Energía e infraestructura

El 31 de agosto de 2026, el nominado a comisionado asociado del Negociado de Energía, Omar M. Rodríguez González, compareció ante la Comisión de Innovación, Reforma y Nombramientos del Senado y reconoció que Puerto Rico atraviesa una crisis energética, comprometiéndose a tomar decisiones basadas en evidencia y no en presiones externas. Durante la vista, el presidente senatorial Thomas Rivera Schatz planteó además la posibilidad de ampliar por ley las facultades del NEPR para evaluar la capacidad técnica de las empresas que aspiren a operar el sistema eléctrico, propuesta que Rodríguez González respaldó condicionalmente.

El intercambio abre la puerta a una reforma legislativa que le otorgaría al Negociado de Energía un rol más directo en la selección y evaluación técnica de operadores eléctricos, lo que alteraría la estructura de supervisión vigente sobre empresas como LUMA. La senadora Migdalia Padilla Alvelo subrayó que los comisionados tienen un poder decisional extraordinario sobre servicios por los que el puertorriqueño paga.

El NEPR es el ente regulador que supervisa contratos y operaciones de los actores del sector eléctrico; reforzar su capacidad técnica y su alcance fiscalizador ha sido una demanda recurrente de grupos de consumidores y expertos ante la complejidad de los acuerdos de concesión. En la misma vista fueron evaluadas Mary Joe Tanner Zalduondo para Registradora de la Propiedad y Ana Margarita Ruiz Ramos para Procuradora de Asuntos de Menores, cuyos nombramientos Rivera Schatz también llevó al pleno ese mismo día.

Los representantes del PPD Héctor Ferrer y Ángel "Tito" Fourquet Cordero denunciaron que el representante novoprogresista Víctor Parés, presidente de la Comisión de Gobierno de la Cámara, reemplazó las vistas públicas que había anunciado para investigar el fallido acuerdo de generación temporera por una reunión a puertas cerradas con Josué Colón, zar de Energía.

Los legisladores del PPD argumentan que un acuerdo que involucra miles de millones de dólares y que terminó cancelado no puede fiscalizarse de forma privada, y exigen que Colón responda bajo juramento y con documentos ante el país.

Parés había convocado públicamente a Colón a reunirse el 1 de septiembre de 2026 para exigir explicaciones sobre el colapso del contrato con el consorcio Power Expectations y explorar cómo asegurar los 800 megavatios de generación suplementaria que Puerto Rico aún no tiene garantizados.

Este domingo 30 de agosto de 2026, la salida abrupta de las unidades 5 y 6 de la central Costa Sur —agravada por el deterioro del tiempo asociado a la tormenta tropical Dolly— dejó sin servicio a 175,352 abonados en su punto más alto, según LUMA Energy; el número se redujo a 12,236 conforme se restableció el sistema de manera progresiva.

El episodio expuso la fragilidad de la red ante condiciones atmosféricas moderadas: en pocas horas, la salida de dos unidades generatrices bastó para activar relevos de carga en distintas regiones de la isla, con Mayagüez, Caguas, Ponce y Carolina entre las más afectadas al cierre del reporte.

El sistema eléctrico de Puerto Rico está dividido entre LUMA Energy, a cargo de transmisión y distribución, y las compañías generatrices —entre ellas la operadora de Costa Sur— responsables de la generación; LUMA reiteró esa distinción de responsabilidades tras la falla de este domingo, una fricción recurrente durante apagones.

FEMA asignó $5.26 millones a Aerostar Airport Holdings para la compra de generadores de energía en el Aeropuerto Internacional Luis Muñoz Marín, fondos destinados a mantener la electricidad durante interrupciones del servicio.

La asignación forma parte de un paquete más amplio que incluye $4.17 millones para generadores en la Planta de Filtración Enrique Ortega en Toa Alta, $3.296 millones para drenaje en Yabucoa, y fondos adicionales para proyectos de mitigación de inundaciones en San Juan y Yabucoa.

El comisionado residente Pablo José Hernández recibió la información de manera adelantada; los proyectos responden a vulnerabilidades persistentes en infraestructura crítica de Puerto Rico, particularmente en el sistema eléctrico y de aguas.

El 19 de agosto de 2026 se radicó el Proyecto de la Cámara 1377, medida de administración con equivalente en el Senado (PS 1405), que crearía en Puerto Rico el programa C-PACE para financiar con capital privado hasta el 100 % de mejoras de eficiencia energética, resiliencia y energía renovable en propiedades comerciales, industriales, turísticas y multifamiliares.

El programa abriría un mercado de financiamiento privado de largo plazo —sin comprometer fondos públicos ni el crédito gubernamental— para un sector que hoy enfrenta barreras de acceso al capital; en Estados Unidos, esquemas C-PACE han generado cerca de $10,000 millones en inversión.

La Exposición de Motivos del proyecto señala que la desaparición del Banco Gubernamental de Fomento redujo los instrumentos flexibles para proyectos de desarrollo económico en Puerto Rico, dejando a pequeños y medianos negocios dependientes de fondos federales o de la banca comercial tradicional.

Al 26 de agosto de 2026, la gobernadora Jenniffer González Colón no ha fijado una fecha para citar a los funcionarios de la AEE, la AAPP, el Negociado de Energía y la 3PPO a fin de investigar presuntas irregularidades en las negociaciones con Power Expectations. El secretario de Asuntos Públicos, Jean Peña Payano, indicó que González Colón se encuentra en gestiones oficiales en Nueva York y que comunicará la fecha de la reunión antes de que termine la semana.

La reunión prometida por la propia gobernadora es el principal mecanismo de rendición de cuentas del Ejecutivo ante un contrato anulado que superaba los $5,900 millones a 10 años; su demora prolonga la incertidumbre sobre quién autorizó los pasos irregulares que llevaron a la cancelación.

El contrato fue anulado luego de que Enchanted Rock notificara que su participación y firmas en los documentos no estaban autorizadas, y que Power Expectations sustituyó a esa empresa por otra sin obtener autorización de la AEE; la Junta de Supervisión Fiscal también ha exigido respuestas inmediatas a la AAPP sobre el proceso de contratación.

Entre enero y julio de 2026, la demanda de electricidad en Puerto Rico totalizó 9,196.4 millones de kilovatios/hora, prácticamente el mismo nivel que en el mismo periodo de 2025, según datos de LUMA Energy publicados por la Junta de Planificación. El consumo residencial subió 1.4%, mientras que el comercial bajó 0.9% y el industrial retrocedió 1.1%.

La demanda de electricidad es uno de los indicadores utilizados para medir la actividad económica, por lo que su estabilidad sugiere una economía sin crecimiento ni contracción significativos. El sector industrial acumuló una caída de 4.7% en el año fiscal 2026, lo que apunta a debilidad en esa área productiva.

La demanda eléctrica total se redujo 5.2% en 2025 tras un aumento de 3.5% en 2024, y el año fiscal 2026 cerró con un descenso de 2.0% en producción, la segunda caída anual consecutiva.

Genera PR respondió a las notificaciones de sanción del Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) alegando defectos procesales y exigiendo un proceso adjudicativo antes de que se le apliquen multas de $25,000 diarios por el retraso en la instalación de ocho unidades de generación de reserva.

Las multas acumuladas podrían representar costos significativos para la empresa que opera la generación eléctrica del país, y el retraso en las unidades de reserva afecta la capacidad del sistema para responder a picos de demanda o emergencias.

Genera PR atribuye el desfase en sus estimados de tiempo a información incorrecta que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) le proveyó durante la transición de operaciones en 2023, cuando la empresa alegó que se le dio a entender que el proyecto ya contaba con fondos federales asignados.

El comisionado residente Pablo José Hernández y otros tres legisladores federales enviaron el lunes una carta al secretario de Energía Chris Wright exigiendo un plan de acción de 90 días, envío de unidades de generación y personal técnico de emergencia para evitar nuevos apagones en Puerto Rico entre septiembre y noviembre de 2026.

La petición bipartidista responde a la cancelación del contrato de $5,900 millones otorgado principalmente a Power Expectations —rescindido por potencial fraude— que dejó al sistema eléctrico sin la generación temporera proyectada justo antes de los meses de mayor demanda.

El contrato con Power Expectations fue cancelado por alegaciones de fraude, profundizando la incertidumbre sobre la capacidad de generación de la isla; LUMA Energy y GeneraPR administran actualmente el sistema eléctrico bajo un esquema de contratos privados cuestionado por legisladores y ciudadanos.

La directora ejecutiva de PRFAA, Gabriella Boffelli, anunció el 24 de agosto de 2026 que Puerto Rico recibirá $2,795,788 del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) mediante asignaciones por fórmula del Energy and Water Development and Related Agencies Appropriations Act. Los fondos se distribuyen entre el State Energy Program ($740,930), el Weatherization Assistance Program ($1,874,854) y el Weatherization Readiness Fund ($180,004).

Los fondos del Weatherization Assistance Program están dirigidos a hogares de bajos ingresos para reducir sus costos de energía mediante mejoras de aislamiento, sellado de aire y sistemas de climatización. El total de $2.8 millones será administrado localmente por el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio (DDEC).

PRFAA gestiona el acceso de Puerto Rico a fondos federales por fórmula que se distribuyen entre los 50 estados, el Distrito de Columbia y los cinco territorios; la isla compite por estos recursos de forma continua ante el Congreso.

El representante Roberto López Román presentó el Proyecto de la Cámara 1370, que establecería un procedimiento uniforme para que abonados reclamen compensación por electrodomésticos dañados por fallas eléctricas atribuibles a negligencia del operador, y crearía un crédito automático en la factura cuando un apagón supere las cuatro horas consecutivas. La medida fue referida a la Comisión de Asuntos del Consumidor de la Cámara.

El proyecto respondería a un vacío reconocido por el Negociado de Energía —que admitió no tener facultad para ordenar compensación por electrodomésticos dañados— y a una sentencia del Tribunal Supremo que invalidó el relevo de responsabilidad que el Negociado le había concedido administrativamente a LUMA; además, permitiría que consumidores cuyas reclamaciones fueron denegadas bajo ese relevo ya invalidado pidan reevaluación dentro de 180 días de entrar en vigor la ley.

El Tribunal Supremo resolvió en DACO v. LUMA Energy, LLC que el Negociado no podía otorgarle administrativamente a LUMA un relevo de responsabilidad por negligencia ordinaria, dejando sin efecto una protección que el operador había obtenido por vía regulatoria. Ese fallo, junto con la ausencia de un mecanismo formal de reclamación, ha obligado a los consumidores a recurrir al proceso interno del operador o a los tribunales.

El director de la P3A, Josué Colón Ortiz, envió una carta al director ejecutivo de la JSF, Robert Mujica, refutando que la Junta haya tenido visibilidad limitada sobre las contrataciones de generación de emergencia; Colón Ortiz señala que la JSF certificó cada plan fiscal de la AEE, aprobó sus presupuestos y revisó los contratos de generación ahora identificados en la investigación.

La carta traslada parte de la responsabilidad institucional hacia la propia JSF, al argumentar que los problemas estructurales de generación —atribuidos a décadas de mantenimiento postergado— eran conocidos y estaban documentados en planes fiscales certificados por esa entidad desde 2017.

La JSF había enviado una carta a la P3A y a la AEE cuestionando la adquisición de generación y alegando que fue cobrando conciencia de las complejidades técnicas solo durante la primera mitad del año fiscal 2026; esa misiva forma parte de la investigación en curso tras la cancelación del contrato con Power Expectations.

El 21 de agosto de 2026, Christopher S. Guinta renunció como director financiero de New Fortress Energy, según notificación presentada ante la SEC; la compañía iniciará un proceso de búsqueda interna y externa para su sustituto. La salida ocurre mientras NFE atraviesa una reestructuración que busca reducir su deuda corporativa de aproximadamente $5,700 millones a cerca de $527 millones.

La renuncia del CFO añade incertidumbre sobre la estabilidad operacional de NFE en un momento en que Puerto Rico depende de sus subsidiarias para el suministro de gas natural licuado y generación eléctrica; el senador Luis Javier Hernández Ortiz cuestionó públicamente qué plan alterno tiene el gobierno si la compañía queda inoperante.

Hernández Ortiz recordó que la delegación del PPD en el Senado presentó el 22 de mayo de 2025 la Resolución del Senado 205 para investigar los procesos de subasta y contratación relacionados con la generación de energía temporera vinculada a NFE; en octubre de 2025, la gobernadora Jenniffer González había confirmado que su administración solicitó intervenir en una demanda federal contra NFEnergía LLC tras problemas con el abasto de LNG.

La directora ejecutiva de la AEE, Mary Carmen Zapata, informó ante la Junta de Gobierno que el 18 de agosto la demanda eléctrica alcanzó 3,234 MW —el pico más alto del año— frente a una capacidad disponible de entre 3,400 y 3,500 MW, dejando un margen mínimo de operación. Zapata señaló que completar reparaciones de unidades generatrices depende de que el Negociado de Energía autorice los trabajos y apruebe los presupuestos necesarios.

Un margen de reserva de apenas 166 MW significa que la salida de una sola unidad generatriz durante horas pico podría desestabilizar el sistema y provocar apagones en toda la isla. El patrón muestra una escalada sostenida: la demanda pasó de 3,124 MW el 13 de julio a 3,234 MW el 18 de agosto.

La capacidad disponible del sistema se ha mantenido estancada en el rango de 3,400 a 3,500 MW desde al menos la reunión de la Junta de Gobierno celebrada en junio de 2026, sin que se hayan completado las reparaciones que ampliarían los márgenes de reserva.

El FBI abrió una investigación sobre el contrato de $5,800 millones adjudicado a Power Expectations ante la posibilidad de un delito federal. La Junta de Supervisión Fiscal rechazó la defensa del director de la Autoridad de Energía Eléctrica, Osvaldo Carlo, y anunció que no aprobará los contratos de generación relacionados.

Un contrato de esa magnitud —el más grande en la historia reciente del sector energético de Puerto Rico— quedó bajo escrutinio federal simultáneamente con el rechazo de la Junta Fiscal, lo que paraliza el proceso de contratación de generación eléctrica en un sistema ya frágil.

El caso escaló rápidamente: la gobernadora Jenniffer González convocó a los implicados a reunirse con ella; el presidente del Senado Thomas Rivera Schatz cuestionó el contrato públicamente; y el líder del PIP, Manuel Dalmau, exigió la destitución del zar de Energía. LUMA tiene 10 días para determinar cuánta generación temporera necesita el sistema.

El comisionado residente Pablo José Hernández anunció la asignación de $2,054,858 en fondos federales del Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE) para mejorar la eficiencia energética de viviendas en Puerto Rico durante el año fiscal 2026.

De los fondos, $1,874,854 irán al Programa de Asistencia para la Climatización de Viviendas y $180,004 a reparaciones previas necesarias, ayudando a familias de bajos recursos a reducir sus gastos de electricidad.

El programa es administrado localmente por el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio (DDEC), que determina la elegibilidad de los hogares y abre convocatorias públicas de solicitudes.

El jueves 20 de agosto de 2026, legisladores del PIP radicaron dos medidas en la Cámara: la Resolución Concurrente 390, para cancelar el contrato con Genera PR debido a la quiebra de su matriz New Fortress Energy, y la Resolución 780, para investigar los planes de conversión de la planta de carbón de AES a gas natural.

Si prosperan, las medidas obligarían a revisar quién opera las unidades de generación del sistema eléctrico de Puerto Rico en un momento en que el garante contractual de Genera —New Fortress Energy— está en quiebra, lo que el PIP califica como riesgo directo al interés público.

Genera PR, subsidiaria de New Fortress Energy, opera parte de la generación eléctrica de la isla; el PIP ha argumentado que la insolvencia de la empresa matriz invalida el respaldo financiero exigido por el contrato y que una compañía vinculada al suministro de gas natural no debería administrar simultáneamente las unidades de generación.

La presidenta de LUMA Energy, la ingeniera Janisse Quiñones, declaró que la tarifa base —actualmente ocho dólares— necesita incrementar entre un 20 y un 25 por ciento anual para evitar pérdidas y sostener la inversión en el sistema eléctrico. Además, advirtió que el fallo del Tribunal de Apelaciones del Primer Circuito que obliga a LUMA a compensar a clientes por enseres dañados también impactará las facturas, dado que la tarifa es la única fuente de ingresos del sistema.

