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

Posted by Jaime Farrant on

¿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. 

Puerto Rico House Bill Requires AI Data Centers to Install their own Electricity.

Posted by Jaime Farrant on

But who decides where will they be installed?

In our two previous articles on Artificial Intelligence data centers, which you can read here and here, we discussed whether Puerto Rico should enact specific rules for data centers before the first permit application arrives. This question was partially answered on October 15, 2026, when Representatives Jerry Nieves Rosario (PNP), Luis J. Jiménez Torres (PNP), and Jorge “Georgie” Navarro Suárez (PNP) filed the “Law for the Development of Computing and Artificial Intelligence Infrastructure of Puerto Rico,” H. Bill 1523. It was assigned to the House Government Committee. This is not yet a law.

This is not the first bill to address data centers in Puerto Rico. The Puerto Rico Incentives Code (Law 60-2019) already recognizes electronic information processing centers, cloud computing distribution, and “development service centers for data processing and storage” as eligible activities. What H. Bill 1523 does differently: it is the first bill that ties incentives to electric service conditions for the first time.

We read it in full. The bill speaks extensively about incentives and electricity, but says little about where centers would be built or how much the public could weigh in on them.

Below, Farrant Explains H. Bill 1523.

What does it propose?

Section 2 of the Bill establishes as public policy to “promote the establishment and expansion in Puerto Rico of data centers and computing facilities for artificial intelligence, as a high technological value industrial activity, and the export of their services,” provided that costs are not transferred to other electrical grid customers, that centers have their own capacity to generate energy under insufficiency conditions, that water is protected, and that verifiable benefits for the country exist.

The Bill seeks to implement this public policy at two levels.

Level 1: rules for all centers of 5 MW or more. These apply with or without incentives to any “Large Load Data Center” that requests new or expanded electric service (Sec. 8). One megawatt (MW) equals approximately the demand of hundreds of homes. These centers would have to:

  • Have own firm capacity of at least 100% of their operating load, certified by the Energy Bureau (“Bureau”), and shall not operate above that certified capacity.
  • Not draw energy from the system generation during reserve alerts, load sheds, and emergencies.
  • Pay for all studies, interconnection, and electrical grid improvements attributable to their service.
  • Purchase energy from the grid only within blocks awarded by competitive solicitation (Sec. 11).
  • Use closed-loop cooling, by air, with reused or non-potable water. Potable water from the Puerto Rico Aqueduct and Sewer Authority (“AAA”) may only be used up to the limit that the AAA establishes, in consultation with the Department of Natural and Environmental Resources (“DRNA”) (Sec. 7(a)).

To aggregate loads, installations of the same person or its affiliates located on the same property, contiguous properties, or served by the same substation will be counted. The Bill excludes telecommunications and submarine cable landing stations from this definition (Sec. 3(l)).

Level 2: the price of incentives. The person or entity that wants to receive an incentive decree under the Incentives Code will have to assume the “Megawatt Commitment” (Sections 4 through 6 and 14 through 17), which establishes that:

  • In addition to their own firm capacity, maintain a reserve for the grid of at least 50% of their operating load, available to inject when the operator requests it. Compensation cannot exceed the avoided system cost.
  • Supply at least 50% of their consumption with additional renewable energy by the sixth year, with a PUE (“Power Usage Effectiveness”) design no greater than 1.3. PUE measures how much total energy the center spends for each unit consumed by computing equipment.
  • The center will be designed to resist Category 5 hurricanes and operate isolated from the electrical grid.
  • Reserve at least 5% of their computing capacity—or an equivalent portion of space, energy, and cooling—at cost, for UPR, government, and entrepreneurs, under the “Sovereign Computing Bank” (Sec. 14).
  • Sign an agreement with the host municipality to contribute 25% of property and municipal patent contributions that remain exempt. Section 15(b) clarifies that this contribution “will constitute a contractual obligation of the concessionaire and not a municipal contribution.”
  • Report annually to the Puerto Rico Department of Economic Development and Commerce (“DDEC”) and the Energy Bureau their total energy consumption, energy drawn from the grid and injected to it, operator requests attended, their PUE and WUE (“Water Usage Effectiveness”), percentage of additional renewable energy, use of the Sovereign Computing Bank, and direct employment (Sec. 17(a)).

