Un proyecto en la Cámara propone que los data centers de IA pongan su propia luz.

¿Pero quién decide dónde serán instalados?

En nuestros dos artículos anteriores sobre data centers de Inteligencia Artificial, los cuales puedes leer aquí y aquí, discutíamos si Puerto Rico debía aprobar reglas específicas para los data centers antes de que llegara la primera solicitud de permisos. Esta pregunta fue contestada parcialmente el pasado 15 de octubre de 2026, cuando los representantes Jerry Nieves Rosario (PNP), Luis J. Jiménez Torres (PNP) y Jorge “Georgie” Navarro Suárez (PNP) radicaron la “Ley para el Desarrollo de la Infraestructura de Cómputo e Inteligencia Artificial de Puerto Rico”, P. de la C. 1523. El mismo fue asignado a la Comisión de Gobierno de la Cámara. No es ley.

Este no es el primer proyecto que toca los data centers en Puerto Rico. El Código de Incentivos de Puerto Rico (Ley 60-2019) ya reconoce como elegibles los centros de procesamiento electrónico de información, la distribución por computación en la nube y los “centros de servicios de desarrollo para el procesamiento y almacenamiento de datos”. Lo que hace el P. de la C. 1523 es distinto: es el primer proyecto que ata por primera vez los incentivos a condiciones de servicio eléctrico.

Lo leímos completo. El proyecto habla mucho de incentivos y electricidad, pero poco de dónde se construirían los centros y cuánto podría opinar el público sobre ellos.

A continuación, Farrant Te Explica el P de la C 1523.

¿Qué propone?

El Artículo 2 del Proyecto de ley establece como política pública “promover el establecimiento y la expansión en Puerto Rico de centros de datos y de cómputo para inteligencia artificial, como actividad industrial de alto valor tecnológico, y la exportación de sus servicios”, siempre que no se trasladen costos a los demás clientes de la red eléctrica, que los centros cuenten con capacidad propia de generar energía en condiciones de insuficiencia, que se proteja el agua y que haya beneficios verificables para el país.

El Proyecto busca implementar esta política pública en dos niveles.

Nivel 1: reglas para todo centro de 5 MW o más. Aplican con o sin incentivos a todo “Centro de Datos de Carga Grande” que solicite servicio eléctrico nuevo o ampliado (Art. 8). Un megavatio (MW) equivale a la demanda aproximada de cientos de hogares. Estos centros tendrían que:

• Contar con capacidad firme propia de al menos 100% de su carga en operación, certificada por el Negociado de Energía (“Negociado”), y no operará por encima de esa capacidad certificada.
• No tomar energía de la generación del sistema durante alertas de reserva, relevos de carga y emergencias.
• Sufragar todos los estudios, interconexión y mejoras a la red eléctrica atribuibles a su servicio.
• Comprar energía de la red solo dentro de bloques adjudicados por convocatoria (Art. 11).
• Usar enfriamiento en circuito cerrado, por aire, con agua reusada o no potable. El agua potable de la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados (AAA) sólo podrá usarse hasta el límite que ésta fije, en consulta con el Departamento de Recursos Naturales y Ambientales (DRNA) (Art. 7(a)).

Para sumar las cargas, se contarán las instalaciones de una misma persona o sus afiliadas que se encuentren en el mismo predio, en predios contiguos, o que se sirvan de la misma subestación. El Proyecto excluye de esta definición las telecomunicaciones y estaciones de aterrizaje de cables submarinos (Art. 3(l)).

Nivel 2: el precio de los incentivos. La persona o entidad que quiera recibir un decreto bajo el Código de Incentivos tendrá que asumir el “Compromiso Megavatio” (Arts. 4 a 6 y 14 a 17), el cual establece que:

• Además de su capacidad firme propia, mantener una reserva para la red de al menos 50% de su carga en operación, disponible para inyectar cuando el operador la pida. La compensación no podrá exceder el costo evitado del sistema.
• Suplirá al menos 50% de su consumo con energía renovable adicional al sexto año, con un PUE (“Power Usage Effectiveness”) de diseño no mayor de 1.3. El PUE mide cuánta energía total gasta el centro por cada unidad que consumen los equipos de cómputo.
• El centro se diseñará para resistir huracanes con vientos de categoría 5 y  operar aislado de la red eléctrica.
• Reservará al menos 5% de su capacidad de cómputo – o una porción equivalente de espacio, energía y enfriamiento – a costo, para la UPR, el gobierno y emprendedores, bajo el “Banco de Cómputo Soberano” (Art. 14).
• Firmará un acuerdo con el municipio sede para aportarle 25% de las contribuciones sobre la propiedad y patentes municipales que quedan exentas. El Artículo 15(b) aclara que esta aportación “constituirá una obligación contractual del concesionario y no una contribución municipal”.
• Informará cada año al Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico (“DDEC”) y al Negociado de Energía su consumo total de energía, la que toma de la red y la que inyecta, las solicitudes del operador que atendió, su PUE y su WUE (“Water Usage Effectiveness”), el porcentaje de energía renovable adicional, el uso del Banco de Cómputo Soberano y su empleo directo (Art. 17(a)). 

Los centros que ya existen podrían expandirse con una tasa fija de 2% sobre el ingreso de exportación atribuible a los primeros 20 MW añadidos, durante 10 años, y exenciones de ventas y uso (Arts. 9, 20 y 21). Si la carga añadida llega a 5 MW, las reglas del Nivel 1 aplicarían solo a esa carga incremental, no a la carga base. 

Cómo se obtendría un decreto. El DDEC, en coordinación con el Negociado, adjudicaría por convocatoria los bloques de capacidad del sistema y el derecho preferente a contratar predios y puntos de interconexión (Art. 11). El Secretario del DDEC podrá designar “Zonas de Cómputo y Energía” en terrenos con infraestructura de transmisión existente o planificada, incluyendo terrenos de Fomento Industrial y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) (Art. 12). Los proyectos en esas zonas, y las expansiones con decreto, tramitarían permisos bajo el proceso especial de la sección 6070.69 del Código de Incentivos.

El Negociado de Energía tendría 180 días desde la aprobación de la ley para adoptar un reglamento. Hasta que eso ocurra, el operador de la red no podría aprobar servicio nuevo o ampliado para estos centros sin autorización previa del Negociado (Art. 8(c)).

Lo que el Proyecto sí atiende

El proyecto aborda el problema que describe su exposición de motivos: la red de Puerto Rico no tiene excedentes de energía para data centers de IA. Según la exposición de motivos, la demanda pico de electricidad en el verano de 2026 rondó los 3,234 MW, con generación disponible cerca de 3,200 MW, y hubo 15 relevos de carga manuales entre julio y agosto. La tarifa de electricidad récord de 33.86 centavos por kWh entró en vigor el 1 de octubre de 2026, la cual es casi el doble del promedio residencial de 18.3 centavos por kWh en Estados Unidos.

Esta difícil realidad de nuestro sistema eléctrico se vivió esta misma semana en que sale este artículo. El martes 27 de octubre, según El Nuevo Día, LUMA Energy advirtió que más de 100,000 clientes podrían sufrir apagones por déficits de generación durante la noche, tras perderse unos 270 MW por la salida de la unidad 5 de San Juan y las limitaciones de la unidad 2 de Aguirre. A las 8:00 p.m., el portal de LUMA reportaba 140,841 abonados sin servicio por este déficit. Según un portavoz de LUMA, aun con ambas unidades de vuelta y las baterías residenciales inyectando, la reserva proyectada sería de apenas 20 MW. Mientras escribimos este párrafo, no hay luz en nuestra casa.

Captura del portal de LUMA Energy (lumapr.com) tomada por nosotros el martes 27 de octubre de 2026 a las 8:26 p.m. Muestra una capacidad disponible de 2,612 MW, una carga pronosticada de 2,737 MW para una reserva total de −125 MW.

Es en esta red donde el Negociado tendrá que certificar la capacidad firme propia de cada data center (Art. 8(a)(1)), vigilar que nadie tome energía del sistema durante alertas, relevos de carga (como los apagones selectivos del 27 de octubre) y emergencias (art. 8(a)(2)) y recibir sus informes anuales (Art. 17). 

Frente a esta realidad, el Proyecto propone 3 cosas que ningún instrumento local hace hoy:

1. Prohíbe trasladar costos a los demás clientes (Art. 8(a)(4)).
2. Exige que los centros traigan su propia energía en vez de competir por la existente.
3. Restringe el agua potable para enfriamiento y ordena informes y garantías financieras por megavatio, a favor del Gobierno, que se ejecutarían en caso de incumplimiento (Art. 8(b)(7)).