Cualquier aumento en la tarifa base afecta directamente el costo de la electricidad para todos los abonados residenciales y comerciales en Puerto Rico, en un contexto donde la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) se encuentra en quiebra y sin acceso a capital.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución del sistema eléctrico bajo contrato con la AEE, contrato que la administración de la gobernadora Jenniffer González busca declarar nulo ante el Tribunal Supremo de Puerto Rico. Quiñones asumió la presidencia del consorcio hace aproximadamente cinco meses.

El equipo de mediación a cargo de la reestructuración de la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica suspendió, efectivo desde el 16 de agosto de 2026, los servicios de su asesor financiero PJT Partners, citando la falta de una nueva propuesta tras el fracaso de la presentada el 30 de junio, litigios pendientes e incertidumbre sobre la composición de la Junta de Supervisión Fiscal. El informe fue presentado ante la jueza federal Laura Taylor Swain.

La reestructuración formal de la deuda de la AEE sigue sin un plan de ajuste enmendado, sin un Plan Fiscal certificado para 2026 y sin un asesor de reestructuración, luego de que la contratación de BGC Partners Advisory LLC concluyó en septiembre de 2025; la mediación se mantiene vigente hasta el 31 de octubre de 2026, pero sin una propuesta activa sobre la mesa.

La AEE lleva años en un proceso de reestructuración de deuda bajo la supervisión del tribunal federal; la Junta Fiscal ha operado con solo cuatro miembros desde una orden de octubre de 2025 que impidió preliminarmente la destitución de tres integrantes, y el gobierno del presidente Donald Trump solicitó el 31 de julio al Primer Circuito que devuelva esa controversia al Tribunal de Distrito.

Residentes de la urbanización San Francisco 1, en Yauco, denunciaron que durante más de tres años sufren a diario la pérdida de una fase del servicio eléctrico entre las 5:00 p.m. y la medianoche, lo que ha provocado explosiones de contadores y daños a neveras, televisores, computadoras y acondicionadores de aire en varias viviendas.

La falla afecta a múltiples hogares de forma recurrente y sistemática, dejando partes de las estructuras sin electricidad durante horas cada noche y generando pérdidas económicas en equipos del hogar que LUMA no ha reparado.

Los vecinos reclaman que LUMA realice una evaluación técnica de líneas, transformadores y conexiones bajo condiciones de alta demanda, señalando que el problema se intensifica en las horas pico de consumo y no ha recibido atención efectiva pese a los años transcurridos.

En la noche del domingo 17 de agosto de 2026, la salida repentina de las unidades AES 1 y AES 2 provocó relevos de carga que dejaron a más de 100,000 abonados de LUMA Energy sin servicio eléctrico; a las 8:19 p.m., LUMA reportaba 95,494 clientes afectados, con San Juan (38,425) y Bayamón (22,140) como las zonas más golpeadas.

Es el segundo apagón masivo en 48 horas: el sábado 16 de agosto unos 200,000 abonados habían perdido el servicio por un incidente en la central Costa Sur, y ahora una falla distinta en AES expone que múltiples fuentes de generación del sistema son vulnerables a salidas repentinas.

La noche del sábado, LUMA y Genera PR ofrecieron versiones contradictorias sobre la causa del apagón anterior —Genera habló de un incendio en el patio de interruptores de Costa Sur, mientras LUMA lo atribuyó a la rotura de una línea sobre conductores de 230,000 voltios por mal tiempo; esa disputa sobre responsabilidades sigue sin resolverse.

El 16 de agosto, la AAA confirmó que las nueve estaciones de bombeo inoperantes en la Zona 1 del plan de racionamiento de Carraízo —incluyendo la estación Las 400, la última en recuperarse— volvieron a operar; sin embargo, los 56 abonados de la zona rural de Canóvanas que dependen de esa estación aún están en proceso de restablecer el servicio de forma gradual.

La estación Las 400 abastece sectores de los campos de Canóvanas que se extienden hacia Juncos y se ubican en el punto más distante de la Planta de Filtros Sergio Cuevas, lo que obliga al agua a atravesar varios relevos de bombeo antes de llegar a esas comunidades; la presión y los niveles deben recuperarse progresivamente.

La Zona 1 opera bajo un plan de racionamiento desde el 7 de agosto, y el 16 de agosto una avería en la red eléctrica dejó inoperantes la Planta de Filtros Sergio Cuevas y las nueve estaciones de bombeo, afectando a 37,369 abonados —el 38.71% de los 96,524 clientes de la Zona 1.

El 16 de agosto de 2026, LUMA Energy inició trabajos de emergencia en la subestación Berwind en San Juan tras detectar una placa conectora en mal estado, desenergizando temporalmente una barra de 38 kilovoltios; las labores comenzaron alrededor de las 3:00 p.m. y se extenderían por al menos cuatro horas, con posibles interrupciones para abonados de varias comunidades cercanas si no logran transferir la carga a otras líneas.

Los trabajos en Berwind se suman a varios días consecutivos de interrupciones masivas en la isla —incluyendo más de 190,000 abonados afectados el 15 de agosto— por averías en la red de transmisión y distribución y problemas en la cogeneradora Ecoléctrica, agravando la situación para los residentes de San Juan.

La reparación en Berwind ocurre en medio de una crisis eléctrica más amplia que ha combinado daños por fuertes vientos en líneas de distribución con insuficiencia de generación por parte de múltiples cogeneradoras, exponiendo la fragilidad estructural del sistema.

El 15 de agosto de 2026, José Yovín Vargas inició la entrega de cisternas en residenciales públicos, comenzando por el residencial Las Casas, donde se distribuyeron 160 cisternas de 60 galones y se instalaron seis cisternas comunitarias de 1,000 galones cada una, beneficiando 420 apartamentos con una inversión aproximada de $25,000. Le acompañaron el secretario del Departamento de la Vivienda, Luis Augusto Martínez Román, y el administrador de Vivienda Pública, Juan A. Rosario Hernández.

La iniciativa suma una capacidad de almacenamiento de 9,600 galones distribuidos entre unidades individuales, más 6,000 galones en cisternas comunitarias, como respuesta directa a las interrupciones en el servicio de agua que afectan a los residentes de vivienda pública; Yovín adelantó que el esfuerzo continuará en otros residenciales.

La entrega de cisternas se enmarca en una jornada más amplia del gobierno en municipios fuera del área metropolitana; ese mismo día, la gobernadora Jenniffer González Colón también anunció proyectos de infraestructura vial y escolar en Florida y Manatí, incluyendo la rehabilitación de la PR-6642.

El 15 de agosto de 2026, el presidente ejecutivo de la AAA, Luis González Delgado, respondió que "sí, sin duda" es capaz de ejercer sus funciones, luego de que el presidente del Senado, Thomas Rivera Schatz, declarara que González Delgado ha mostrado "total incapacidad" en su ejecutoria tras más de año y medio en el cargo. González Delgado, que habló en conferencia de prensa al concluir una reunión con líderes de la UIA, dijo que no entrará en controversias y que su enfoque es manejar la sequía.

La disputa entre el liderato legislativo y el ejecutivo de la principal corporación de agua del país se produce mientras el embalse Carraízo mantiene interfaces de racionamiento de 48 horas entre dos zonas desde el 7 de agosto, lo que afecta directamente el suministro de agua a los abonados de esa cuenca.

Las críticas de Rivera Schatz señalan que el problema de la AAA va más allá de la comunicación y apuntan específicamente a fallas de ejecución en el manejo del racionamiento; la reunión de González Delgado con la UIA se dio en el contexto de las negociaciones salariales que llevaron a un paro de 24 horas el 13 de agosto de 2026.

La presidenta del Colegio de Peritos Electricistas de Puerto Rico, Frances Berríos Meléndez, advirtió que los aparatos electrónicos que permanecen enchufados sin usarse —televisores, cafeteras, consolas, cargadores— generan un consumo oculto que puede añadir hasta $27 al mes a la factura eléctrica. Recomendó el uso de regletas con interruptor como medida de ahorro.

Con la tarifa eléctrica en 28.57 centavos por kilovatio-hora, cualquier reducción en el consumo tiene impacto directo en el presupuesto familiar; el Departamento de Energía federal estima que estas cargas representan entre el 5 y el 10 por ciento del consumo anual de un hogar promedio, equivalente a entre $100 y $200 al año.

El ingeniero Justo González, exdirector de la Autoridad de Energía Eléctrica, confirmó que los artefactos en standby generan pérdida de energía, aunque señaló que aún hay que evaluar cuánto mueven la aguja en el consumo total del hogar.

La gobernadora Jenniffer González Colón anunció el 14 de agosto de 2026 una serie de nombramientos y renominaciones para juntas, agencias y organismos del Gobierno de Puerto Rico, entre ellos la nominación del ingeniero Omar M. Rodríguez González como comisionado asociado del Negociado de Energía de Puerto Rico.

El Negociado de Energía es el ente regulador del sistema eléctrico de la isla, y su composición incide directamente en decisiones sobre tarifas, contratos y política energética que afectan a todos los abonados.

Rodríguez González se ha desempeñado desde noviembre de 2024 como director de Cooperativas de Energía dentro del propio Negociado, con experiencia en evaluación de propuestas, reglamentación y análisis de viabilidad de proyectos energéticos; los nombramientos fueron enviados en receso para la consideración y recomendación del Senado.

El 14 de agosto de 2026, el comisionado residente Pablo José Hernández, junto a 25 legisladores demócratas del Congreso —incluyendo al senador Rubén Gallego y a los congresistas boricuas Darren Soto, Ritchie Torres y Nellie Pou—, enviaron una carta a la gobernadora Jenniffer González exigiéndole solicitar al presidente Donald Trump una declaración de desastre mayor ante la crisis hídrica que afecta a Puerto Rico. Más de 180,000 hogares enfrentan racionamientos de agua de hasta 48 horas.

Una declaración de desastre mayor activaría asistencia de FEMA para hogares, municipios y el gobierno de Puerto Rico, además de préstamos de emergencia de la SBA para negocios y familias; los legisladores advirtieron que "el pueblo de Puerto Rico no puede permitirse más demoras".

Días antes, Huffman, Thompson y el senador Martin Heinrich ya habían solicitado a la Oficina de Contraloría General (GAO) que investigue la crisis en el suministro de agua en el archipiélago, mientras que representantes federales señalaron la existencia de fondos federales de desastre sin desembolsar que podrían atender la emergencia.

El Tribunal Supremo de Puerto Rico acogió, en decisión de cinco a cuatro emitida el 8 de agosto de 2026, las demandas del gobierno de la gobernadora Jenniffer González Colón que buscan cancelar el contrato de LUMA Energy, y concedió 30 días al gobierno y 30 a LUMA para presentar alegatos y refutarlos, respectivamente. El caso gira en torno a si la extensión del contrato requería voto unánime de la Junta de Gobierno de la AP3 conforme a la Ley 129 de 2009, requisito que pudo no haberse cumplido dado que dos miembros se abstuvieron.

Una vez sometidos los alegatos, el tribunal podría resolver en 30 a 60 días adicionales y, de declarar nulo el contrato, LUMA tendría que enfrentar un proceso de transición que podría incluir la devolución de los $135 millones recibidos por operar la red eléctrica. La decisión del Supremo afectaría directamente a todos los abonados del sistema eléctrico de Puerto Rico.

El contrato original de LUMA fue adjudicado a las compañías matrices ATCO, Quanta e IEM, y críticos como el licenciado Luis Santini Gaudier —exrepresentante del interés público en la Junta de la AEE— señalan que LUMA se constituyó como entidad jurídica después de que se adjudicó el contrato, lo que a su juicio lo hace nulo. El Colegio de Abogados emitió un informe que documenta esa nulidad y los incumplimientos del operador, sin que la Oficina del Contralor haya actuado sobre una querella relacionada.

El Negociado de Energía (NEPR) ordenó a LUMA Energy, la AEE y los desarrolladores de CIRO One Salinas (90 MW) y Xzerta-Tec Solar I (60 MW) en Hatillo presentar en 10 días calendarios firmes con fechas específicas para completar la interconexión y comenzar operaciones comerciales. El incumplimiento puede acarrear penalidades de hasta $25,000 por día.

Ambos proyectos suman cerca de 150 MW de generación solar que el sistema eléctrico no puede contabilizar como capacidad confiable mientras sus fechas operacionales permanezcan indefinidas; el NEPR vinculó la urgencia de la orden a apagones del verano de 2026 que afectaron a más de 377,000 clientes el 28 de julio y a más de 114,000 el 3 de agosto.

CIRO One reporta su instalación de generación como 100% completada, pero su fecha de operación comercial seguía marcada como 'TBD'; Xzerta-Tec enfrenta además una discrepancia de casi dos años entre dos cronogramas internos —uno con fecha de operación en noviembre de 2027 y otro en septiembre de 2029— que el NEPR exige reconciliar. Ambos proyectos acumulan atrasos relacionados con estudios de interconexión, cambios de configuración y controversias contractuales entre las partes.

El Tribunal Supremo de Puerto Rico acogió el 8 de agosto de 2026, por decisión de cinco a cuatro, las demandas del gobierno de la gobernadora Jenniffer González Colón que buscan cancelar el contrato de LUMA Energy, y concedió 30 días al gobierno para presentar alegatos y otros 30 a LUMA para refutarlos.

Si el tribunal determina que el contrato es nulo, LUMA podría tener que devolver los $135 millones que ha recibido por operar, y se activaría un proceso de transición del servicio eléctrico cuyo resultado aún es incierto.

La controversia central gira en torno a si la extensión del contrato de LUMA requería voto unánime de la Junta de Gobierno de la AP3 bajo la Ley 129 de 2009; dos miembros se abstuvieron, lo que, según los demandantes, invalida la extensión. El Colegio de Abogados había concluido previamente que tanto el contrato original como el complementario son nulos.

El 12 de agosto de 2026, el Negociado de Energía ordenó a LUMA Energy, la AEE y los desarrolladores de CIRO One Salinas y Xzerta-Tec Solar I presentar en diez días calendarios firmes para completar sus proyectos, bajo amenaza de multas de hasta $25,000 diarios por incumplimiento. Las órdenes citan explícitamente los eventos de insuficiencia del verano de 2026, incluyendo el del 28 de julio que dejó a más de 377,000 clientes sin servicio, y el del 3 de agosto que afectó a más de 114,000.

Además de los retrasos en la incorporación de 150 MW renovables, el Negociado detectó una discrepancia de casi dos años en los calendarios de Xzerta-Tec Solar I: un informe sitúa el inicio de operaciones comerciales en noviembre de 2027 y otro cronograma del mismo proyecto lo coloca en septiembre de 2029. Las multas de hasta $25,000 diarios representan el mecanismo de presión más concreto que el regulador ha activado hasta ahora sobre estas partes.

CIRO One Salinas reporta su instalación de generación como completada al 100%, pero la interconexión, energización y operación comercial siguen sin fecha; el desarrollador ha atribuido los atrasos a requisitos de interconexión que involucran a la AEE y LUMA. Xzerta-Tec recibió autorización de la AEE en octubre de 2025 para avanzar a construcción, pero a junio de 2026 aún tenían pendientes el diseño detallado, la compra de equipos y la selección del contratista.

La Unidad 2 de AES salió de servicio el 11 de agosto por una rotura en su caldera, reduciendo 250 megavatios de capacidad disponible durante aproximadamente cuatro días; el zar de Energía, Josué Colón, alertó de posibles relevos de carga y pidió a los clientes reducir el consumo entre las 5:00 p.m. y las 11:00 p.m. Con unos 36,000 abonados ya sin servicio por mejoras programadas e inclemencias del tiempo, LUMA Energy proyecta una deficiencia de 168 megavatios durante la hora de mayor consumo.

La pérdida temporal de 250 megavatios presiona un sistema que ya enfrenta miles de clientes sin electricidad, elevando el riesgo de relevos de carga durante las horas pico de mayor demanda.

La avería afecta uno de los principales generadores de base del sistema eléctrico de Puerto Rico; la reparación de la caldera se estima en cuatro días, sin fecha confirmada de retorno a servicio.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) certificó a Agroenergética LLC como compañía de servicio eléctrico para generación de energía, vinculada a un proyecto agrivoltaico de 2.2 MW DC en Hacienda Gosén, en el barrio Gordo de Moca.

El proyecto combinaría generación solar con producción agrícola activa en la misma finca —incluyendo almacenamiento de energía mediante baterías— con capacidad para apoyar entre 400 y 450 unidades residenciales cercanas; el 60% de su costo será financiado con fondos federales CDBG-DR.