Existing centers could expand with a fixed rate of 2% on export income attributable to the first 20 MW added, for 10 years, and sales and use tax exemptions (Sections 9, 20, and 21). If the added load reaches 5 MW, Level 1 rules would apply only to that incremental load, not to base load.

How to obtain a decree. DDEC, in coordination with the Bureau, would award by competitive solicitation blocks of system capacity and the preferential right to lease properties and interconnection points (Sec. 11). The DSEC Secretary may designate “Computing and Energy Zones” on properties with existing or planned transmission infrastructure, including Fomento Industrial lands and Puerto Rico Electric Power Authority (“AEE”) lands (Sec. 12). Projects in those zones, and expansions with decrees, would process permits under the special process of Section 6070.69 of the Incentives Code.

The Energy Bureau would have 180 days from the law’s approval to adopt regulations. Until that occurs, the grid operator could not approve new or expanded service for these centers without prior authorization from the Bureau (Sec. 8(c)).

What the Bill does address

The bill addresses the problem described in its statement of purpose: Puerto Rico’s grid has no surplus power for AI data centers. According to the statement of purpose, peak electricity demand in the summer of 2026 hovered around 3,234 MW, against available generation of about 3,200 MW, and there were 15 manual load sheds between July and August. The record electricity rate of 33.86 cents per kWh took effect on October 1, 2026, which is nearly double the U.S. residential average of 18.3 cents per kWh.

This harsh reality of our electrical system was felt this very week, the week this article comes out. On Tuesday, October 27, according to El Nuevo Día, LUMA Energy warned that more than 100,000 customers could suffer outages from generation shortfalls during the night, after about 270 MW was lost through the shutdown of Unit 5 at the San Juan plant and limitations at Unit 2 of the Aguirre plant. At 8:00 p.m., LUMA’s portal reported 140,841 customers without service because of this shortfall. According to a LUMA spokesperson, even with both units back online and residential batteries feeding power into the grid, the projected reserve would be a mere 20 MW. As we write this paragraph, the power is out at our home.

Screenshot of LUMA Energy’s portal (lumapr.com), taken by us on Tuesday, October 27, 2026, at 8:26 p.m. It shows an available capacity of 2,612 MW and a forecasted load of 2,737 MW, resulting in a total reserve of −125 MW.

Faced with that reality, the Bill does 3 things that no local instrument does today:

  1. Prohibits transferring costs to other customers (Sec. 8(a)(4)).
  2. Requires that centers bring their own energy instead of competing for existing capacity.
  3. Restricts potable water for cooling and orders reports and financial guarantees per megawatt, in favor of the Government, that would be executed in case of noncompliance (Sec. 8(b)(7)).

