de escala y complejidad comparables y que la participación de Enchanted Rock era precisamente lo que aportaba al grupo la capacidad técnica, operacional y financiera necesaria para cualificar bajo el RFP.

Así, aun asumiendo para efectos argumentativos que Enchanted Rock hubiera firmado válidamente y simplemente decidido retirarse después, su salida alteraba una característica fundamental de la propuesta evaluada.

La generación era “temporera”; el contrato, no

Otro elemento que puede inducir a error es el nombre.

El acuerdo era para “Temporary Power Generation”, pero la página 17, sección 3.1, establece expresamente un término inicial de diez años a partir del Commercial Operation Date.

La palabra “temporera” describía los equipos. En la página 10, el contrato define Temporary Power Generation Unitcomo un activo de generación no permanente instalado en Aguirre o en otro sitio autorizado.

Es decir: equipos temporeros, contrato de diez años.

Tampoco estaba claro en esta copia cuánto costaba realmente cada kWh

Otro detalle merece atención.

La página 9 define una Operational Rate de $0.160 por kWh, expresamente excluyendo combustible, reembolsos de combustible, ajustes, impuestos y otros cargos.

Sin embargo, la página 26, sección 8.4, utiliza para calcular daños por desvío de combustible o generación un “Contract Rate” de $0.224 por kWh.

El Exhibit B debía contener el Price Proposal and Rate Schedule, pero no aparece en las 48 páginas suministradas.

La Junta confirmó en su determinación final de junio que durante las revisiones se había trabajado una estructura que distinguía la tarifa operacional de $0.160 de los componentes relacionados con combustible.

Por ello, con esta copia sola no es posible auditar completamente la fórmula final de facturación y reconciliar todas las referencias a $0.160 y $0.224 por kWh.

El contrato tiene inconsistencias internas que no son menores

La revisión también detecta varios problemas de redacción.

El primero aparece en la página 25, sección 8.2. El párrafo inicial menciona que el periodo de despliegue termina en el “Day 160”, pero inmediatamente el inciso (b) establece que los daños comienzan el día 151 y el inciso (c) identifica expresamente el día 150 como la expiración del Deployment Period. Todas las demás disposiciones relevantes utilizan 150 días.

La Junta posteriormente identificó el día 150 como la fecha contractual correspondiente para alcanzar la operación comercial.

Hay otra inconsistencia más delicada.

Las páginas 10 y 11, al definir Termination Payment, y nuevamente la página 38, sección 15.9, hacen referencia a la sección 3.1.1(c) como la cláusula que autorizaría ciertos Eligible Demobilization Costs si la AEE cancelaba por conveniencia durante los primeros 36 meses posteriores al COD.

Sin embargo, en la página 17, donde aparece la sección 3.1.1, no existe en la copia suministrada un inciso identificado como (c). El texto pasa de la obligación de pagar energía ya entregada a las reglas posteriores sobre desmovilización sin mostrar el inciso al que otras partes del contrato remiten.

Finalmente, el contrato identifica en la portada, página 4 y página de firmas a “Reyes Contractor Group, Inc.”, mientras que la definición de Seller de la página 10 utiliza “Reyes Contractor LLC”.

Ninguna de estas inconsistencias demuestra por sí sola ilegalidad o invalidez, pero en un acuerdo potencial de $5,886 millones, son defectos de redacción que merecen explicación.

¿La cancelación podía costarle miles de millones a la AEE?

El propio contrato contradice esa posibilidad bajo las circunstancias que finalmente ocurrieron.

La página 38, sección 15.9, dispone que, salvo excepciones específicas, tras la terminación la AEE no tenía obligación de pagar por energía no entregada, capacidad no utilizada, disponibilidad futura, inversión varada, costos financieros, retorno sobre capital o ganancias perdidas.

El vendedor solamente tendría derecho a cobrar energía que hubiese sido entregada, medida, aceptada y facturada antes de la terminación.

La notificación formal de terminación de la AEE es particularmente contundente: la Autoridad certificó que no había emitido un Notice to Proceed, no se habían movilizado o entregado equipos del vendedor en los sitios del proyecto, no se había producido, medido, aceptado ni facturado electricidad y la AEE no había realizado pago alguno.

Consecuentemente, la AEE sostuvo que no correspondía compensación por terminación.