Lo que el proyecto no menciona

• Participación ciudadana. No contiene requisitos de notificación al público, celebración de vistas públicas o intervención de la comunidad sobre dónde se construiría un centro. El único mecanismo local que menciona el Proyecto es la aportación municipal del Artículo 15. Aquí hay un detalle importante: si el municipio no firma el acuerdo con la entidad en 60 días, el Art. 15(c) permite al DDEC  emitir el decreto con esa aportación como condición a favor del municipio. Por consiguiente, el proyecto le permite al DDEC sustituir la voluntad municipal.  Quedará por verse si esto es compatible con la autonomía municipal que protege la Ley 107-2020 – cuyo Art. 1.007 invoca el propio proyecto – ya que, hasta donde pudimos verificar, no conocemos un caso donde se haya litigado esta controversia. Además, para los decretos, la Ley 60 ya dispone que las decisiones del Secretario del DDEC sobre la aprobación de una solicitud de incentivos y su contenido son finales, sin revisión judicial ni administrativa ni otro recurso, y que, una vez otorgada la concesión, ningún municipio ni agencia puede impugnar su legalidad (Sec. 6020.01(k)). El proyecto no cambia esta regla, ya que el Artículo 18(c) la mantiene “sin menoscabo”. Esto podría complicar una impugnación basada en la autonomía municipal. 
• Transparencia. El DDEC publicaría los informes de los centros con decreto, salvo la información comercial confidencial. Los centros de 5 MW o más que no posean un decreto sólo tendrán que informar su consumo de agua y energía al Negociado, y el proyecto únicamente dice que éste protegerá la información comercial confidencial (Art. 17). No ordena la publicación de estos informes. Tampoco define qué es “información comercial confidencial”, lo cual deja abierta la posibilidad de que información de datos de consumo – los cuales son de interés público en un sistema en crisis – queden fuera del alcance del público por decisión administrativa.
• Ambiente. No exime de las leyes ambientales (Arts. 7(c) y 13(b)), pero tampoco las refuerza. Guarda silencio sobre el calor que un centro libera al ambiente y no establece un tope de consumo consuntivo de agua, solamente el deber de informar el WUE y consumo anual de agua (Art. 17(c)). Por otro lado, el límite de consumo de agua potable lo fijará la AAA, es decir, la entidad que vende el agua, “en consulta con” el DRNA. 
• Permisos. El Artículo 13 acelera la aprobación de permisos, pero conviene ser preciso sobre cómo lo hace. Su apartado (b) dice que no se alteran los requisitos sustantivos ni exime del cumplimiento ambiental. Sin embargo, el Artículo crea una ficción jurídica al ordenar tramitar estos proyectos “como si se tratara de Proyectos Prioritarios en Zonas de Oportunidad”. Es decir, podría darse el caso de que se active el trámite especial aunque el predio no esté en una Zona de Oportunidad formalmente designada. La pregunta que queda sin contestar aquí es de tiempo, no de sustancia: ¿se podrá hacer y evaluar rigurosamente el impacto ambiental de un proyecto dentro de los plazos abreviados que este proceso conlleva?

El Proyecto tiene un defecto de redacción: usa dos nombres distintos para esta ley.

El Art. 1 bautiza el Proyecto como “Ley para el Desarrollo de la Infraestructura de Cómputo e Inteligencia Artificial de Puerto Rico”. Sin embargo, los Artículos 20(b) y 21 (g) con enmiendas al Código de Incentivos, remiten a la “Ley del Pacto Megavatio para el Desarrollo de la Infraestructura de Cómputo e Inteligencia Artificial de Puerto Rico”. 

Son dos nombres distintos para la misma ley. Y, como las nuevas secciones propuestas aquí dependen de esa remisión para definir sus términos y condiciones, el error deja a estas secciones citando una ley que no existe. Esto es un error que se puede corregir en el trámite, pero que deseamos señalar ahora, para que se haga la corrección.

El choque entre el DDEC y el Negociado que crea el Proyecto

Según nuestra lectura, el Proyecto reparte las decisiones sobre los centros entre 2 agencias con mandatos distintos, y esa división merece preguntas en vistas públicas. 