La certificación se otorgó bajo el Reglamento 8701 del NEPR; el almacenamiento de energía será clasificado como servicio auxiliar a la generación dentro del esquema aprobado.

El director ejecutivo de la AAPP, Josué Colón, confirmó esta semana que la investigación sobre el contrato de generación temporal comenzó desde mediados de junio, antes de que la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) anunciara el 7 de agosto que evaluaba revocar su aprobación. La controversia gira en torno a si Power Expectation, que representaba a Enchanted Rock en Puerto Rico y el Caribe, firmó el contrato sin autorización de esta última.

La investigación pone en duda la validez del andamiaje contractual que respalda la generación eléctrica temporal en Puerto Rico; si se confirma que el contrato se suscribió sin autorización, podría quedar sin base legal en un momento en que Genera PR suple cerca del 60% de la electricidad que se consume a diario en la isla.

El consorcio contratado estaba compuesto por Reyes Constructor Group, Power Expectation y Enchanted Rock. En junio, Enchanted Rock completó una transición hacia empresa pública con nuevo liderato, lo que provocó que desapareciera del mercado e incumpliera sus acuerdos; el consorcio entonces sustituyó a Enchanted Rock por Flotek Energy. La 3PPO indicó que el gobierno cuenta con resoluciones corporativas, un memorando de entendimiento y un acuerdo operacional que respaldaban la autoridad de Power Expectation para suscribir contratos.

Genera PR sometió ante el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) una moción para usar fondos federales de mitigación de riesgos de FEMA y desarrollar plantas de desalinización por ósmosis inversa en las centrales Palo Seco y San Juan, con el fin de reducir su dependencia del agua de la AAA.

Las centrales eléctricas de Genera PR consumen hasta 22 millones de galones de agua mensuales, en un momento en que más de 180,000 hogares en Puerto Rico enfrentan racionamiento por la sequía que atraviesa el país.

La propuesta surge en el contexto de una sequía activa que ha llevado a la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados (AAA) a racionar el servicio de agua potable a decenas de miles de clientes residenciales en la isla.

El lunes en la noche, LUMA Energy reportó 65,946 clientes sin servicio eléctrico a las 8:35 p.m. mientras ejecutaba relevos de carga por insuficiencia en la generación disponible.

Los relevos de carga afectan a decenas de miles de hogares y negocios; LUMA no precisó si la deficiencia se originó en una falla específica de alguna central eléctrica.

La nota actualiza una situación que comenzó el 9 de agosto de 2026 con la salida de operación de la unidad Palo Seco 4; LUMA, responsable de la transmisión y distribución, indicó que mantiene comunicación con las compañías generatrices pero no controla la generación.

El 10 de agosto de 2026, el Departamento de Energía federal (DOE) renovó dos órdenes de emergencia bajo la Sección 202(c) que autorizan a la AAE a despachar unidades de generación esenciales y continuar trabajos de manejo de vegetación cerca de líneas eléctricas. Las órdenes estarán vigentes hasta el 7 de noviembre de 2026.

Desde que las órdenes se emitieron por primera vez en mayo de 2025, se han rehabilitado cerca de 1,600 megavatios de capacidad de generación y los proyectos federales aprobados para manejo de vegetación aumentaron de 5 a 33, medidas que buscan reducir apagones durante la temporada de huracanes de 2026.

El DOE había adoptado medidas similares previamente en 2025 y 2026 ante la fragilidad crónica del sistema eléctrico de Puerto Rico; el manejo de vegetación cerca de líneas de transmisión ha sido identificado como uno de los factores principales en las interrupciones del servicio en la Isla.

El presidente Donald Trump extendió el 11 de agosto de 2026 por otros 90 días la dispensa de las normas de cabotaje federal para el transporte de productos energéticos, medida que permite a Puerto Rico importar más propano desde Estados Unidos; la extensión anterior vencía el 16 de agosto. En esta ocasión, las exenciones se otorgarán caso por caso.

La dispensa amplía el acceso de Puerto Rico a productos esenciales como gasolina, diésel y combustible para aviones sin los requisitos de embarcaciones estadounidenses que impone la Ley Jones, lo que puede influir en precios y disponibilidad de energía en la isla.

La Ley Jones exige que los buques que transporten mercancía entre puertos de EE. UU. y sus territorios sean de matrícula, propiedad, bandera y tripulación mayoritariamente estadounidenses; la primera exención energética fue aprobada en marzo de 2026 por 60 días, seguida de una prórroga de 90 días que ahora se renueva nuevamente.

La gobernadora Jenniffer González Colón firmó la Ley 174-2026, que autoriza acuerdos de colaboración entre municipios y LUMA Energy para instalar, reparar, mantener y modernizar el alumbrado público; el marco legal se complementa con la disponibilidad certificada de $1,200 millones y una reasignación previa de $527 millones —ordenada mediante resolución del 11 de febrero de 2026— para cubrir aproximadamente 35 municipios que carecían de fondos asignados.

La ley garantiza que todos los municipios queden incluidos en el Programa de Alumbrado Público Comunitario y puedan acceder a fondos FEMA para proyectos de alumbrado, mientras el Negociado de Energía de Puerto Rico retiene la facultad de fiscalizar, corregir y revocar cualquier autorización concedida.

La legislación, presentada por el presidente cameral Carlos 'Johnny' Méndez y el representante Víctor Parés, se apoya en el Reglamento Número 9774 que el NEPR radicó el 22 de junio de 2026 para regular la participación municipal en el alumbrado conectado al sistema eléctrico.

El director ejecutivo de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP), Josué Colón, reveló el 9 de agosto de 2026 que la agencia conduce su propio análisis sobre el supuesto fraude en torno al contrato de 400 MW de generación temporal —suscrito el 10 de junio con el consorcio Power Expectations, Enchanted Rock y Reyes Contractor Group— y que dicho proceso comenzó desde mediados de junio. Colón señaló que la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) "está tarde" al intervenir en agosto, dado que el gobierno ya atendía la situación desde entonces.

La AAPP y la JSF ahora conducen procesos paralelos sobre el mismo contrato: la JSF evalúa revocar su aprobación y hacer referidos a autoridades relevantes, mientras la AAPP sostiene que ha manejado el asunto internamente sin revelar conclusiones; el contrato tiene un valor máximo potencial de aproximadamente $5,800 millones y ningún hito contractual se ha cumplido hasta el momento.

La controversia surgió porque Enchanted Rock alegó que su nombre fue utilizado sin autorización para firmar el acuerdo; la empresa fue adquirida por ERock, un fondo de inversiones creado el año anterior, lo que el presidente de la 3PPO, Osvaldo Carlo Linares, atribuyó a cambios en la estructura corporativa. La JSF había solicitado información sobre el contrato desde el 16 de julio, antes de su carta del 7 de agosto en la que advirtió sobre una posible revocación.

El director ejecutivo de la AAPP, Josué Colón Ortiz, aseguró el 9 de agosto de 2026 que el gobierno responderá dentro del plazo de 30 días a una orden de más de 76 páginas emitida por el Tribunal Supremo en el litigio contra LUMA Energy, y expresó confianza en que los jueces fallarán a favor del gobierno.

La disputa ha generado más de 22 transacciones judiciales en los últimos 18 meses ante múltiples foros, y Colón Ortiz reveló que se han pagado más de $900 millones por encima de los presupuestos aprobados a LUMA, mientras el consorcio ha utilizado solo el 6% de los $11 mil millones asignados desde el inicio de sus operaciones.

El gobierno y LUMA Energy mantienen una controversia sobre la validez del contrato del consorcio privado; LUMA presentó una contrademanda alegando que el propio gobierno firmó y extendió el contrato de forma legal, mientras el gobierno acusa a la empresa de apartarse del foro estatal acordado contractualmente para resolver disputas.

El 9 de agosto de 2026, líderes ambientales y comunitarios de Guayama denunciaron que la adjudicación de $164.5 millones del Departamento de Energía federal a AES Puerto Rico representa el primer paso para extender por décadas la generación eléctrica a base de carbón en la planta ubicada en ese municipio.

Comunidades cercanas a la planta advierten que la subvención —que, sumada a otros fondos, eleva la inversión total a $819.9 millones— podría prolongar la operación de la carbonera 25 años adicionales, en una zona donde residentes reportan enfermedades y muertes atribuidas a la contaminación.

Las cenizas tóxicas de AES se han documentado en al menos 13 municipios de Puerto Rico, y activistas han denunciado depósitos sin notificación ni permisos en comunidades como Cimarrona de Guayama; paralelamente, se impulsan cambios reglamentarios en la EPA que eliminarían informes sobre manejo de cenizas y monitoreo del acuífero de la Costa Sur.

El representante Ramón Torres denunció que la AAA comenzó el 7 de agosto su Plan de Interrupciones Programadas en siete municipios sin tener nombrado en propiedad a un vicepresidente ejecutivo de Operaciones, puesto que quedó vacante el 30 de junio de 2026 tras la renuncia del ingeniero Luis Ortiz Salgado. Torres exigió a la Junta de Gobierno y al presidente ejecutivo Luis González Delgado que identifiquen públicamente quién ejerce esas funciones y cuáles son sus credenciales.

El vicepresidente de Operaciones supervisa la producción y distribución de agua potable en toda la isla, y Torres advierte que decisiones sobre presión de tuberías, manejo de embalses y activación de sistemas de emergencia requieren juicio de ingeniería durante ciclos alternos de hasta 48 horas sin servicio en San Juan, Carolina, Trujillo Alto, Canóvanas, Loíza, Gurabo y Juncos.

La vacante se suma a otras fisuras en la estructura de la AAA: la renuncia del presidente de su Junta de Gobierno, Héctor Del Río, la amenaza de huelga del sindicato UIA que representa a 2,800 empleados, y señalamientos previos de la propia gobernadora Jenniffer González Colón sobre problemas de comunicación interna en la corporación.

LUMA Energy reconoció el 6 de agosto de 2026 que la investigación preliminar del apagón del 5 de agosto apunta a un error humano: cables mal conectados durante la puesta en servicio de un interruptor de 230 kV en la Central Costa Sur activaron el sistema de protección de la Unidad 6 y provocaron su salida, dejando sin luz a 89,452 clientes en regiones como Carolina, Caguas y San Juan. El vicepresidente de Operaciones del Sistema, Raphael Gignac, precisó que la restauración total tomó aproximadamente cuatro horas y media.

Es la primera vez que LUMA atribuye públicamente y de forma directa un apagón masivo a una falla de su propio personal, lo que añade presión sobre la empresa ante un sistema eléctrico que registró otro apagón significativo apenas tres semanas antes, el 16 de julio.

El apagón del 5 de agosto ocurrió mientras la Unidad 5 de Costa Sur estaba fuera de servicio por reparaciones de emergencia acordadas el 4 de agosto, tras detectar puntos calientes en equipos del patio de interruptores durante las investigaciones del evento del 16 de julio; Gignac señaló que la coincidencia de ambas unidades fuera de operación fue lo que convirtió el incidente en un relevo de carga mayor.

La Junta de Supervisión Fiscal autorizó extender los contratos de Ankura Consulting Group y O'Melveny & Myers con la AEE, pero ordenó que para 2027 esos servicios se sometan a un proceso competitivo de licitación.

Ambas firmas han operado bajo contrato con la AEE, sin subastas adicionales, desde la década pasada, lo que hace de esta orden un cambio en cómo la autoridad eléctrica gestiona sus principales relaciones de consultoría.

Ankura y O'Melveny & Myers son los dos principales consultores de la AEE y han permanecido bajo contrato sin competencia formal durante años, bajo la supervisión de la JSF.

La gobernadora Jenniffer González firmó el Proyecto de la Cámara 1207, ahora Ley 174-2026, que establece un marco para que los municipios colaboren con el operador del sistema eléctrico en la instalación, reparación y mantenimiento del alumbrado público mediante acuerdos supervisados por el Negociado de Energía.

La ley abre la puerta a que los ayuntamientos contraten y subcontraten compañías eléctricas para acelerar proyectos de alumbrado público declarados de alto interés público, con miras a ejecutarse en los próximos tres años.

La medida fue auspiciada por el presidente de la Cámara, Carlos "Johnny" Méndez Núñez, y el representante Víctor Parés Otero, y se aprueba mientras el gobierno gestiona la salida de LUMA Energy como administrador del sistema de transmisión y distribución de Puerto Rico.

El 6 de agosto de 2026, la gobernadora Jenniffer González reaccionó a la orden del Tribunal Supremo de Puerto Rico —que el miércoles anterior decidió, en votación 5-4, consolidar y atender directamente las dos demandas para anular el contrato de LUMA Energy— declarando que su administración tiene los argumentos legales, un plan de transición y compañías alternativas listas. La visita fue en la escuela Bonifacio Alvarado en Orocovis, que ese día de inicio escolar carecía de servicio eléctrico.

La gobernadora avanzó que el gobierno presentará ante el Supremo argumentos sobre la nulidad del contrato, argumentando que su extensión no cumplió con la Contraloría ni con la ley, lo que —según ella— sienta un precedente peligroso para futuros contratos gubernamentales.

El Tribunal Supremo consolidó las dos demandas presentadas por la gobernadora, por un lado, y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP), por otro; los cinco jueces que votaron a favor fueron Roberto Feliberti Cintrón, Luis Estrella Martínez, Mildred Pabón Charneco, Camille Rivera Pérez y Raúl Candelario López.

El presidente del Senado, Thomas Rivera Schatz, publicó en redes sociales un mensaje en el que responsabiliza directamente a la gobernadora Jenniffer González por el estado de los servicios de agua potable y energía eléctrica en la isla, a horas de que comenzara un racionamiento de agua de 48 horas para clientes suplidos por el embalse de Carraízo.

El señalamiento proviene del vicepresidente del mismo partido de la gobernadora, el PNP, lo que expone una ruptura pública interna en el partido de gobierno mientras miles de clientes enfrentan interrupciones de agua y apagones —el más reciente afectó a sobre 70 mil clientes.

La AAA atraviesa una crisis de infraestructura que durante los pasados meses ha afectado a miles de clientes, agravada ahora por una sequía severa que ha reducido los niveles de los embalses de Carraízo y Cidra hasta requerir ajustes operacionales, incluido el racionamiento.

El 5 de agosto de 2026, un error humano cometido por personal de LUMA Energy durante la puesta en servicio de un interruptor de 230 kV en la Central Costa Sur provocó la salida de la Unidad 6 y dejó sin electricidad a 89,452 clientes en regiones como Carolina, Caguas y San Juan. Raphael Gignac, vicepresidente de Operaciones del Sistema de LUMA, confirmó a Metro Puerto Rico que cables no fueron conectados correctamente durante el trabajo, lo que activó el sistema de protección de la unidad.

El proceso de restauración completa tomó aproximadamente cuatro horas y media, mientras que el relevo de carga inicial duró unos 10 minutos; la combinación de la Unidad 5 fuera de servicio por reparaciones preventivas y la salida de la Unidad 6 por el error agravó el impacto sobre los abonados.

El apagón del 5 de agosto ocurrió semanas después de otro incidente el 16 de julio en la misma Unidad 6 de Costa Sur, evento que generó un intercambio de señalamientos entre LUMA, Genera Puerto Rico y el Gobierno; en aquel caso, LUMA sostuvo que su sistema de transmisión y distribución no contribuyó a la falla. Las inspecciones térmicas realizadas tras el incidente de julio detectaron puntos calientes en equipos del lado de Genera, lo que llevó a una reunión de emergencia el 4 de agosto para sacar de servicio la Unidad 5 de forma controlada.

El alcalde Miguel A. Romero Lugo anunció el 6 de agosto de 2026 que el Municipio de San Juan incorporó a la plataforma RepórtaloSJ una nueva sección informativa con mapa interactivo de zonas, horarios del plan de racionamiento de la AAA, ubicación de oasis fijos e itinerarios de camiones cisterna.

La herramienta centraliza en un solo lugar la información oficial sobre interrupciones programadas del servicio de agua, lo que permite a los residentes de San Juan prepararse con datos actualizados en tiempo real durante el periodo de racionamiento.

La AAA estableció un plan de racionamiento que afecta a comunidades en San Juan; imágenes de la fuente muestran a residentes recogiendo agua de camiones cisterna, reflejo de la presión sobre el sistema de acueductos.