Eso también significa que la afirmación de que cancelar el contrato exponía automáticamente al Gobierno a pagar miles de millones no encuentra apoyo en las disposiciones examinadas.

La AEE no necesitaba esperar a que se probara un fraude

Quizás este es uno de los elementos más importantes de todo el expediente.

La controversia pública ha girado alrededor de si alguien falsificó o utilizó sin autorización la firma o el nombre de Enchanted Rock. Ese asunto está referido a autoridades locales y federales y no existe en los documentos examinados una adjudicación judicial que determine que ocurrió un fraude.

Pero la AEE no necesitaba probar esa alegación para tener un fundamento contractual separado para terminar.

La página 36, sección 15.1(vii) convierte en un evento inmediato de incumplimiento la falta de mantener los requisitos de la Performance Bond.

La AEE sostuvo formalmente que la garantía de $1,180 millones nunca fue entregada y citó precisamente esa cláusula como la primera de dos bases independientes para la terminación. La segunda fue la revocación de la aprobación del contrato por parte de la Junta de Supervisión.

La propia Autoridad tuvo el cuidado de aclarar que, al ejecutar la instrucción de la Junta, no estaba adoptando como hechos probados todas las alegaciones contenidas en las cartas de la Junta.

Eso es jurídicamente y políticamente significativo: la terminación contractual no depende exclusivamente de demostrar quién firmó por ERock.

Power Expectations ahora alega falta de debido proceso

Luego de la revocación, Power Expectations presentó otra línea de defensa: sostiene que la Junta tomó en consideración las acusaciones de ERock sin comunicarle adecuadamente la evidencia ni darle una oportunidad suficiente para responder antes de revocar su aprobación.

En una carta del 18 de agosto, la compañía reclamó reconsideración, acceso al expediente y planteó además posibles conflictos de interés. Esas son alegaciones y argumentos de Power Expectations, no determinaciones judiciales.

El 3PPO, por su parte, informó que había entrevistado representantes de ERock y de Power Expectations, reiteró preocupaciones relacionadas con el debido proceso y dijo que el asunto había sido referido a autoridades locales y federales.

El contrato por sí mismo no resuelve esa controversia constitucional.

Lo que sí revela es que existía un incumplimiento contractual independiente —la falta de la garantía de cumplimiento— que la AEE identifica como causa inmediata de terminación, independientemente del resultado de la controversia sobre la firma.

El problema mayor: las protecciones existían, pero no funcionaron a tiempo

Una lectura completa cambia parcialmente la narrativa alrededor del contrato.

No era un contrato de $5,886 millones garantizados. Tenía una estructura de pago por producción, sin take-or-pay, y desplazaba hacia el vendedor buena parte del financiamiento, construcción, permisos, combustible, infraestructura y riesgo de desarrollo.

Tampoco era, sin embargo, una operación sin exposición pública. La AEE era el comprador, tenía una cuenta presupuestaria destinada a pagar el contrato, las obligaciones serían gastos corrientes del sistema y determinados costos podían incluso aspirar a fondos FEMA.

Y las mayores interrogantes no nacen necesariamente de que el contrato careciera de protecciones.

Al contrario.

La Junta había exigido precisamente que se incorporaran hitos de cumplimiento, informes periódicos, una Performance Bond, daños liquidados, derechos de terminación y restricciones sobre cambios en las partes antes de darle su aprobación final.

El problema es que, según el expediente oficial posterior, la garantía de $1,180 millones nunca se entregó, los hitos no se estaban cumpliendo, la composición del vendedor cambió prácticamente desde el comienzo y la empresa cuya experiencia había sido determinante para cualificar el consorcio terminó negando haber autorizado su participación.

Ese contraste probablemente constituye la principal conclusión que deja el contrato.

En papel, el Gobierno tenía herramientas importantes para protegerse. La controversia está en cómo un proyecto de esta magnitud pudo avanzar hasta la firma sin que estuvieran resueltos precisamente los elementos —garantía financiera, composición del consorcio, autoridad de sus representantes y capacidad para cumplir los primeros hitos— que esas cláusulas estaban diseñadas para proteger.

Y cuando finalmente llegó la cancelación, no fue necesario inventar una cláusula ni esperar por un procesamiento criminal: una de las razones principales estaba escrita desde el principio en la página 36 del propio contrato.