El Artículo 11(a) dispone que el DDEC “en coordinación con el Negociado”, adjudicará mediante convocatorias públicas y competitivas, por bloques de megavatios: (1) el derecho preferente a contratar los predios y puntos de interconexión disponibles en las Zonas de Cómputo y Energía, y (2) los bloques de capacidad del sistema eléctrico para que los centros de carga grandes compren energía fuera de una alerta de reserva. Sobre los bloques de energía, el Negociado otorgará “la autorización correspondiente” y, antes de cada convocatoria, certificará el margen de reserva disponible y tamaño máximo del bloque. Además, certificará la capacidad firme propia de cada centro (Art. 8(a)(1)), autorizará caso por caso mientras adopta un reglamento (Art. 8 (c)) y tiene jurisdicción para imponer penalidades (Art. 8(a)(6)). 

Por otro lado, según el texto del Proyecto, un centro de carga grande no puede comprar energía de la red fuera de una alerta sin un bloque que el Negociado autorice (Art. 8(a)(3)). Sin embargo, el DDEC – cuyo mandato es atraer y retener inversión – es quien designa las Zonas (Art. 12(a)) y quien adjudica los predios. Los factores que enumera el Art. 11 (b) para evaluar propuestas son la reserva ofrecida, los renovables, la eficiencia, inversión, empleo y contribución al Banco de Cómputo Soberano. No menciona nada sobre aceptación de la comunidad al Proyecto o impacto ambiental del sitio, aunque la lista incluye “entre otros factores”.  

Esta decisión de diseñar la implementación del Proyecto no está justificada en ningún lugar, y deja una pregunta práctica sin contestar. El texto exige “coordinación” entre el DDEC y el Negociado, pero, ¿qué ocurre si discrepan? Por ejemplo, podría darse un caso en el que el DDEC adjudica un predio a un centro y el Negociado no autoriza el bloque de energía que ese centro necesita. Esto será necesario preguntar y aclarar en las vistas públicas, junto con otra pregunta: ¿por qué no debería conducir las convocatorias el Negociado, el regulador que existe para proteger a los abonados, con el DDEC en un rol de  promocionar la inversión?

El Artículo 4(e) sólo deja 1 puerta para los incentivos

El Artículo 4(e) dispone que, desde la vigencia de la ley, no se otorgará decreto alguno bajo cualquier capítulo del Código de Incentivos que cubra total o parcialmente la operación de un Centro de Datos de Carga Grande, salvo como Centro de Cómputo Cualificado (Art. 4) o como expansión de un Centro de Datos Existente (Art. 9). Esta regla no aplica a solicitudes de decreto presentadas antes de la vigencia de la ley. Asimismo, el Artículo 23(a)(8) exime del impuesto sobre ventas y uso (IVU) y de los arbitrios estatales el equipo de un Negocio Exento que opere un Centro de Cómputo Cualificado con decreto.

Mientras tanto, las reglas del Nivel 1 aplican a todo centro de 5 MW o más “posea o no un Decreto” (Art. 3(l)). Por ende, un centro que no quiera asumir el Compromiso Megavatio no recibirá incentivos contributivos, pero sí tendría que cumplir con el Nivel 1. Asimismo, puede competir por los bloques de capacidad que necesita para comprar energía de la red, y la adjudicación no conlleva un decreto (Arts. 8(a)(3) y 11 (d)).

El resultado aquí es que, en la práctica, el incentivo contributivo queda atado a un solo paquete. Quien lo rechace asumirá el Nivel 1 sin incentivos. Quien lo acepte, asumirá además la reserva para la red, las renovables adicionales, el Banco de Cómputo Soberano y la aportación municipal. Sería útil preguntar en vistas públicas si este diseño fue intencional, o si es un efecto no previsto de disposiciones redactadas por separado, y si lo que se exige en el Nivel 2 es proporcional a lo que se ofrece. 