En la mañana del 6 de agosto de 2026, Genera PR informó que la unidad 5 de la Central Costa Sur —que aporta 410 megavatios— fue restablecida durante la noche tras haber sido retirada de servicio de manera controlada horas antes, mientras la unidad 6 continúa fuera de operación. LUMA Energy proyectó una reserva de apenas 152 megavatios durante las horas pico de mayor consumo, entre las 5:00 p.m. y las 11:00 p.m.

La reactivación de la unidad 5 aporta capacidad crucial al sistema, pero la unidad 6 sigue sin restituirse, lo que mantiene al sistema en condición de reserva estrecha durante las horas de mayor demanda nocturna.

Desde la madrugada del 5 de agosto ambas unidades de Costa Sur presentaron fallas; la unidad 6 logró entrar brevemente en funciones esa tarde, pero volvió a fallar poco después. El episodio se suma a varias semanas de problemas energéticos atribuidos principalmente a deficiencia en la generación.

La Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) objetó una orden del Negociado de Energía (NEPR) que le exigía transferir cerca de $100 millones a LUMA Energy y Genera PR para finales de julio de 2026, alegando que proyectaba cerrar ese mes con apenas $25 millones en efectivo irrestricto en sus cuentas.

La situación expone una crisis de liquidez en la corporación pública que se ha agudizado desde mayo de 2026, poniendo en riesgo los pagos a los operadores privados del sistema eléctrico y la estabilidad operacional del servicio.

La AEE opera bajo un modelo de privatización parcial en el que LUMA Energy administra la red de transmisión y distribución, mientras Genera PR maneja la generación; ambas empresas dependen de transferencias de la corporación pública para sus operaciones.

LUMA Energy anunció trabajos programados en múltiples municipios de Puerto Rico entre el 4 y el 9 de agosto de 2026 que podrían causar interrupciones temporales en el servicio eléctrico. El lunes 4 de agosto las labores afectaron sectores de Juana Díaz, Bayamón, Arroyo, Vega Alta, San Juan, Aguadilla, Trujillo Alto, Gurabo, Salinas y Cabo Rojo.

Las interrupciones planificadas afectan a residentes y negocios en al menos diez municipios durante una semana completa, abarcando desde la región metropolitana hasta municipios del sur y oeste de la isla.

Los trabajos incluyen remoción de vegetación, reemplazo de líneas y equipos, instalación de automatización, mantenimiento soterrado, construcción de nueva infraestructura y modernización de subestaciones, labores que LUMA ha ejecutado de forma periódica desde que asumió la operación de la red eléctrica.

El lunes 3 de agosto de 2026, LUMA Energy activó relevos de carga tras la salida abrupta de la Unidad 6 de la Central San Juan —operada por Genera PR—, dejando a más de 100,000 clientes sin servicio en el pico de la tarde; a las 2:45 p.m. aún permanecían afectados 68,503 abonados mientras el sistema se restablecía gradualmente. San Juan concentraba la mayor afectación con 30,516 clientes, seguido de Arecibo con 17,864 y Caguas con 10,026.

La interrupción masiva —que superó los 100,000 clientes en su punto más alto— evidencia la fragilidad operacional del sistema ante la salida no planificada de una sola unidad generatriz, con LUMA advirtiendo además sobre posibles nuevos relevos en el horario nocturno de mayor demanda.

Genera PR opera las unidades generatrices del sistema, mientras LUMA es responsable de la transmisión y distribución; la Comisión de Gobierno de la Cámara ya había citado a ejecutivos de Genera PR para que expliquen las continuas interrupciones del servicio eléctrico.

La gobernadora Jenniffer González Colón criticó el segundo documental de LUMA Energy, "A la Luz del Progreso", y afirmó que el contrato del consorcio —de más de $800 millones— es para transmisión y distribución, no para relaciones públicas; LUMA respondió que la producción fue costeada por sus empresas matrices y no con fondos operacionales ni de los clientes.

La disputa toca directamente quién absorbe los costos de comunicación del consorcio: la gobernadora señaló además que LUMA ha recuperado menos del 5% de fondos federales asignados y que casi $3 millones para desganches permanecen sin usar.

Este es el segundo documental que LUMA Energy ha producido para defender su gestión del sistema eléctrico; la gobernadora hizo los señalamientos al cierre de una reunión del Comité de Sequía con alcaldes afectados por bajas en el embalse de Carraízo.

Metro Puerto Rico verificó las afirmaciones del documental "A la Luz del Progreso", producido por LUMA Energy y estrenado el 2 de agosto de 2026, y determinó que varios datos son mayormente ciertos —incluyendo el despliegue de 1.5 millones de contadores inteligentes y la proporción del costo de generación en la factura— pero que la producción minimiza retrasos en proyectos, omite contexto sobre métricas de confiabilidad y presenta obras en desarrollo como logros alcanzados.

El análisis documenta que solo 9 proyectos permanentes grandes financiados por FEMA habían sido completados a diciembre de 2025, de 254 asignados, y que el programa de despeje de vegetación de 16,000 millas —previsto para completarse en tres años desde 2023— aún no ha concluido; ambos indicadores afectan directamente la estabilidad del servicio para los abonados de la isla.

LUMA opera la transmisión y distribución desde 2021, mientras que Genera PR asumió las plantas de generación de la AEE desde el 1 de julio de 2023 bajo un contrato de 10 años; el Negociado de Energía de Puerto Rico supervisa tarifas y métricas de confiabilidad como el SAIDI y el SAIFI, y ha requerido reportes adicionales a la empresa.

El 1 de agosto de 2026, Genera PR informó que la capacidad disponible del sistema eléctrico era de 3,242 megavatios frente a una demanda pico proyectada de 2,927 megavatios, dejando una reserva de 315 megavatios clasificada como estrecha. Simultáneamente, la Unidad 6 de Central Costa Sur estaba en proceso de arranque y una cogeneradora privada operaba dos unidades con limitaciones, restringidas a 180 megavatios.

Una reserva clasificada como estrecha significa que el margen ante cualquier falla adicional es mínimo, lo que eleva el riesgo de apagones durante el pico nocturno de demanda. Las limitaciones de la cogeneradora privada reducen aún más la capacidad efectiva disponible para el sistema.

Genera PR es el operador de generación eléctrica que sustituyó a PREPA en esa función; la fragilidad de la capacidad de reserva ha sido una preocupación recurrente en el sistema eléctrico de Puerto Rico, especialmente durante períodos de alta demanda en verano.

Un disturbio en el sistema de bombas de combustible provocó la salida súbita de la Unidad 2 de la Central Aguirre a las 6:28 p.m. del 31 de julio de 2026, dejando a más de 100,000 clientes sin servicio; la unidad regresó a operación a la 1:19 a.m. del 1 de agosto, según informó Genera PR. Tras la avería, la generación en Aguirre cayó a 140 megavatios o menos.

Genera PR, responsable del 60% de la generación que alimenta el sistema eléctrico de Puerto Rico, confirmó la causa específica del apagón masivo y reportó que brigadas continúan monitoreando los parámetros operacionales de la unidad para garantizar su estabilidad.

La salida de la Unidad 2 en su pico afectó a más de 100,000 abonados, con la región de Caguas entre las más impactadas; los equipos de Operaciones y Mantenimiento de Genera PR trabajaron durante la madrugada para restablecer el servicio.

El 31 de julio de 2026, LUMA distribuyó un comunicado en el que listaba a WIPR entre las estaciones que transmitirían su documental A la Luz del Progreso; al día siguiente, la Corporación de Puerto Rico para la Difusión Pública aclaró que no recibió comunicación previa, solicitud formal ni contrato alguno de parte de LUMA para ese contenido.

La inclusión no autorizada de un medio público en una campaña pagada por LUMA genera confusión sobre la independencia editorial de WIPR y sobre el uso de recursos públicos, pues cualquier transmisión de contenido de terceros requiere un proceso formal de contratación.

WIPR es la corporación pública de radiodifusión de Puerto Rico y está sujeta a normas administrativas que exigen autorización institucional para transmitir contenido producido por terceros; LUMA opera la red de transmisión y distribución eléctrica de la isla bajo contrato con el gobierno.

El 30 de julio de 2026, la Junta de Supervisión Fiscal le pidió al gobierno de Puerto Rico detener la implementación de la Resolución Conjunta 5-2026, que elimina el cargo de $300 para la interconexión de sistemas fotovoltaicos de menos de 25 kilovatios, hasta completar la revisión requerida por PROMESA. La JSF concedió plazo hasta el 14 de agosto para que el gobierno responda preguntas sobre el impacto fiscal y operacional de la medida.

La paralización deja en suspenso una ley aprobada con respaldo bipartidista que buscaba abaratar la instalación de paneles solares para miles de clientes residenciales y pequeños comercios. La JSF además exige aclarar quién —la AEE, LUMA Energy u otros abonados— asumirá el costo de los estudios de interconexión si el cargo queda eliminado.

La Resolución Conjunta 5-2026 fue firmada por la gobernadora Jenniffer González Colón el 7 de enero de 2026 y sometida a revisión bajo la Sección 204(a) de PROMESA el 1 de junio, luego de varias prórrogas. LUMA Energy había advertido que eliminar el cargo sin un mecanismo sustituto podría afectar la estabilidad del sistema eléctrico y el financiamiento de los estudios técnicos requeridos.

La organización R&D World seleccionó el proyecto de interconexión de microrredes de Casa Pueblo, en Adjuntas, como uno de los 149 finalistas de su concurso global de Ciencia e Innovación; los ganadores se anunciarán el 6 de agosto de 2026.

El proyecto, que en enero logró por primera vez en Latinoamérica y el Caribe intercambios de energía bidireccional entre microrredes, posiciona a una iniciativa comunitaria puertorriqueña en la competencia internacional de innovación energética.

Casa Pueblo, organización de autogestión comunitaria en Adjuntas, lidera junto al Laboratorio Nacional de Oak Ridge y la empresa New Sun Road un modelo que conecta la microrred de casas solares con la de la Plaza de la Independencia Energética, apostando por generación eléctrica descentralizada y resiliente.

El secretario del DDEC, Carlos Ríos Pierluisi, anunció que el gobierno convocará una reunión con el sector privado en la que el presidente de la AAA, Luis González Delgado, y el zar de energía, Josué Colón, presentarán los proyectos de infraestructura en marcha y en "pipeline" para los sistemas eléctrico y de acueductos. El anuncio se produce luego de que esta semana más de 340,000 clientes quedaran sin servicio eléctrico ni agua.

Con más de 340,000 clientes afectados simultáneamente por apagones y falta de agua, el sector privado exige visibilidad sobre el cronograma real de mejoras a una infraestructura cuyas fallas impactan directamente la actividad económica de la isla.

Las interrupciones simultáneas de electricidad y agua han generado presión del sector empresarial sobre el gobierno, LUMA y la AAA para rendir cuentas sobre el avance de las inversiones en infraestructura.

Genera PR respondió a los señalamientos del Negociado de Energía (NEPR) sobre retrasos en la conversión a gas natural de la central de Mayagüez, argumentando que la ausencia de un contrato final para el suplido de combustible le impide avanzar con los detalles técnicos necesarios para someter un proyecto ante FEMA.

La justificación de Genera contrasta directamente con la posición del NEPR, que ya notificó su intención de imponer multas de $25,000 diarios desde el 1 de julio de 2026; la disputa pone en evidencia que la conversión de Mayagüez enfrenta obstáculos contractuales que la empresa dice no controlar.

A diferencia de la planta de Cambalache en Arecibo —donde sí existe un contrato de suministro que permite gestionar los trámites ante FEMA— Mayagüez aún no cuenta con ese acuerdo, lo que Genera alega como diferencia determinante frente a las comparaciones del regulador.

El 30 de julio, el secretario de Asuntos Públicos de La Fortaleza, Jean Peña Payano, calificó de "inaceptable" el apagón que dejó sin servicio eléctrico a unos 300,000 clientes y atribuyó Genera PR a un error humano, exigiendo que la empresa evalúe medidas administrativas. Peña Payano también rechazó que el conflicto salarial policial requiera $16 millones adicionales, garantizó personal en las escuelas para el inicio del semestre y reconoció dragados y reparaciones de salideros pendientes ante la sequía.

El señalamiento del gobierno al operador privado Genera PR por un fallo que afectó a 300,000 clientes intensifica el escrutinio sobre las responsabilidades de los operadores del sistema eléctrico, mientras la administración simultáneamente defiende su manejo del presupuesto escolar, la escala salarial policial y la crisis de agua.

Genera PR opera las plantas de generación eléctrica de la isla bajo contrato privado; LUMA Energy administra la transmisión y distribución. El gobierno ha sostenido que los asuntos de presupuesto, personal y mantenimiento de los operadores corresponden a estas empresas y al Negociado de Energía de Puerto Rico, no directamente al ejecutivo.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) emitió una Resolución y Orden que exige a los 78 municipios y a LUMA Energy revisar y actualizar cuáles propiedades municipales cualifican para el Reglamento 8818 sobre la Contribución en Lugar de Impuestos (CELI), que exime a ciertas instalaciones públicas esenciales del pago de electricidad hasta un tope máximo.

La orden uniforma la aplicación del CELI en todos los municipios de Puerto Rico tras controversias judiciales y administrativas sobre su cumplimiento, obligando a clasificar cada propiedad municipal según si opera sin fines de lucro, con fines lucrativos o en modalidad mixta.

El CELI establece un intercambio en el que los municipios no pagan cierto consumo eléctrico de instalaciones esenciales, mientras la AEE queda exenta de patentes municipales y otros tributos locales; la resolución aclara que no modifica el Reglamento 8818, sino que estandariza su aplicación ante disputas previas.

LUMA Energy anunció trabajos programados de mantenimiento para el jueves 30 de julio de 2026 en los municipios de Orocovis, Villalba, Yabucoa y Comerío, incluyendo modernización de subestaciones, remoción de vegetación peligrosa y reparación de líneas eléctricas. Los clientes en las áreas impactadas podrían experimentar interrupciones temporeras del servicio.

Los trabajos afectarán decenas de sectores, urbanizaciones, residenciales y comunidades en los cuatro municipios, incluyendo al menos una escuela en Orocovis.

LUMA Energy opera el sistema de transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico y ha llevado a cabo trabajos periódicos de mantenimiento como parte de sus compromisos para fortalecer la confiabilidad de la red.

Más de ocho meses después de que el Tribunal Supremo de Puerto Rico eliminara la cláusula que impedía reclamar compensación por daños causados por fluctuaciones de voltaje, LUMA Energy ha desembolsado $402.01 correspondientes a una sola reclamación, mientras que 2,124 fueron denegadas y 13 permanecen en proceso. Desde el 1 de junio de 2021 hasta el 5 de junio de 2026, la empresa recibió 2,266 reclamaciones por daños a la propiedad.

La sentencia del Tribunal Supremo del 1 de diciembre de 2025 abrió la puerta legal a las reclamaciones futuras, pero el proceso para obtener compensación exige perito electricista, facturas originales y certificaciones técnicas, barreras que la exsecretaria del DACO Valerie Rodríguez Erazo describe como obstáculos a una implementación efectiva de la decisión judicial.

Rodríguez Erazo, en su rol como secretaria del DACO, presentó la demanda que llevó al Tribunal Supremo a anular una sección del contrato de LUMA y una resolución del Negociado de Energía que, según ella, creaban barreras para que los consumidores reclamaran indemnizaciones por negligencia; LUMA sostuvo hasta diciembre de 2025 que una cláusula contractual la eximía de responder por estos daños.

El Negociado de Energía de Puerto Rico denegó todas las solicitudes de reconsideración presentadas por LUMA Energy, Genera PR, la AEE, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico, Solar United Neighbors y el Instituto de Competitividad y Sostenibilidad Económica contra la orden tarifaria final emitida el 15 de abril de 2026. El regulador concluyó que ninguno de los argumentos justifica modificar la nueva estructura tarifaria vigente para los años fiscales 2026, 2027 y 2028.

La decisión deja firme una tarifa que rechazó el aumento de ingresos solicitado por los operadores del sistema eléctrico, pero redistribuyó los costos mediante mayores cargos fijos e incorporó el costo de las pensiones a la tarifa base, cambios que afectan directamente la factura de todos los abonados. Las partes afectadas tienen 30 días para acudir al Tribunal de Apelaciones mediante revisión judicial.

El caso tarifario involucró un extenso proceso técnico con descubrimiento de prueba, informes periciales y vistas evidenciarias en el que participaron LUMA, Genera, la AEE y múltiples grupos interventores antes de que el Negociado emitiera su orden final en abril de 2026.