What the bill does not mention

  • Citizen participation. It contains no requirements for public notification, holding public hearings, or community intervention on where a center would be built. The only local mechanism the Bill mentions is the municipal contribution of Article 15. Here is an important detail: if the municipality does not sign the agreement with the entity within 60 days, Sec. 15(c) allows DDEC to issue the decree with that contribution as a condition in favor of the municipality. Therefore, the bill allows DDEC to substitute municipal will. It remains to be seen whether this is compatible with the municipal autonomy protected by Law 107-2020—whose Sec. 1.007 the bill itself invokes—since, to the extent we could verify, we are not aware of any case where this controversy has been litigated. Additionally, for decrees, Law 60 already provides that the DDEC Secretary’s decisions on the approval of an incentive application and its content are final, without judicial or administrative review or other remedy, and that once the concession is granted, no municipality or agency may challenge its legality (Sec. 6020.01(k)). The bill does not change this rule, as Section 18(c) maintains it “without prejudice.” This could complicate a challenge based on municipal autonomy.
  • Transparency. DDEC would publish reports from centers with decrees, except confidential commercial information. Centers of 5 MW or more that do not have a decree would only have to report their water and energy consumption to the Bureau, and the bill only says that the Bureau will protect confidential commercial information (Sec. 17). It does not order publication of these reports. Nor does it define what “confidential commercial information” is, which leaves open the possibility that consumption data—which is of public interest in a system in crisis—could remain outside public reach by administrative decision.
  • Environment. It does not exempt from environmental laws (Secs. 7(c) and 13(b)), but neither does it reinforce them. It remains silent on the heat a center releases into the environment and does not establish a consumptive water usage cap, only the duty to report WUE and annual water consumption (Sec. 17(c)). On the other hand, the potable water consumption limit will be set by the AAA, that is, the entity that sells water, “in consultation with” the DRNA.
  • Permits. Section 13 accelerates permit approval, but it is worth being precise about how it does so. Its subsection (b) states that substantive requirements are not altered nor exempts from environmental compliance. However, the Section creates a legal fiction by ordering these projects to be processed “as if they were Priority Projects in Opportunity Zones.” That is, it could happen that the special process is activated even if the property is not formally designated in an Opportunity Zone. The question that remains unanswered here is one of time, not substance: will it be possible to rigorously evaluate and assess the environmental impact of a project within the abbreviated timelines that this process entails?

The Bill has a drafting error: it gives two different names to the same law.

Section 1 christens the Bill as “Law for the Development of Computing and Artificial Intelligence Infrastructure of Puerto Rico.” However, Sections 20(b) and 21(g) with amendments to the Incentives Code, refer to the “Megawatt Pact Law for the Development of Computing and Artificial Intelligence Infrastructure of Puerto Rico.”

These are two different names for the same law. And, since the new sections proposed here depend on that referral to define their terms and conditions, the error leaves these sections citing a law that does not exist. This is an error that can be corrected during the legislative process, but we wish to point it out now so the correction is made.

The clash between DDEC and the Bureau that the Bill creates

According to our reading, the Bill divides decisions about centers between 2 agencies with different mandates, and that division merits questions at public hearings.

Section 11(a) provides that DDEC “in coordination with the Bureau,” will award through public competitive solicitations, by megawatt blocks: (1) the preferential right to lease available properties and interconnection points in Computing and Energy Zones, and (2) the system capacity blocks for large load centers to purchase energy outside a reserve alert. Regarding energy blocks, the Bureau will grant “the corresponding authorization” and, before each solicitation, will certify the available reserve margin and maximum block size. Additionally, it will certify each center’s own firm capacity (Sec. 8(a)(1)), authorize case by case while adopting regulations (Sec. 8(c)), and has jurisdiction to impose penalties (Sec. 8(a)(6)).

On the other hand, according to the Bill’s text, a large load center cannot purchase energy from the grid outside an alert without a block that the Bureau authorizes (Sec. 8(a)(3)). However, DDEC—the agency whose mandate is to attract and retain investment—is the one that designates the Zones (Sec. 12(a)) and awards properties. The factors enumerated in Sec. 11(b) to evaluate proposals are the reserve offered, renewables, efficiency, investment, employment, and contribution to the Sovereign Computing Bank. It mentions nothing about community acceptance of the Project or environmental impact of the site, although the list includes “among other factors.”

This implementation design decision is not justified anywhere, and leaves a practical question unanswered. The text requires “coordination” between DDEC and the Bureau, but what happens if they disagree? For example, it could occur that DDEC awards a property to a center and the Bureau does not authorize the energy block that center needs. This will need to be asked and clarified at public hearings, along with another question: why should the Bureau—not DDEC—conduct the solicitations, given that the Bureau is the regulator that exists to protect ratepayers, with DDEC in a role of promoting investment?