La comparación internacional es diferente a que lo que dice la exposición de motivos

El proyecto presenta en su exposición de motivos los casos de Irlanda, Texas y Singapur, para luego señalar que esta propuesta ley “adopta lo mejor de esas experiencias y lo adapta a la realidad de Puerto Rico […]”.  Sin embargo, la realidad es más matizada. Veamos:

1. Irlanda: Puerto Rico sería más laxo. La Comisión para la Regulación de Servicios Públicos (CRU) de Irlanda adoptó su política de conexión para grandes usuarios el 12 de diciembre de 2025 (CRU2025236). Esta exige que los data centers de 1 MVA o más suplan al menos 80% de su demanda anual con energía renovable adicional generada en Irlanda, dentro de seis años, y que los sitios de 10 MVA o más aporten generación o almacenamiento despachable, con medición separada, capacidad igual a su capacidad máxima de importación y participación obligatoria en el mercado. Bajo este proyecto, Puerto Rico pediría 50% al sexto año (Art. 6(a)). Sería prudente preguntar cómo se llegó a la cifra de 50% y por qué no se copió la de 80%.
2. Texas: Puerto Rico sería más estricto. La SB 6 se firmó en Texas el 20 de junio de 2025 y aplica a cargas de 75 MW o más. Esta exige sufragar los costos de interconexión, acreditar el control del terreno y la solvencia financiera, y aceptar la desconexión durante eventos de firm load shed. Sin embargo, esa ley no requiere autosuministro. Puerto Rico sí.
3. Singapur: Puerto Rico copia su mecanismo. Singapur asignó 200 MW de capacidad nueva a cuatro operadores en agosto de 2026 mediante su segunda convocatoria competitiva (Data Centre – Call for Application), con el requisito de que más de 50% de la capacidad se alimente de fuentes de energía verde y con PUE de 1.3 o mejor a plena carga de equipo de TI, además de tecnologías de enfriamiento líquido y equipo de TI 100% eficiente. El umbral de PUE coincide casi exactamente con el del Art. 6(b) del proyecto, y el porcentaje de energía verde es comparable al 50% del Art. 6(a). Más importante: la convocatoria competitiva del Art. 11 es precisamente el mecanismo que Singapur usa. En ese aspecto, el proyecto no improvisa, sino que copió a Singapur.

Con esto en mano, podemos decir que, en cuanto a lo que se refiere a capacidad firme propia, el P. de la C. 1523 es más exigente que Texas y comparable a Irlanda. En cuanto al uso de energía renovable, es más débil que Irlanda. Y, en eficiencia y en el mecanismo de asignación, va a la par con Singapur. No es “lo mejor de cada modelo”, como señala la exposición, sino una mezcla sin análisis explicativo.

¿Dónde deja este proyecto al propuesto Código de Permisos?

El Artículo 13 manda que los proyectos en Zonas de Cómputo y Energía, y las expansiones con decreto, tramiten permisos bajo el proceso de la Sección 6070.69 del Código de Incentivos “como si se tratara de Proyectos Prioritarios en Zonas de Oportunidad”.Ese proceso ya existe en la Ley 60: la notificación incluye un aviso en 2 periódicos y un rótulo, agencias y municipios tienen 10 días laborables para comentar (y si no lo hacen, la propuesta se entiende favorable), el documento ambiental se evalúa en 20 días laborales y la revisión judicial se solicita en 20 días naturales jurisdiccionales.

Por otro lado, el Código de Planificación y Permisos (P. del S.1173) aprobado por el Senado (que aún no es ley) considera estratégicos los Proyectos Prioritarios en Zonas de Oportunidad que cumplan con la elegibilidad de la Ley 60 (Art. 2.06(d)). Estos proyectos estratégicos estarían en la categoría de “Proyectos de Impacto Socioeconómico Prioritario”, a los que el Art. 12.40 del propuesto Código les aplica un trámite especial. Se presentan directamente ante la Oficina Central de Permisos, aunque el municipio tenga jerarquía delegada; la notificación se hace mediante un rótulo de presentación; las agencias y municipios tienen 20 días naturales para emitir recomendaciones (10 más si el análisis ambiental es complejo), y el municipio afectado, 20 días laborables para su consulta formal; la determinación final se emite en 10 días naturales tras culminar las recomendaciones; y la revisión judicial debe solicitarse en 20 días jurisdiccionales, sin paralización de la obra salvo que un tribunal la ordene para prevenir un daño irreparable. Si el “como si” del Artículo 13 basta para cumplir con la elegibilidad de la Ley 60, un data center podría ser considerado bajo esta vía.