El vicepresidente de Asuntos Gubernamentales y Públicos de Genera PR, Iván Báez, informó el miércoles 30 de julio que el sistema opera con una reserva de 234 MW frente a una demanda pico proyectada de 3,085 MW —clasificada como reserva estrecha— y que la Unidad 2 de la Central Aguirre funciona con capacidad limitada de 280 MW.

Con una reserva de apenas 234 MW sobre una demanda de más de 3,000 MW, el sistema tiene escaso margen ante cualquier falla adicional durante las horas pico; los trabajos de reparación en la Unidad 6 de la Central Costa Sur se esperan completar este fin de semana.

El día anterior, el ingeniero Justo González había advertido que fallas simultáneas en Aguirre y EcoEléctrica dejaron la reserva en cero y causaron apagones a unos 370,000 clientes; el sistema opera con múltiples unidades fuera de servicio o con limitaciones de capacidad.

El zar de Energía Josué Colón señaló que las fallas operacionales en las unidades #5 y #6 de la central Costa Sur, y otras averías del área sur que mantienen 400 megavatios fuera de servicio, están vinculadas a los despidos de los jefes de las centrales de Aguirre, Costa Sur, San Juan y Palo Seco que Genera PR ejecutó el 17 de abril. Colón indicó que ha discutido con Genera PR medidas de contingencia que incluyen reclutar personal o consultores de mayor experiencia.

El recorte presupuestario del NEPR redujo el presupuesto operacional anual de Genera PR de $345 millones a un promedio de $267 millones —una diferencia del 17%—, y los despidos que siguieron a esa determinación han tenido, según Colón, un impacto adverso en la estabilidad operacional justo en pleno pico de demanda anual.

El 17 de abril, dos días después de que el NEPR definiera los presupuestos del sistema eléctrico hasta finales del año fiscal 2027–2028, Genera PR anunció las salidas de los cuatro jefes de planta y reestructuró sus operaciones bajo dos gerentes regionales para el norte y el sur; Colón ha respaldado restituir el presupuesto de generación, aunque aclaró que el recorte no es la causa directa de la crisis actual.

En una carta fechada el 23 de julio, la presidenta y principal oficial ejecutiva de LUMA, Janisse Quiñones, informó a la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas (AAPP) que sus hallazgos preliminares indican que una falla interna en el generador de la Unidad 6 de la Central Costa Sur —no en el sistema de transmisión— provocó los relevos de carga del 16 de julio. La carta también alega que personal de Genera PR operó manualmente un interruptor de 230 kilovoltios sin la autorización requerida por el Centro de Operaciones de Transmisión de LUMA.

La salida de la Unidad 6 representó la pérdida de aproximadamente 400 megavatios de capacidad generatriz; su indisponibilidad, combinada con otras cuatro unidades fuera de servicio ese día, agravó la insuficiencia de generación durante el periodo de demanda máxima. La disputa técnica entre LUMA y Genera sobre el origen del evento complica la rendición de cuentas ante los reguladores.

Genera había señalado públicamente, inmediatamente después del evento, que una perturbación en el centro de transmisión de Costa Sur y la línea 50400 inició la secuencia que culminó con la salida forzada de la Unidad 6; la AAPP requirió a ambas empresas que sustentaran cualquier desacuerdo con análisis de ingeniería y evidencia documental. La investigación de LUMA permanece activa y no ha emitido una conclusión final.

En la noche del martes 29 de julio de 2026, durante un apagón que afectó a 370,000 abonados, ciudadanos captaron imágenes de llamas cerca de la planta de EcoEléctrica en Guayanilla. El presidente de la empresa, Carlos Reyes Berríos, aclaró que las llamas provinieron del mechero o 'flare', un sistema de seguridad que se activó luego de que las tres unidades de generación salieran de operación alrededor de las 8:30 p.m.

El incidente generó alarma pública en medio de un apagón masivo, y la confusión inicial —que apuntaba a un posible incendio en la Central Costa Sur— evidencia la falta de comunicación oportuna durante emergencias eléctricas que afectan a cientos de miles de clientes.

EcoEléctrica es una cogeneradora privada cuyas instalaciones están separadas de las de GeneraPR, operadora de la Central Costa Sur; ambas planta se ubican en las inmediaciones de Guayanilla. GeneraPR también descartó anoche cualquier incendio o incidente mayor en sus instalaciones.

El director ejecutivo de la Autoridad de Edificios Públicos (AEP), Félix Lassalle Toro, anunció el 29 de julio de 2026 que concluyeron los trabajos de reparación tras una avería en un transformador de una subestación del Centro Gubernamental Roberto Sánchez Vilella en Santurce. Las operaciones en las dos torres del complejo regresaron a la normalidad.

El Centro Minillas alberga agencias y oficinas del gobierno central, por lo que una avería eléctrica prolongada habría afectado los servicios públicos que allí se ofrecen.

La avería ocurrió alrededor de las 8:00 de la mañana del 29 de julio; personal técnico de la AEP junto a una brigada de LUMA Energy, operador privado de la subestación, realizaron las reparaciones.

La Junta de Gobierno de la AEE informó el 28 de julio de 2026 que el proyecto para instalar sistemas de alerta ante emergencias —incluyendo desbordes— en las 37 represas de Puerto Rico está completado en un 43%, con fecha límite de culminación en o antes de junio de 2027.

Las represas sin sistemas de alerta temprana representan un riesgo para las comunidades aguas abajo ante eventos de lluvia extrema; el proyecto abarca las 37 represas del país.

Dos contratistas de la AEE encaminan los trabajos, según lo discutido en una reunión extraordinaria de la Junta de Gobierno de la corporación pública.

El 28 de julio de 2026, LUMA Energy anunció interrupciones temporales de servicio eléctrico en sectores de Caguas, Guayama, Bayamón, San Lorenzo, San Sebastián, Guaynabo, Aibonito, Cabo Rojo, San Juan, Aguada, Yabucoa y Vega Baja debido a trabajos programados de mantenimiento y modernización en la red.

Los trabajos abarcan desde remoción de vegetación peligrosa y reemplazo de líneas hasta instalación de dispositivos automatizados y modernización de subestaciones, afectando potencialmente a clientes en 12 municipios de distintas regiones de la isla.

LUMA Energy opera la red de transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico bajo un contrato de largo plazo, y ha ejecutado de forma periódica interrupciones planificadas enmarcadas en una iniciativa más amplia de modernización del sistema.

El 27 de julio, Genera PR informó que el sistema eléctrico contaría con una reserva operacional moderada para el período pico nocturno, mientras varias unidades generatrices permanecían en proceso de reparación; en la Central San Juan, la Unidad 6 opera y aumenta progresivamente su capacidad hasta un máximo de 160 megavatios.

Una reserva ajustada durante la demanda máxima eleva el riesgo de interrupciones para los abonados, y la propia empresa advirtió que las condiciones del sistema son dinámicas y pueden variar a lo largo de la tarde y la noche.

Genera PR opera en coordinación con LUMA Energy, que controla la red de transmisión y distribución; la empresa ha mantenido un historial de trabajos de reparación simultáneos en múltiples unidades generatrices que afectan la capacidad disponible del sistema.

El senador Héctor Joaquín Sánchez Álvarez convocó una vista ocular conjunta del Senado y la Cámara para el 3 de agosto de 2026 en la planta que abastece a Canóvanas, donde persisten interrupciones constantes del servicio de agua. El presidente ejecutivo de la AAA, el ingeniero Luis R. González, recibió una citación indelegable para comparecer junto a su equipo técnico.

La fiscalización legislativa añade presión institucional sobre la AAA para que presente soluciones concretas ante una comunidad que enfrenta interrupciones prolongadas e indefinidas del servicio de agua potable.

El racionamiento activo en Canóvanas y Río Grande lleva más de una semana sin fecha de término, agravado por condiciones de sequía que redujeron el nivel de las tomas de agua en el área noreste. En junio de 2026, Sánchez Álvarez ya había llevado los problemas de agua en Carolina y Loíza ante la Comisión Total del Senado para exigir respuestas a la AAA.

El 10 de julio de 2026, el Tribunal Supremo de Puerto Rico sostuvo, en votación 6-3, la validez de una cláusula de arbitraje en contratos de la empresa Sunrun que obliga a resolver disputas sobre sistemas fotovoltaicos ante árbitros privados en lugar de los tribunales. El caso surgió de una demandante, Nancy Sierra Lugo, cuyo sistema solar funcionó solo dos semanas y que alegó que firmó el contrato sin conocer sus términos ni saber que Sunrun era la parte contratante.

La decisión afecta directamente a al menos 30,000 clientes de Sunrun en Puerto Rico —parte de los cerca de 200,000 sistemas de generación distribuida en la Isla— quienes quedan limitados a árbitros privados para reclamar por fallas en sus sistemas solares.

La adopción de placas solares en Puerto Rico se aceleró tras el huracán María por la inestabilidad de la red eléctrica; el contrato en disputa, firmado en 2020 a través de Máximo Solar Industries, transfería la obligación a Sunrun PR Operations, dato que la clienta desconocía al momento de firmar en una tableta electrónica.

Al mediodía del 25 de julio de 2026, Genera PR confirmó que el sistema de generación se mantenía estable, con una capacidad disponible de aproximadamente 3,257 MW frente a una demanda máxima proyectada por LUMA de 2,828 MW. La Unidad 2 de la Central Aguirre continuaba operando a capacidad limitada de 180 MW por trabajos en la bomba de circulación del condensador, con expectativa de completarlos durante la tarde.

El margen de reserva al mediodía —cerca de 429 MW— representa una holgura mayor que la registrada durante el pico nocturno del 24 de julio, cuando la demanda alcanzó 3,028 MW, aunque la Unidad 2 de Aguirre aún no ha recuperado su capacidad plena en un sistema que desde el 22 de julio ha afectado a más de 254,000 clientes mediante relevos de carga.

La crisis de generación comenzó el 22 de julio con averías en dos plantas que generaron un déficit de cerca de 500 MW; desde entonces, Genera PR —que opera el 60% de la generación del sistema— y LUMA han coordinado el monitoreo de múltiples unidades en reparación o con capacidad limitada, incluyendo unidades en Costa Sur, Palo Seco y Central San Juan.

En una carta fechada el 16 de julio de 2026, la Junta de Supervisión Fiscal requirió a la Autoridad de Energía Eléctrica y a la Oficina de Compras de Terceros información detallada sobre el avance del contrato para instalar 400 megavatios de generación temporera en la Central Aguirre, señalando que ya habían transcurrido 36 días desde el inicio del contrato y que varios informes de cumplimiento debían haberse presentado. La JSF también pidió aclaraciones sobre posibles cambios en el consorcio integrado por Power Expectations, LLC, Enchanted Rock y Reyes Contractor, LLC, reportados esta semana por El Nuevo Día.

El contrato, valorado con una garantía de cumplimiento equivalente al 100% de la fase de construcción —estimada en aproximadamente $1,180 millones— tiene una fecha proyectada de operación comercial del 7 de noviembre de 2026, y cualquier retraso o cambio en el consorcio sin aprobación previa de la JSF podría comprometer ese plazo. El proyecto es central para atender el déficit de generación identificado por el Negociado de Energía y reforzar la confiabilidad del sistema eléctrico.

La JSF autorizó el contrato el 2 de junio de 2026 bajo condiciones estrictas que incluyeron un cronograma con penalidades por retrasos, garantías de cumplimiento reforzadas y la obligación de usar gas natural licuado como combustible principal. El Zar de Energía, Josué Colón, negó que los cambios reportados en el consorcio representaran un retraso en el proyecto.

El Hospital Ryder Memorial, en Humacao, anunció la noche del 24 de julio de 2026 que restableció el suministro eléctrico regular tras operar con generadores de emergencia desde el 15 de julio de 2026.

Un hospital sin servicio eléctrico regular por nueve días representa un riesgo potencial para pacientes en la región este de Puerto Rico, que depende de esta institución como centro de salud principal.

El hospital agradeció la colaboración de LUMA Energy para lograr el restablecimiento; la institución aseguró que mantuvo sus servicios esenciales sin interrupciones durante el período de emergencia.

El alcalde de Mayagüez, Jorge L. Ramos Ruiz, anunció el inicio de trabajos para instalar un sistema fotovoltaico y un sistema de almacenamiento de energía (BESS) en el Estadio Centroamericano José Antonio Figueroa Freyre, con una inversión de $2,595,000.

El proyecto reducirá la dependencia del estadio de la red eléctrica convencional, proveerá respaldo durante emergencias y se estima que generará unos 20 empleos directos e indirectos en la región.

El Estadio Centroamericano de Mayagüez es una instalación deportiva de uso municipal y regional; la inversión forma parte de un esfuerzo más amplio del municipio por modernizar su infraestructura y reducir costos operacionales a largo plazo.

La Junta Editorial de The Washington Post publicó este jueves un editorial argumentando que la exención temporal a la ley Jones aprobada por el gobierno de Donald Trump —vigente desde marzo y renovada hasta el 16 de agosto— demuestra lo que calificó de carácter 'absurdo' de ese estatuto, señalando que durante los últimos cuatro meses Puerto Rico compró más del doble de propano estadounidense que en los 22 años anteriores combinados.

La exención evidencia que la ley Jones restringe estructuralmente el acceso de Puerto Rico al mercado energético de Estados Unidos, pues no existen buques cisterna de gas licuado de petróleo (GLP) que cumplan con sus requisitos, aun cuando EE. UU. es el mayor productor mundial de propano.

La ley Jones de 1920 exige que los barcos que transportan mercancía entre puertos de EE. UU. y sus territorios sean de matrícula, propiedad, bandera y tripulación mayoritariamente estadounidenses; las Islas Vírgenes, Samoa y las Islas Marianas del Norte han estado exentas permanentemente de ese estatuto, mientras Puerto Rico no.

El 22 de julio, LUMA Energy advirtió que existía alta probabilidad de relevos de carga en varios municipios esa noche debido a que la reserva operacional se ubicaba en menos 308 megavatios; para las 6:40 p.m., unos 254 mil clientes ya no tenían servicio.

El déficit de reserva operacional de 308 megavatios y los 254 mil clientes sin luz —frente a los 11,632 que habían perdido servicio tras la falla inicial en EcoEléctrica 1— revelan una escalada rápida del impacto en toda la isla durante la tarde del miércoles.

La falla en EcoEléctrica 1 ocurrió un día después de que la salida de San Juan 6 ya hubiera provocado relevos de carga; LUMA aclaró que su responsabilidad se limita a la red de transmisión y distribución, no a la generación, aunque mantiene comunicación con las compañías generatrices.

La gobernadora Jenniffer González Colón visitó la Central Aguirre en Salinas el 22 de julio de 2026 para inspeccionar los trabajos en curso e informar una inversión de $1,187 millones en fondos federales destinados a la reconstrucción y modernización de la planta, incluyendo baterías Tesla Megapack, turbinas de generación rápida y la rehabilitación de la Unidad 1. La mandataria indicó que los proyectos deberán completarse a finales de 2027.

La inversión representa uno de los desembolsos federales más cuantiosos en infraestructura eléctrica en la historia de Puerto Rico; González Colón señaló que cada instalación añadirá capacidad de generación al sistema y que el área de Vega Baja, una de las más afectadas por relevos de carga, verá mejoras notables.

El anuncio se produjo en medio de una semana marcada por múltiples eventos relacionados con problemas de generación eléctrica en la isla; la Central Aguirre, ubicada en Salinas, ha sido parte del debate sobre la transformación del sistema eléctrico desde el huracán María.

LUMA Energy presentó ante el NEPR su informe trimestral del último trimestre del año fiscal 2025-2026, que muestra una leve reducción en la frecuencia de apagones —de 8.02 a 7.98 interrupciones por cliente— acompañada de un aumento en la duración de las mismas.

Aunque la frecuencia de interrupciones bajó marginalmente, el incremento en la duración de los apagones y en los tiempos de espera en servicio al cliente indica que la calidad del servicio eléctrico sigue deteriorándose para los abonados.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución del sistema eléctrico de Puerto Rico bajo contrato con el gobierno, y reporta periódicamente su desempeño ante el NEPR como parte de su obligación regulatoria.

El 21 de julio, una salida abrupta de la Unidad 6 de la Central San Juan, operada por Genera PR, provocó un nuevo relevo de carga que dejó a más de 133,000 clientes sin servicio, siendo San Juan el sector más afectado con más de 46,000 clientes sin luz.