Section 4(e) only leaves 1 door for incentives

Section 4(e) provides that, from the law’s effective date, no decree shall be granted under any chapter of the Incentives Code that covers totally or partially the operation of a Large Load Data Center, except as Qualified Computing Center (Sec. 4) or as expansion of an Existing Data Center (Sec. 9). This rule does not apply to decree applications filed before the law’s effective date. Likewise, Section 23(a)(8) exempts from sales and use tax (IVU) and state levies the equipment of an Exempt Business that operates a Qualified Computing Center with a decree.

Meanwhile, Level 1 rules apply to all centers of 5 MW or more “whether they have a Decree or not” (Sec. 3(l)). Therefore, a center that does not want to assume the Megawatt Commitment will not receive incentive tax breaks, but would still have to comply with Level 1. It can also compete for the capacity blocks it needs to purchase energy from the grid, and awarding does not carry a decree (Secs. 8(a)(3) and 11(d)).

The result here is that, in practice, the tax incentive becomes tied to a single package. Whoever rejects it will assume Level 1 without incentives. Whoever accepts it, will additionally assume the reserve for the grid, additional renewables, the Sovereign Computing Bank, and the municipal contribution. It would be useful to ask at public hearings whether this design was intentional, or if it is an unintended effect of provisions drafted separately, and whether what is required in Level 2 is proportional to what is offered.

The international comparison is different than what the statement of motives says

The bill presents in its statement of motives the cases of Ireland, Texas, and Singapore, and then notes that this proposed law “adopts the best of those experiences and adapts them to the reality of Puerto Rico […].” However, the reality is more nuanced. Let us see:

  1. Ireland: Puerto Rico would be more lenient. Ireland’s Commission for the Regulation of Public Services (CRU) adopted its connection policy for large users on December 12, 2025 (CRU2025236). This requires that data centers of 1 MVA or more supply at least 80% of their annual demand with additional renewable energy generated in Ireland, within six years, and that sites of 10 MVA or more provide dispatchable generation or storage, with separate metering, capacity equal to their maximum import capacity, and mandatory market participation. On the other hand, Puerto Rico would require 50% by the sixth year (Sec. 6(a)). It would be prudent to ask how the 50% figure was reached and why the 80% figure was not copied.
  2. Texas: Puerto Rico would be stricter. SB 6 was signed in Texas on June 20, 2025 and applies to loads of 75 MW or more. This requires covering interconnection costs, proving land control and financial solvency, and accepting disconnection during firm load shed events. However, this law does not require self-supply, as Puerto Rico does.
  3. Singapore: Puerto Rico copies its mechanism. Singapore assigned 200 MW of new capacity to four operators in August 2026 through its second competitive solicitation (Data Centre – Call for Application), with the requirement that more than 50% of capacity be fed from green energy sources and with PUE of 1.3 or better at full IT equipment load, plus liquid cooling technologies and 100% efficient IT equipment. The PUE threshold matches almost exactly with that of Sec. 6(b) of the bill, and the green energy percentage is comparable to the 50% of Sec. 6(a). More importantly: the competitive solicitation of Sec. 11 is precisely the mechanism Singapore uses. In that aspect, the bill does not improvise, it copied Singapore.

With this in hand, we can say that, regarding own firm capacity, H. Bill 1523 is more demanding than Texasand comparable to Ireland. Regarding renewable energy use, it is weaker than Ireland. And, regarding efficiency and allocation mechanism, it runs parallel with Singapore. It is not “the best of each model,” as the statement says, but a mixture without explanatory analysis.

Where does this bill leave the proposed Permitting Code?

Section 13 mandates that projects in Computing and Energy Zones, and expansions with decrees, process permits under the process of Section 6070.69 of the Incentives Code “as if they were Priority Projects in Opportunity Zones.” That process already exists in Law 60: notification includes notice in 2 newspapers and a sign, agencies and municipalities have 10 business days to comment (and if they do not, the proposal is understood favorable), the environmental document is evaluated in 20 business days and judicial review must be requested within 20 natural jurisdictional days.