Aquí queremos aclarar algo sobre las Zonas de Oportunidad, las cuales son una designación contributiva federal. Según las guías federales, las designaciones originales de Puerto Rico terminan el 31 de diciembre de 2027, un año antes que las del resto de Estados Unidos. El nuevo mapa dependerá de nominaciones y no cubrirá automáticamente toda la isla. Para este Proyecto, este cambio importa menos de lo que parece: como el Artículo 13 usa la fórmula “como si se tratara”, activar su trámite no requiere que el predio esté realmente en una zona de oportunidad. Sin embargo, el mapa sí podría importar si se quisiera además acceder a la vía estratégica del Código de Permisos, ya que la elegibilidad de la Ley 6 exige una zona federal designada y la designación del comité. 

¿Y cómo trataría este proyecto a uno como Seabase?

Un clúster de 10 a 20 MW como el que consideró Seabase en nuestro reciente artículo estaría cubierto, ya que las cargas se suman. Seabase nos dijo que evalúa combinar cómputo con nueva generación y baterías, lo cual encaja con la exigencia de capacidad firme propia. Por consiguiente, pareciera ser que, bajo este proyecto, si se convierte en ley, un desarrollo como el Seabase podría obtener los permisos y sus  incentivos contributivos. 

Detalles por verificar

• Salida de la convocatoria. Un solicitante que se autoabastezca por completo, no se encuentre en una Zona de Cómputo y Energía y no compre energía de la red puede pedir su decreto en cualquier momento, sin convocatoria (Art. 11(c)). Sin embargo, no queda exento del Compromiso Megavatio ni de mantener la interconexión necesaria para inyectar su reserva.
• Efecto fiscal sin cuantificar. La propia exposición de motivos dice que habrá que estimarlo durante el trámite. Es necesario que esta cifra se presente antes de votar, ya que el proyecto baja la tasa contributiva de 4% a 2% para el ingreso de exportaciones incremental y añade exenciones de IVU y arbitrios. En el contexto de déficit fiscal y situación económica que vive Puerto Rico, alguien tendrá que pagar esa diferencia. 
• Tarifas especiales. El Proyecto no establece que los data centers pagarán tarifas especiales de agua y luz por su alto consumo, contrario a lo que está ocurriendo en varios estados y la Unión Europea, como mencionamos la semana pasada.
• Reglamentos pendientes. Casi todo lo operativo queda relegado a los Reglamentos que el Negociado, el DDEC y la AAA tendrán que adoptar en 180 días luego de aprobarse la ley. Hasta entonces, el Art. 8(c) pone al Negociado a autorizar caso por caso. 
• Vigencia escalonada. El Art. 28 dispone que los decretos como centro de Cómputo Cualificado y las enmiendas al Código de Incentivos solamente podrán otorgarse una vez entren en vigor los reglamentos de los Artículos 8 y 24(a). Es decir, aun si la ley se aprobara hoy, comenzaría realmente a operar en 180 días, o cuando lleguen los reglamentos.

¿Qué puedes hacer?

El proyecto apenas empieza su trámite legislativo, así que hay tiempo para conocer más y opinar. Toda vez que las aprobaciones de derechos no se pueden impugnar (Sec. 6020.01(k) de la Ley 60), el momento de participar es ahora, en la Legislatura y los reglamentos. 

Puedes seguir este proyecto en SUTRA, presentar una ponencia si la Comisión de Gobierno celebra vistas y contactar a tus legisladores.

Luego de la revisión de esta versión inicial del Proyecto, nos parece importante que se considere la revisión de las siguientes tres cosas:

1. Que el Negociado celebre vistas públicas antes de designar una Zona de Cómputo y Energía. El Art. 12 actual permite al Secretario del DDEC designarlas en consulta con la Junta de Planificación, el Negociado y la AEE, sin participación de las comunidades afectadas.
2. Que se elimine o enmiende el reloj de 60 días del Artículo 15(c) para que el DDEC no pueda imponer unilateralmente una aportación a un municipio que se negó a negociarla.
3. Que se publique la cifra del efecto fiscal del proyecto antes de su votación final, no después.

Si crees que el proyecto debe incluir participación comunitaria vinculante, este es el momento de pedirlo. Además, puedes suscribirte a nuestro Substack Farrant Te Explica, donde estaremos cubriendo los avances de este proyecto.