El evento se suma a los apagones ocurridos la semana anterior en la Central Costa Sur, donde una unidad resultó averiada y otra salió de servicio, agravando la inestabilidad del sistema eléctrico en un período de alta demanda.

El apagón del 21 de julio ocurre mientras el sistema ya opera con capacidad reducida por la crisis de generación iniciada el 16 de julio con la salida de la Unidad 6 de Costa Sur, que desató un conflicto público entre LUMA y Genera PR sobre responsabilidades y llevó a la AAPP a exigir un informe técnico.

La presidenta de LUMA Energy, Janisse Quiñones, declaró el 20 de julio de 2026 que la empresa dará la pelea legal para permanecer en Puerto Rico, incluso si eso implica escalar el caso al tribunal federal de apelaciones. El Tribunal Supremo evalúa si atiende de inmediato el recurso del Gobierno que busca declarar nulo el contrato de LUMA.

La disputa legal pone en incertidumbre quién operará el sistema de transmisión y distribución eléctrica de la isla, lo que afecta directamente la capacidad de invertir en infraestructura y el nivel de las tarifas para los abonados.

El Gobierno de Puerto Rico presentó un recurso legal para anular el contrato de LUMA Energy, la empresa que opera la red eléctrica desde que relevó a la AAE en la transmisión y distribución. Paralelamente, la Junta de Supervisión Fiscal enfrenta el rechazo de bonistas a una oferta de pago de $3,000 millones, lo que según Quiñones complica el acceso a los mercados de capital para financiar el sistema.

Más de 200 funcionarios electos de Puerto Rico y Estados Unidos presentaron un escrito de amigo de la corte ante el Tribunal de Apelaciones del Primer Circuito en Boston para oponerse a la apelación de bonistas de la AEE, liderados por el fondo GoldenTree, que exigen prioridad de pago sobre $3,700 millones vinculados al período posterior al huracán María. El grupo, impulsado por Local Progress, incluye congresistas como Nydia Velázquez, Alexandria Ocasio-Cortez y Jesús García, además de legisladores, alcaldes y funcionarios de 29 estados y Puerto Rico.

Los firmantes advierten que un fallo favorable a los bonistas se traduciría en aumentos en la factura de luz para los más de tres millones de abonados de la AEE, cuya corporación pública permanece en quiebra. Además, señalan que la decisión podría sentar un precedente que limite la capacidad de gobiernos estatales y municipales en Estados Unidos para usar recursos públicos durante emergencias sin exponerse a reclamaciones de acreedores.

El escrito busca que el tribunal confirme la decisión de la jueza federal Laura Taylor Swain, quien desestimó la reclamación de GoldenTree. El caso contiene también un frente opuesto: los fiscales generales de 13 estados con gobiernos republicanos presentaron un documento respaldando a los bonistas, argumentando que proteger los derechos de los acreedores fortalece la confianza de los mercados.

El 20 de julio de 2026, el Gobierno de Puerto Rico respondió a la JSF reconociendo la necesidad de acelerar la reconstrucción eléctrica, pero atribuyó gran parte de los retrasos a la "mala administración" de LUMA Energy y rechazó varias de las conclusiones del organismo federal. El Ejecutivo también advirtió que el control del Fondo Rotatorio de $750 millones no será cedido a LUMA, a quien describió como incapaz de ejecutar sus responsabilidades contractuales.

El Gobierno reconoció que la AAFAF carece del personal especializado y la infraestructura operacional para administrar el fondo —situación que atribuyó parcialmente a recortes presupuestarios impulsados por la propia JSF— lo que añade una nueva capa de obstáculos administrativos a un mecanismo financiero ya aprobado. Mientras tanto, el fondo permanece inoperante y cerca del 75% de aproximadamente $14,000 millones asignados para la red eléctrica desde 2017 sigue sin desembolsarse.

La Legislatura autorizó el Fondo Rotatorio mediante Resolución Conjunta 42-2025, firmada por la gobernadora Jenniffer González, pero el mecanismo no puede operar porque la AAFAF no ha completado las guías del programa, protocolos interagenciales ni mecanismos de monitoreo requeridos. El conflicto se da en medio de una acción judicial activa del gobierno para anular el contrato de operación de LUMA, y tras una carta de la JSF exigiendo que se sometan las guías del fondo sin más demoras.

El 30 de junio de 2026 venció el plazo impuesto por el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) para que Genera PR completara su proyecto de reemplazo de unidades de resguardo, y la empresa no cumplió. El NEPR avanza hacia multas de hasta $25,000 diarios por lo que califica como 'falsas representaciones'.

Las multas llegan en medio de una racha de apagones atribuidos a insuficiencias en la flota de generación, lo que vincula directamente el incumplimiento de Genera PR con el deterioro del servicio eléctrico que afecta a los abonados.

El NEPR había fijado el plazo desde 2024 —hace casi dos años— como condición para el proyecto de unidades de resguardo, parte de los compromisos de Genera PR como operador de la generación eléctrica en Puerto Rico.

Power Expectations, contratada para aportar 400 megavatios de generación temporal antes de noviembre de 2026, solicitó a la AEE enmendar el contrato firmado el 10 de junio para sustituir a una de las empresas del consorcio, según reveló el zar de Energía Josué Colón.

La solicitud genera dudas sobre si el proyecto podrá cumplir el plazo y aliviar la crisis de generación eléctrica que afecta al país.

El contrato con Power Expectations fue suscrito el 10 de junio de 2026 como parte de los esfuerzos del gobierno para atender las deficiencias de la flota de generación de la AEE; el acuerdo exige completar la instalación a más tardar en noviembre.

El zar de Energía, Josué Colón Ortiz, advirtió el 19 de julio de 2026 que habrá apagones selectivos en las horas pico nocturnas porque el personal técnico de Genera Puerto Rico no ha completado los trabajos en las unidades San Juan 7, Palo Seco 4 y Costa Sur 5. Colón Ortiz indicó que mientras esas tres unidades no se sincronicen al sistema eléctrico, continuará la deficiencia de capacidad entre las 5:00 p.m. y las 11:00 p.m.

La deficiencia de generación ya no es solo por las averías que originaron los apagones del 16 de julio, sino que se suma la rotura de la semana pasada de la Unidad 6 de Costa Sur, agravando la brecha entre la capacidad disponible y la demanda nocturna.

Los apagones se originaron el 16 de julio cuando unidades de Costa Sur salieron de servicio abruptamente; al 18 de julio sobre 84,000 abonados de LUMA Energy seguían afectados y la reserva operacional de GeneraPR llegó a apenas 45 MW, frente a los 700 MW considerados aceptables.

La Unidad 6 de Costa Sur permanecerá fuera de servicio dos semanas más mientras continúan los apagones en el sistema eléctrico de Puerto Rico, según confirma el resumen del 19 de julio de 2026. Los relevos de carga siguen afectando a miles de abonados en medio del déficit de generación.

La prolongada avería en Costa Sur mantiene el sistema sin capacidad suficiente para cubrir la demanda en horas pico, extendiendo las interrupciones rotativas para miles de clientes en toda la isla.

La crisis se originó con la salida abrupta de la Unidad 6 días antes; los intentos de sincronizarla fallaron al detectarse daños en las líneas de vapor, encadenando el déficit a averías previas en otras unidades de la planta y a disturbios en infraestructura de transmisión.

Al momento de la actualización del portal de LUMA Energy a las 9:20 p.m. del sábado 19 de julio de 2026, 143,305 clientes —el 9.76% del total en la isla— permanecían sin servicio eléctrico. Las interrupciones se concentraron en San Juan (40,696 clientes), Arecibo (29,750), Caguas (24,462), Ponce (22,223), Mayagüez (18,493) y Bayamón (7,681).

Arecibo registró el impacto proporcional más alto, con el 16.77% de sus abonados sin energía, seguido de San Juan con 16.08%; afectaciones de esa magnitud en múltiples regiones simultáneas subrayan la fragilidad persistente de la red eléctrica.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución eléctrica en Puerto Rico bajo contrato con la Autoridad de Energía Eléctrica (AAE); el sistema ha enfrentado críticas recurrentes por la frecuencia y duración de los apagones desde que asumió operaciones.

La Junta de Supervisión Fiscal otorgó su aval a la orden de trabajo que permitirá al Cuerpo de Ingenieros del Ejército de Estados Unidos (USACE) ejecutar labores de despeje de vegetación en las líneas de transmisión que administra LUMA Energy, bajo un subcontrato financiado por el Departamento de Energía federal.

La intervención del USACE acerca la ejecución de trabajos de despeje que históricamente han sido señalados como insuficientes en la red de transmisión eléctrica, aunque ninguna de las entidades involucradas ha precisado qué sectores se asignarán al organismo.

El Departamento de Energía federal emitió órdenes de emergencia que sirven de base legal para el subcontrato, convirtiendo al USACE en ejecutor de obras en una red eléctrica cuya operación y mantenimiento recae en LUMA Energy.

El Tribunal de San Juan dejó en suspenso el análisis de consolidación de pleitos y las reconvenciones presentadas por LUMA Energy en respuesta a las demandas de la gobernadora Jenniffer González, la AEE y la AAPP que buscan anular el contrato del consorcio, a la espera de que el Tribunal Supremo decida si acoge los casos directamente.

La paralización traslada al Tribunal Supremo el control sobre el ritmo y destino del litigio que determinaría la continuidad o salida de LUMA Energy como operador del sistema eléctrico de la isla.

El gobierno central radicó demandas para anular el contrato suplementario de LUMA Energy y solicitó al Tribunal Supremo que asumiera jurisdicción sin esperar el trámite en foros inferiores; LUMA ripostó con reconvenciones que el tribunal de primera instancia ahora ha dejado sin resolver.

El comisionado residente Pablo José Hernández informó que el Comité de Transportación e Infraestructura de la Cámara federal aprobó esta semana el proyecto de Desarrollo de Recursos de Agua con un aumento de $40 millones en fondos del Cuerpo de Ingenieros del Ejército para Puerto Rico, elevando el total autorizado a $75 millones. La medida, que incluye 11 iniciativas impulsadas por Hernández —entre ellas proyectos en Corozal, Humacao, Vega Baja, Loíza, Ceiba y Yabucoa—, pasará ahora al pleno de la Cámara.

Los $75 millones autorizados al Cuerpo de Ingenieros financiarían infraestructura de agua, alcantarillado, control de inundaciones y protección costera en municipios con historial de vulnerabilidad crónica; sin embargo, Hernández advirtió que la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados (AAA) no ha respondido solicitudes de información sobre infraestructura crítica, lo que podría retrasar la materialización de los fondos.

El proyecto de Desarrollo de Recursos de Agua es legislación que el Congreso aprueba periódicamente para dar continuidad a la infraestructura hídrica nacional a través del Cuerpo de Ingenieros; la versión aprobada en comité esta semana también incluye estudios de erosión costera y protección ante marejadas en varias comunidades costeras de Puerto Rico.

El 13 de julio de 2026, la AEE y la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas radicaron una moción para desestimar la reconvención presentada por LUMA Energy el 23 de junio, en la que la empresa alegó dolo, enriquecimiento injusto y abuso del poder ejecutivo en relación con la Carta-Extensión firmada el 30 de noviembre de 2022. De forma paralela, la AEE, la P3 y la gobernadora Jenniffer González solicitaron al Tribunal Supremo resolver el caso mediante certificación intrajurisdiccional.

La Carta-Extensión es el documento que prolongó indefinidamente el periodo transitorio bajo el cual LUMA opera el sistema de transmisión y distribución de energía eléctrica en Puerto Rico; su eventual nulidad o validez determinaría la base legal del contrato vigente con la empresa.

La AEE y la P3 presentaron la demanda original en diciembre de 2025 para que se declarara nula la Carta-Extensión, argumentando que no obtuvo el Certificado de Cumplimiento de Energía del Negociado de Energía requerido por la Ley 120 para que la modificación contractual tuviera plena validez jurídica.

La Administración de Desarrollo Socioeconómico de la Familia (ADSEF) confirmó que aún quedan fondos disponibles bajo el subprograma Crisis de Energía de LIHEAP, activo desde finales de mayo de 2026, para ayudar a familias de bajos ingresos con deudas de entre $20 y $5,000 en su factura de LUMA Energy.

El programa ofrece ayudas de hasta $1,000 por familia; en su primera fase ya se extendió asistencia automática a 3,960 familias elegibles a través de TANF, PAN y adultos mayores de 60 años.

LIHEAP es un programa federal que Puerto Rico administra a través del Departamento de la Familia; las solicitudes adicionales se reciben por la Plataforma ADSEF Digital o llamando al 3-1-1.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) publicó el 13 de julio de 2026, mediante Resolución y Orden, el Borrador Preliminar Revisado del Reglamento de Interconexión y abrió un período de comentarios públicos para establecer el marco regulatorio que regirá la conexión de generación distribuida, energía solar comunitaria y microrredes al sistema eléctrico. La acción responde al mandato de la Resolución Conjunta de la Cámara 193, aprobada el 7 de enero de 2026.

El reglamento determinará las condiciones bajo las cuales hogares, comunidades y negocios podrán conectar sistemas de energía renovable a la red, un proceso crítico para la transición energética de la isla. LUMA Energy deberá entregar un borrador revisado de los Requisitos Técnicos de Interconexión (TIR) a más tardar el 11 de agosto de 2026.

El proceso administrativo para adoptar un nuevo reglamento de interconexión había sido interrumpido antes de que la Resolución Conjunta de la Cámara 193 ordenara reanudarlo, incorporando aportaciones de partes interesadas mediante talleres participativos. El NEPR programó dos nuevos talleres virtuales —el 25 de agosto y el 21 de septiembre de 2026— para continuar el diálogo sobre asuntos pendientes.

El alcalde de Vieques, José 'Junito' Corcino, y el presidente de la Cámara de Representantes, Carlos 'Johnny' Méndez, entregaron 65 baterías recargables con paneles solares de 2,500 vatios a familias encabezadas por adultos mayores de escasos recursos, con una inversión de $105,000. El 9 de julio de 2026, ambos funcionarios también recibieron un tractor especializado modelo 2026 Workmaster 120, valorado en $155,480, para recolectar sargazo en el balneario Sun Bay.

Las baterías, con capacidad de entre 7 a 12 horas de corriente y garantía de 10 años, ofrecen a los adultos mayores de Vieques una reserva energética ante apagones y fenómenos atmosféricos; el tractor, por su parte, atiende la acumulación de sargazo en una de las principales atracciones turísticas de la isla municipio.

La adquisición del tractor fue financiada mediante reasignación de partidas del presupuesto fiscal 2025-2026 y avalada por la Junta de Supervisión y Administración Financiera a finales de diciembre de 2025; Vieques enfrenta retos logísticos adicionales por su condición de isla municipio, tanto para el manejo costero como para garantizar servicio eléctrico estable a su población.

La organización El Puente Puerto Rico, junto a grupos religiosos, comunitarios y ambientalistas, denunció que NF Energía —subsidiaria de New Fortress Energy— solicitó de forma expedita un segundo dragado en la Bahía de San Juan para sostener una flota de almacenamiento de gas metano que opera con embarcaciones cinco veces más grandes que las autorizadas originalmente, sin Declaración de Impacto Ambiental ni permisos actualizados.

Las operaciones afectan una zona industrial y densamente poblada —Cataño, Guaynabo, Toa Baja, Viejo San Juan— con aproximadamente un cuarto de millón de personas expuestas a rutas cercanas a la actividad; ni los municipios cuentan con un plan de desalojo ante emergencias, y los documentos clave que NF Energía sometió a la FERC están marcados como confidenciales.

Las operaciones de NF Energía en la bahía comenzaron en 2020 bajo el argumento de la crisis energética agudizada por el huracán María en 2017; la FERC aprobó entonces operaciones calificadas como temporeras y de pequeña escala, pero la compañía expandió progresivamente sus instalaciones por tierra y mar sin que los permisos siguieran el mismo ritmo, y la DIA que debía entregarse en mayo de 2025 sigue sin someterse.

El 9 de julio de 2026, a las 10:00 a.m., un total de 89,349 clientes de LUMA Energy no tenían servicio eléctrico debido a lo que la empresa describió como "deficiencias en la generación". Las regiones más afectadas fueron Arecibo (23,432 clientes), Bayamón (21,598) y Caguas (15,448).