On the other hand, the Permitting and Planning Code (S. Bill 1173) approved by the Senate (which is not yet law) considers strategic the Priority Projects in Opportunity Zones that comply with eligibility of Law 60 (Sec. 2.06(d)). These strategic projects would be in the category of “Priority Socioeconomic Impact Projects,” to which Sec. 12.40 of the proposed Code applies a special process. They are filed directly with the Central Permit Office, although the municipality may have delegated jurisdiction; notification is made through a presentation sign; agencies and municipalities have 20 natural days to issue recommendations (10 more if the environmental analysis is complex), and the affected municipality, 20 business days for its formal consultation; the final determination is issued in 10 natural days after completing recommendations; and judicial review must be requested within 20 jurisdictional days, without work stoppage unless a court orders it to prevent irreparable harm. If the “as if” of Section 13 suffices to meet eligibility of Law 60, a data center could be considered under this route.

Here we want to clarify something about Opportunity Zones, which are a federal tax designation. According to federal guidelines, Puerto Rico’s original designations end on December 31, 2027, one year before those in the rest of the United States. The new map will depend on nominations and will not automatically cover the entire island. For this Bill, that change matters less than it seems: as Section 13 uses the formula “as if,” activating its process does not require the property to be actually in a federally designated zone. However, the map could matter if one wanted to additionally access the strategic route of the Permitting Code, since Law 60 eligibility requires a federally designated zone and committee designation.

How would this bill treat one like Seabase?

A cluster of 10 to 20 MW like the one Seabase considered in our recent article would be covered, since loads aggregate. Seabase told us they evaluate combining computing with new generation and batteries, which fits with the own firm capacity requirement. Therefore, it seems that, under this bill, if it becomes law, a development like Seabase could obtain permits and their corresponding tax incentives.

Details to verify

  • Exit from solicitation. An applicant that fully self-supplies, is not located in a Computing and Energy Zone, and does not purchase energy from the grid can request their decree at any time, without solicitation (Sec. 11(c)). However, they do not get exempted from the Megawatt Commitment nor from maintaining the interconnection necessary to inject their reserve.
  • Fiscal effect not stated. The statement of motives says that the bill’s fiscal effect will need to be estimated during the legislative process. It is necessary that this figure be presented before voting, since the bill reduces the tax rate from 4% to 2% for incremental export income and adds IVU and levy exemptions. In Puerto Rico’s fiscal context and fragile economy, someone will have to pay that difference.
  • Special Rates. The Bill does not establish that data centers will pay special water and electricity rates for high consumption, contrary to what is happening in several states and the European Union, as we mentioned last week.
  • Pending Regulations. Almost everything operational is relegated to Regulations that the Bureau, DDEC, and AAA will be required to adopt within 180 days after the law is approved. Until then, Sec. 8(c) puts the Bureau authorizing case by case.
  • Staggered Effective Date. Sec. 28 provides that decrees as Qualified Computing Center and amendments to the Incentives Code can only be granted once the regulations of Sections 8 and 24(a) go into effect. That is, even if the law were approved today, it would really begin to operate in 180 days, or when regulations arrive.

What can you do?

The bill has just begun its legislative process, so there is time to learn more and weigh in. Since approvals of rights cannot be challenged (Sec. 6020.01(k) of Law 60), the moment to participate is now, in the Legislature and regulations.

You can follow this project on SUTRA, submit testimony if the Government Committee holds hearings, and contact your legislators.

After reviewing this initial version of the Bill, we believe it is important that the following three things be considered for review:

  1. That the Bureau hold public hearings before designating a Computing and Energy Zone. Sec. 12 currently allows the DDEC Secretary to designate them in consultation with the Planning Board, the Bureau, and the AEE, without participation from affected communities.
  2. That the 60-day clock of Section 15(c) be eliminated or amended so that DDEC cannot unilaterally impose a contribution on a municipality that refused to negotiate it.
  3. That the fiscal effect figure of the project be published before its final vote, not after.

If you believe the bill should include binding community participation, now is the time to ask for it. Also, you can subscribe to Farrant Explains, where we will be covering the advances of this bill.