Los relevos de carga masivos afectaron simultáneamente a clientes en múltiples regiones del país, exponiendo la fragilidad persistente del sistema de generación eléctrica.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución de energía en Puerto Rico, pero la generación está a cargo de empresas separadas; la empresa señaló expresamente que "no somos responsables de la generación" y que mantenía comunicación con las generatrices para reducir el impacto.

La gobernadora Jenniffer González Colón anunció el 8 de julio de 2026 la asignación de $1,973,106.95 en fondos federales de FEMA para instalar generadores de emergencia en instalaciones municipales y gubernamentales críticas, incluyendo $1,050,000 para cuatro instalaciones del Municipio de Patillas.

Los fondos garantizarán continuidad operacional en espacios de servicios directos a la ciudadanía —como la Casa Alcaldía, la Biblioteca Municipal y centros de usos múltiples de Patillas— durante emergencias, además de fortalecer el Centro de Gobierno Rafael Nicolau Tormenteras y otra infraestructura esencial vinculada a los terremotos de 2020.

Las asignaciones se autorizan bajo las Secciones 404 y 324 del Robert T. Stafford Act y se vinculan tanto a la declaración de desastre por el huracán María como a la de los terremotos de 2020 (FEMA-DR-4473-PR), canalizadas a través de PRFAA y COR3.

La organización El Puente Puerto Rico, junto a grupos religiosos, comunitarios y ambientalistas, denunció que NF Energía —subsidiaria de New Fortress Energy— solicitó de forma expedita un segundo dragado en la Bahía de San Juan para permitir el almacenamiento continuo de gas metano, mientras opera con barcazas cinco veces más grandes que las autorizadas originalmente y sin Declaraciones de Impacto Ambiental ni permisos actualizados.

Las operaciones sin permisología adecuada exponen a comunidades densamente pobladas —Cataño, Guaynabo, Puerto Nuevo, Viejo San Juan, Toa Baja— a riesgos de accidente sin un protocolo de desalojo; El Puente estima que hasta un cuarto de millón de personas podrían estar cerca de un incidente en cualquier momento dado.

NF Energía comenzó operaciones en la Bahía de San Juan alrededor de 2020 amparada en la crisis energética agravada por el huracán María en 2017; las agencias reguladoras determinaron que la empresa debía iniciar la permisología a seis años de operar, y una Declaración de Impacto Ambiental debía someterse en mayo de 2025, plazo que ya transcurrió sin que el documento se haya presentado.

El 7 de julio de 2026, la gobernadora Jenniffer González Colón acusó a LUMA Energy de crear "caos" al anunciar relevos de carga el lunes 6 de julio que, según la mandataria, nunca ocurrieron, y atribuyó el anuncio a una táctica para abonar a la contrademanda que el consorcio radicó contra el Gobierno a finales de junio. LUMA refutó la versión y reiteró que hubo un déficit de generación de más de 250 MW tras la salida de la unidad 6 de Costa Sur.

La disputa pública entre la gobernadora y LUMA ocurre en medio de una contratemanda del consorcio contra el Gobierno de Puerto Rico; el zar de Energía, Josué Colón Ortiz, indicó que el operador Genera PR entró unidades programadas en servicio al mediodía del lunes, mientras LUMA sostiene que el déficit de generación fue real.

LUMA Energy opera el sistema de transmisión y distribución eléctrica del archipiélago y enfrenta una demanda gubernamental por mal servicio, a la que el consorcio respondió con una contrademanda contra el Gobierno de Puerto Rico radicada a finales de junio de 2026.

Poco después de las 8:00 p.m. del martes 7 de julio, LUMA Energy completó los trabajos programados en la línea 3,100 y las líneas de distribución en el área de la represa Carraízo, en Trujillo Alto, y restableció el servicio eléctrico a todos los clientes afectados por la interrupción, según confirmó el portavoz Hugo Sorrentini a El Nuevo Día.

El restablecimiento eléctrico cierra el impacto directo de LUMA sobre los mismos municipios metropolitanos que también perdieron agua potable ese día por los trabajos coordinados de la AAA en Carraízo y la Planta de Filtros Sergio Cuevas, aliviando parcialmente una jornada de interrupciones simultáneas para más de 180,000 abonados.

Los trabajos de LUMA formaban parte de una intervención simultánea con la AAA —que instaló una sexta bomba, rehabilitó cuatro filtros y reparó una tubería de 48 pulgadas— sobre la misma infraestructura que abastece el área metropolitana, en medio de un pronóstico de sequía que mantiene bajo observación los sistemas de Carraízo, Cidra y Toa Vaca.

El martes 7 de julio, LUMA Energy anunció relevos de carga durante la tarde por deficiencias en la generación de energía, afectando a más de 31,065 clientes al momento del reporte. El portavoz Hugo Sorrentini aclaró que el problema fue un "evento de renovables", no una falla en las centrales de Genera PR.

Más de 31,000 clientes experimentaron o estuvieron en riesgo de interrupciones del servicio eléctrico en horas de la tarde, un período de alta demanda. El episodio expone la vulnerabilidad del sistema ante fluctuaciones en la generación renovable.

LUMA administra la transmisión y distribución, mientras Genera PR opera las nueve centrales convencionales del sistema; la generación renovable corre por cuenta de terceros. Esta división de responsabilidades complica la coordinación cuando se producen déficits en la oferta energética.

El 7 de julio de 2026, el municipio de San Juan activó su plan de respuesta ante la interrupción del servicio de agua causada por los trabajos de la AAA en la represa Carraízo y la planta de filtros Sergio Cuevas, desplegando oasis fijos, reforzando su Centro de Llamadas y movilizando personal de la Oficina Municipal para el Manejo de Emergencias. El alcalde Miguel Romero advirtió que, aunque la AAA estimó 14 horas de trabajos, el restablecimiento completo del servicio podría extenderse por varios días.

La prolongación potencial del corte —de unas horas a varios días— amplía el impacto sobre los más de 180,000 abonados afectados en la región metropolitana, obligando al municipio de San Juan a desplegar recursos de emergencia en comunidades residenciales y barriadas.

La AAA ejecutó los trabajos en la represa Carraízo, la planta de filtros Sergio Cuevas y tramos de tubería en Santurce y Borinquen, coordinando la interrupción con una salida eléctrica previamente programada por LUMA Energy para concentrar las afectaciones en una sola jornada. Los residentes que necesiten asistencia pueden contactar la OMME al 787-480-2025 o a través de www.reportalosj.com.

LUMA informó que, en lo que va de 2026, más de 90,000 clientes participantes en el programa Customer Battery Energy Sharing (CBES) han aportado un promedio de 75 megavatios a la red en momentos de déficit de generación. Además, brigadas de la empresa realizaron trabajos preventivos en subestaciones de Carolina, Ceiba y Fajardo, incluyendo el reemplazo de pararrayos y la corrección de puntos calientes.

Los 75 megavatios promedio aportados por baterías residenciales representan un colchón operacional que reduce el riesgo de apagones durante los picos de consumo del verano. La detección temprana de una falla en la subestación Sabana Llana TC evitó una interrupción no planificada en Carolina.

El sistema eléctrico de Puerto Rico ha enfrentado de forma recurrente déficits de generación durante temporadas de alta demanda, situación que ha llevado a LUMA a desarrollar programas de respuesta de demanda como el CBES para complementar la generación disponible.

En mayo de 2026, la demanda de electricidad en Puerto Rico creció 9.1% según datos de LUMA Energy, el mayor aumento para un mes de mayo en ocho años y el primero tras cuatro meses consecutivos de caída. El sector residencial registró el salto más pronunciado, con un alza de 16.2% solo en ese mes.

La demanda eléctrica es un indicador de actividad económica, y este repunte interrumpe una tendencia de contracción: el consumo acumulaba una caída de 2.4% en los primeros once meses del año fiscal 2026. Aun así, entre enero y mayo el balance general sigue en terreno negativo, con una reducción de 0.3%.

La demanda de electricidad en la isla había caído 5.2% en 2025, tras haber crecido 3.5% en 2024. La producción de energía también lleva una trayectoria descendente, con una baja de 0.6% en los primeros cinco meses de 2026.

La Autoridad de los Puertos lleva a cabo el primer dragado del canal de navegación en Las Mareas, Guayama, desde 2017, removiendo aproximadamente 120,000 yardas cúbicas de sedimento a un costo de $20,750,000 con fondos de ingresos propios del gobierno.

El dragado —ya completado en un 45%— permitirá que buques de mayor calado lleven más carbón a la Planta AES, lo que según el director ejecutivo de Puertos, Norberto Negrón Díaz, debería reducir el costo de energía y también viabilizar la transición de la planta a gas natural para el 2032.

El canal fue diseñado en 1966 con un calado de entre 38 y 40 pies; tras el huracán María ese calado se redujo a menos de 30 pies en algunos puntos, generando riesgo de encallamiento para los buques carboneros.

Desde que el Departamento de Seguridad Nacional emitió el 17 de marzo de 2026 una dispensa de la Ley Jones —vigente hasta el 16 de agosto— que permite embarcaciones extranjeras transportar combustible entre puertos estadounidenses, el precio promedio de la gasolina en Puerto Rico se mantiene en $1.00 el litro, diez centavos por encima del nivel previo al conflicto con Irán. Entre el 25 de abril y el 27 de mayo llegaron 11 cargamentos de combustible a la Isla bajo la dispensa.

El principal determinante del precio sigue siendo el conflicto bélico y la inestabilidad en el Estrecho de Ormuz, no las restricciones logísticas de la Ley Jones; sin embargo, la dispensa sí aportó un efecto estabilizador en el propano, evitando que Puerto Rico quedara expuesto al mercado asiático y europeo donde ese combustible subió más del 50%.

El precio de la gasolina en Puerto Rico llegó a $1.22 el litro tras los ataques de Israel y Estados Unidos a Irán a finales de febrero de 2026, lo que impulsó al gobierno federal a emitir la dispensa como medida de alivio energético para la Isla y el resto del país.

El portavoz de LUMA Energy, Hugo Sorrentini, confirmó a El Nuevo Día que los trabajos del 7 de julio en Carraízo incluyen el reemplazo de un interruptor automático de circuito de aire inoperante, la sustitución de un poste de madera bajo el Plan de Estabilización del Sistema y la instalación de un nuevo poste en la línea de transmisión 3100 de 38 kV, afectando a unas 1,000 personas en Trujillo Alto por hasta 12 horas. La AAA, por su parte, mantiene que miles de abonados perderán el servicio de agua potable por hasta 16 horas.

La instalación del nuevo poste permitirá seccionar el suplido eléctrico en la represa de forma independiente, de modo que futuras intervenciones de la AAA en Carraízo no requieran interrumpir el servicio a las comunidades circundantes.

El interruptor que LUMA reemplazará lleva dañado desde hace tiempo e impide aislar la carga de la represa sin cortar energía a clientes de la zona; los trabajos forman parte del Plan de Estabilización del Sistema supervisado por el Negociado de Energía.

El 2 de julio, la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados (AAA) y el Municipio de San Juan radicaron una moción conjunta confirmando que alcanzaron entendidos básicos y se comprometieron a reuniones adicionales, tras la reunión del miércoles ordenada por el juez Anthony Cuevas del Tribunal de San Juan ante la solicitud de desacato de la administración de Miguel Romero. Los detalles de los acuerdos no fueron divulgados por ninguna de las partes.

La opacidad sobre los acuerdos —justificada por las estipulaciones del pacto judicial— limita la capacidad ciudadana de evaluar si las medidas serán efectivas para resolver la intermitencia y escasez de agua que afecta a comunidades de la capital.

San Juan radicó la demanda original contra la AAA a finales de mayo por interrupciones recurrentes del servicio; el desacato fue presentado alegando incumplimientos al mecanismo de supervisión judicial acordado en corte. Correos internos habían revelado tensiones dentro del comité conjunto desde sus inicios.

El 2 de julio de 2026, FEMA aprobó el desembolso de $91 millones bajo el programa de asistencia pública para mitigar daños causados en Puerto Rico por el huracán María de 2017 y los terremotos de 2020, con $39.7 millones destinados a la AEE para despejar vegetación en la red de distribución eléctrica en el área de Ponce.

Los fondos benefician a múltiples entidades públicas y privadas —incluyendo la AAA, el Departamento de Educación, la UPR y una iglesia en Guayanilla— que aún esperan reparaciones de desastres ocurridos hace más de seis y nueve años respectivamente.

Puerto Rico lleva años en proceso de recuperación tras el huracán María de 2017 y los terremotos de 2020; los desembolsos de FEMA han llegado de forma escalonada a través del programa de asistencia pública, mientras agencias como la AEE enfrentan problemas estructurales continuos en su red eléctrica.

La Autoridad de Energía Eléctrica presentó una demanda en el Tribunal Federal contra New Fostress Energía LLC por incumplir su contrato de suministro de gas natural licuado a las centrales de San Juan y Palo Seco.

La AAE reclama $55 millones en daños, alegando que la falta de GNL la obligó a operar las centrales con diésel, combustible más costoso, lo que impacta directamente los costos operacionales del sistema eléctrico.

La Junta de Control Fiscal había aprobado de forma condicional el contrato con NFE en noviembre de 2025 ante la falta de competencia en el mercado, y exigió que se firmara un acuerdo con un proveedor externo ante la posibilidad de que NFE no pudiera cumplir, algo que ya había ocurrido en ocasiones anteriores.

Una auditoría de la Oficina de Responsabilidad Gubernamental (GAO), publicada el 2 de julio de 2026, revela que de los aproximadamente $14,000 millones en fondos federales destinados a reconstruir la red eléctrica de Puerto Rico tras el huracán María, solo el 25% ha sido desembolsado. De los $11,000 millones comprometidos por FEMA, únicamente unos $2,700 millones han llegado a la Isla, destinados principalmente a equipamiento, materiales y costos de diseño.

El desembolso mínimo significa que la red eléctrica de Puerto Rico sigue sin recibir la reconstrucción prometida casi una década después de que el huracán María dejara a algunos barrios sin luz por casi un año —la interrupción eléctrica más prolongada en la historia de Estados Unidos— y causara la muerte estimada de 2,975 personas.

El huracán María golpeó Puerto Rico en septiembre de 2017 como tormenta de categoría 4 y destruyó la red eléctrica de la Isla. El informe de 86 páginas, basado en una auditoría realizada entre agosto de 2024 y junio de 2026, fue publicado por congresistas demócratas, incluyendo al representante Jared Hoffman de California.

El Instituto de Competitividad y Sostenibilidad Económica (ICSE) rechazó este miércoles 1 de julio que la nueva oferta de $3,000 millones de la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) a los bonistas de la AEE sea sostenible si el repago recae sobre la tarifa eléctrica de los consumidores. El representante legal del ICSE, Fernando Agrait, señaló que la propuesta no identifica la fuente de pago ni atiende los problemas estructurales del sistema eléctrico.

La tarifa eléctrica en Puerto Rico ya carga con múltiples costos; añadir el servicio de la deuda reestructurada agravaría el peso sobre los consumidores y podría frenar la inversión en nueva generación. El ICSE recordó que la propia Junta concluyó en 2025 que la deuda ajustada de la AEE no podía pagarse mediante cargos adicionales en la factura.

El ICSE participa como interventor en el proceso de quiebra de la AEE y en procedimientos tarifarios ante el Negociado de Energía; la organización ha sostenido durante años que las distintas versiones del Plan de Ajuste no ofrecen una solución integral que atienda la fuente de repago, la cuantía de la deuda, la gobernanza de la AEE y las deficiencias en los contratos de LUMA Energy y Genera PR.

La Cámara y el Senado aprobaron el informe de conferencia del Proyecto de la Cámara 1207, que autoriza a los municipios a suscribir acuerdos con LUMA Energy para la instalación, reparación, mantenimiento y modernización del alumbrado público dentro de sus jurisdicciones. La medida, de la autoría del presidente de la Cámara Carlos "Johnny" Méndez, pasa ahora a consideración de La Fortaleza.

La legislación abre paso a que los 78 municipios participen en el Programa de Alumbrado Público Comunitario, respaldado por $1,200 millones certificados por el Negociado de Energía y $527 millones reasignados el 11 de febrero de 2026 para aproximadamente 35 municipios que carecían de fondos, todos financiados mediante fondos de FEMA.

Desde diciembre de 2025, Méndez y el representante Víctor Parés impulsaron la iniciativa para que los municipios pudieran reemplazar y mantener luminarias; el Negociado de Energía ya radicó el Reglamento Número 9774 ante el Departamento de Estado el 22 de junio de 2026 para regular estos acuerdos.

El Negociado de Energía (NEPR) aprobó el martes 30 de junio de 2026 un aumento de 1.34 centavos por kilovatio-hora en la tarifa eléctrica, equivalente a $10.75 adicionales al mes para el cliente residencial promedio, llevando el costo del kWh a 28.5 centavos a partir del 1 de julio. El ajuste es menor a los 2.34 centavos por kWh que LUMA Energy había solicitado originalmente.

El NEPR también difirió $13.29 millones en costos asociados a insuficiencias en el suministro de gas natural por parte de New Fortress Energy y Naturgy, evitando que esos cargos se trasladen de inmediato a los consumidores mientras se resuelven los procesos de reclamación contractual; si esas reclamaciones no prosperan, el costo podría recaer eventualmente en las facturas.

LUMA Energy presentó su propuesta de ajuste trimestral de combustible al NEPR, que le exigió revisar sus proyecciones antes de emitir la determinación final, reduciendo así el impacto al consumidor.

El Tribunal Supremo de Puerto Rico estableció un plazo de 15 días para que la AEE y la Autoridad de Alianzas Público Privadas (AAPP) planteen si ese foro debe resolver directamente sus demandas contra LUMA Energy, luego de que fracasara el intento del operador de llevar los casos al foro federal.

El movimiento reactiva el litigio estatal contra el operador privado de la red eléctrica y define en cuál tribunal —Supremo o Tribunal de Primera Instancia— continuarán los casos, en medio de reconvenciones de LUMA que alegan mala fe y motivaciones político-electorales por parte de la gobernadora Jenniffer González Colón y las corporaciones demandantes.

La jueza federal Laura Taylor Swain rehusó retener jurisdicción tras el fracaso de LUMA en mover los casos al foro federal; la controversia jurisdiccional sigue viva en el Primer Circuito de Apelaciones de Boston, donde LUMA cuenta con el apoyo de la Junta de Control Fiscal (JCF), pero los tribunales federales se negaron a mantener los casos en suspenso.

La gobernadora Jenniffer González Colón ordenó al presidente ejecutivo de la AAA iniciar una investigación exhaustiva para determinar las causas de una serie de incidentes recientes en distintas instalaciones de la corporación pública y descartar posibles actos de sabotaje, con posible coordinación con autoridades federales de seguridad.

Aunque la gobernadora indicó que al momento no existe evidencia de que los eventos fueran provocados, señaló que su naturaleza, frecuencia y concentración en áreas específicas justifican una pesquisa rigurosa; su administración indica haber destinado $7,000 millones para modernizar la infraestructura de la AAA, de los cuales $3,400 millones fueron asignados en 2026.

González Colón atribuyó la vulnerabilidad del sistema a décadas de rezago en mantenimiento e inversión en infraestructura crítica, aunque los mandatos gubernamentales más recientes previos al suyo también correspondieron al PNP bajo Ricardo Rosselló, Wanda Vázquez Garced y Pedro Pierluisi.

LUMA Energy anunció interrupciones programadas del servicio eléctrico para la semana del 29 de junio al 3 de julio de 2026 en docenas de comunidades a través de la isla, incluyendo sectores de Bayamón, San Juan, Caguas, Guánica, Canóvanas, Guayama y Humacao, entre otros municipios.

Los trabajos abarcan una amplia gama de intervenciones —restauración de subestaciones, reemplazo de líneas, remoción de vegetación, refuerzo de postes y nuevas construcciones— que afectarán residencias, escuelas, residenciales públicos y comercios en múltiples regiones del archipiélago durante toda la semana laboral.

Las interrupciones programadas se suman a las reportadas el 28 de junio en seis municipios; LUMA opera el sistema de transmisión y distribución bajo un contrato que actualmente enfrenta demandas del gobierno de Puerto Rico para rescindirlo, mientras LUMA ha contrademandado.

La plataforma inmobiliaria Urbital anunció el 29 de junio de 2026 el lanzamiento del Energy Scorecard, una herramienta integrada en Urbital Pro que asigna una puntuación de 1.0 a 5.0 a urbanizaciones, condominios, barrios y zonas de la isla según eventos eléctricos registrados. La puntuación se basa en más de 15,200 horas de datos de interrupciones obtenidos de la API pública de LUMA Energy, capturados de forma continua desde 2021.

La herramienta ofrece a corredores de bienes raíces, tasadores, inversionistas y abogados notarios una referencia objetiva sobre la calidad del servicio eléctrico al evaluar propiedades, conectando por primera vez la confiabilidad de LUMA con el valor inmobiliario por localidad. También pone en manos del público datos comparables sobre interrupciones eléctricas a nivel de barrio o urbanización.

Giancarlo González Ascar, fundador y CEO de Urbital, comenzó a documentar la falta de transparencia en datos eléctricos en 2013 como Chief Information Officer del Gobierno de Puerto Rico, y continuó ese trabajo tras el huracán María en 2017 y con un análisis de 2022 que documentó inconsistencias entre los datos de LUMA y la experiencia real de los consumidores, hallazgos que abrieron comunicación entre el Negociado de Energía y la Outage Data Initiative federal.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) ratificó la aprobación de 11 proyectos de generación solar fotovoltaica y 11 de almacenamiento de energía tras verificar que las versiones revisadas de los Acuerdos de Compra y Operación de Energía (PPOAs), sometidas por la AEE y el Proponente Núm. 3, cumplen con las directrices regulatorias. Una versión anterior había sido rechazada porque contenía cambios materiales que excedían las modificaciones autorizadas.

Los 22 proyectos amplían la capacidad de generación renovable y almacenamiento del sistema eléctrico, y el mecanismo de precios pactado garantiza que los abonados no asuman costos por encima de los autorizados por el NEPR. El proceso responde además a una orden ejecutiva de la gobernadora Jenniffer González Colón para acelerar el aprovechamiento de Créditos Contributivos Federales (ITCs) antes de que cambios en la legislación federal recorten el tiempo disponible.

El NEPR había ordenado previamente la corrección de los contratos antes de aprobarlos, señalando que la versión anterior introducía cambios no permitidos; la ratificación del 27 de junio de 2026 cierra ese proceso de cumplimiento regulatorio. Como condición de la aprobación, el organismo exigió a la AEE presentar informes semestrales a partir de enero de 2027 para dar seguimiento a cada proyecto.

Este jueves, en una vista técnica del Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR), LUMA Energy redujo en 0.67 centavos por kWh su propuesta de aumento tarifario para el trimestre de julio a septiembre, tras recibir un nuevo pronóstico de precio de combustible de Genera PR. De aprobarse, el alza sería de 1.67 centavos por kWh —en lugar de los 2.34 centavos solicitados originalmente—, llevando el costo promedio para clientes residenciales de 27.23 a 28.9 centavos por kWh.

El ajuste representa aproximadamente $37 millones a favor del consumidor, según calculó el comisionado asociado del NEPR Antonio Torres. El aumento, sin embargo, se mantiene pendiente de aprobación por el Negociado.

LUMA entregó su primer informe tarifario al NEPR el 15 de junio y lo actualizó tres días después; el pronóstico revisado de combustible que motivó la reducción es un insume que Genera PR provee mensualmente, pero que no se incluyó en los documentos iniciales.

El abogado de LUMA Energy, Fran Torres Viada, declaró este jueves que la empresa posee evidencia preliminar de que el secretario de la Gobernación, Francisco Domenech, participó en reuniones para influenciar decisiones relacionadas con el contrato de operación eléctrica y promover la búsqueda de un operador sustituto. Torres Viada anticipó un proceso de descubrimiento de prueba que describió como 'agresivo'.

Las alegaciones se producen días después de que LUMA presentara una contrademanda contra el Gobierno de Puerto Rico reclamando daños que podrían ascender a $4,500 millones, escalando un litigio que involucra la operación del sistema de transmisión y distribución eléctrica de la isla.

La gobernadora Jenniffer González ha reiterado que la cancelación del contrato de LUMA es un compromiso de su administración, y el Gobierno presentó una demanda alegando incumplimientos contractuales; Domenech también enfrenta cuestionamientos separados por su participación en asuntos del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio.

La gobernadora Jenniffer González rechazó este miércoles los planteamientos de LUMA Energy en su contrademanda al gobierno, calificándolos de 'politiqueros' y sin fundamento legal, y anticipó que el gobierno prevalecerá en los tribunales.

LUMA acusa a la administración de González de usar el poder ilegalmente para anular su contrato y cumplir una promesa de campaña; la gobernadora advirtió que los costos legales del consorcio recaen sobre los abonados.

La contrademanda de LUMA responde a dos pleitos —uno de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas y la AEE, y otro presentado por González directamente— que buscan cancelar el contrato de operación y mantenimiento del sistema de transmisión y distribución eléctrica; LUMA ha perdido tres instancias en los tribunales según la gobernadora.

La gobernadora Jenniffer González Colón declaró el 24 de junio de 2026 que el sistema eléctrico opera al límite —alcanzando niveles máximos de 3,045 megavatios— y advirtió que responsabilizará a LUMA Energy si se activan relevos de carga durante los periodos pico de consumo.

La advertencia pública de la gobernadora intensifica la presión política sobre LUMA en medio del litigio contractual; LUMA, por su parte, sostiene que la cancelación del contrato le costaría a los abonados unos $4,500 millones en daños y costos operacionales.

El Gobierno mantiene un pleito en tribunales locales para anular la extensión del contrato suplementario de LUMA, extensión que el propio gobierno había firmado y defendido como legal. LUMA contrademandó el 23 de junio de 2026, alegando que el Gobierno actúa con 'argumentos frívolos, carentes de mérito' contra sus propias decisiones.

El 23 de junio de 2026, alrededor de las 4:45 p.m., LUMA Energy registró 51,693 clientes sin servicio eléctrico en Puerto Rico. Las regiones más afectadas fueron Bayamón (19,329 clientes), Arecibo (14,938) y San Juan (10,096), sin que se informara la causa de las interrupciones.

Más de 50,000 hogares y negocios perdieron servicio durante la tarde de un día laborable, afectando de forma concentrada tres de las zonas más pobladas del país.

LUMA había anunciado interrupciones programadas para la semana del 22 al 28 de junio de 2026, describiéndolas como necesarias para mejorar la confiabilidad y resiliencia de la red eléctrica; no obstante, la empresa no confirmó si los apagones del martes estaban vinculados a ese plan de mantenimiento.

El 22 de junio de 2026, una avería en el sistema eléctrico dejó sin servicio a clientes de Vieques y Culebra; mientras brigadas de LUMA Energy trabajaban en Vieques en coordinación con el municipio para acceder al terreno, los clientes de Culebra recibían electricidad mediante generadores administrados por Genera PR.

A las 10:10 de la noche del 22 de junio, 10,147 clientes permanecían sin servicio en Puerto Rico, con la región de Carolina registrando la mayor afectación con 5,016 abonados sin luz; para Vieques y Culebra, islas-municipio sin conexión continental, la dependencia de generadores subraya su vulnerabilidad eléctrica.

Vieques y Culebra dependen de infraestructura submarina y generación remota que las hace especialmente susceptibles a interrupciones prolongadas; LUMA Energy también anunció interrupciones programadas para la semana del 22 al 28 de junio de 2026, descritas como necesarias para mejorar la confiabilidad de la red.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) convocó a una vista técnica para el 25 de junio de 2026 en la que interrogará a representantes de LUMA Energy y Genera PR sobre el aumento de 2.34 centavos por kilovatio hora solicitado para el trimestre que comienza el 1 de julio.

El alza propuesta incidiría directamente en la factura eléctrica de los abonados a partir de julio; el NEPR sugirió que un acuerdo preliminar entre Estados Unidos e Irán podría mitigar el incremento al normalizar los mercados globales de combustible.

Las tarifas de combustible que cobran LUMA y Genera PR se revisan trimestralmente ante el NEPR, organismo regulador que tiene autoridad para aprobar, modificar o rechazar los ajustes solicitados por los operadores del sistema eléctrico.

El Primer Circuito de Boston frenó a LUMA Energy y devolvió el pleito sobre su contrato a los tribunales de Puerto Rico.

La decisión acerca la posibilidad de que el Tribunal Supremo de Puerto Rico examine la validez del contrato que rige la operación privada del sistema eléctrico de la isla.

La gobernadora Jenniffer González ha impulsado la remoción de LUMA Energy como operador del sistema de transmisión y distribución eléctrica; este fallo es parte de una serie de litigios en torno a la validez de ese contrato.

El 18 de junio de 2026, los congresistas demócratas Nydia Velázquez y Adriano Espaillat emitieron un llamamiento conjunto exigiendo que los gobiernos federal y de Puerto Rico rindan cuentas por los apagones y la escasez de agua que afectan al archipiélago desde hace dos meses.

Velázquez y Espaillat ocupan posiciones de liderato en comités clave de la Cámara de Representantes federal y anunciaron que usarán esas posiciones para supervisar el origen de la crisis y gestionar asignación de recursos para la infraestructura de agua y energía.

Puerto Rico arrastra décadas de inversión insuficiente en infraestructura crítica; la crisis actual se suma a los efectos del huracán María y a presiones del cambio climático, incluyendo mayor riesgo de sequía asociado al fenómeno El Niño.

El 17 de junio de 2026, el secretario del DACO, Hiram Torres Montalvo, encabezó una reunión interagencial con el DSP, la Autoridad de los Puertos, la Guardia Nacional, FEMA, el Negociado de Transporte y representantes de la industria de combustibles para revisar protocolos de distribución y reforzar la cadena de suministro ante posibles emergencias atmosféricas.

El encuentro buscó identificar áreas de oportunidad y activar mecanismos de contingencia antes, durante y después de una emergencia, con el objetivo de garantizar que el combustible llegue a los consumidores de manera ágil en toda la isla.

La coordinación multiagencial en torno al combustible cobra relevancia a partir de las fallas de distribución evidenciadas tras el huracán María, cuando la interrupción en la cadena de suministro dejó a gran parte de la isla sin acceso a gasolina por semanas; el presidente de la Asociación de Detallistas de Gasolina, Luis R. Gueits, ha destacado avances en la distribución hacia el centro de la isla, una de las fallas identificadas en aquel evento.

La gobernadora Jenniffer González anunció este miércoles la instalación de cisternas comunitarias de 1,000 galones en residenciales públicos de San Juan, financiadas con $80,000 en fondos federales gestionados por la Administración de Vivienda Pública (AVP). El proyecto piloto comenzará con 22 cisternas en Las Margaritas, seguirá con seis en Las Casas y luego se extenderá a Luis Lloréns Torres.

Los residenciales incluidos en el plan llevan más de cinco años con problemas de agua potable, según reconoció la propia gobernadora; las cisternas buscan proveer acceso durante emergencias o interrupciones prolongadas mientras se trabajan soluciones permanentes.

El anuncio responde a una crisis de agua potable que ha afectado la zona metropolitana en las últimas semanas; la AVP evalúa expandir el proyecto a otros residenciales públicos más allá de San Juan.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) determinó asignar $30 millones a LUMA Energy y otros $30 millones a Genera PR para atender situaciones de contingencia durante el año fiscal que inicia en julio de 2026, fondos que saldrán de una partida de más de $98 millones cobrada a los clientes como 'reconciliación' tras la revisión de la tarifa base que concluyó en abril.

Las compañías podrán acceder a esos fondos sin autorización previa, aunque el NEPR podrá ordenar la devolución de partidas si detecta un uso inelegible; el costo recae directamente sobre los clientes residenciales y comerciales.

La partida surge de la revisión de tarifa base que el NEPR concluyó en abril de 2026, proceso en el que se determinó un balance de reconciliación superior a $98 millones que será recobrado a través de las facturas de los abonados.

El 16 de junio, una avería en la línea de transmisión 37400 de LUMA Energy dejó sin servicio a más de 100,000 abonados en municipios del norte, incluyendo Bayamón, Toa Baja, Dorado, Manatí, Vega Baja y Vega Alta; para las 6:19 p.m. la cifra se había reducido a 35,166 clientes sin luz mientras brigadas aéreas y terrestres trabajaban en el restablecimiento.

El portavoz Hugo Sorrentini confirmó que la mayoría de los clientes ya tenía servicio restablecido, aunque unos 3,435 de los afectados restantes correspondían a proyectos de mejoras planificadas; en su punto más crítico, el apagón concentró 94,715 clientes sin luz solo en la región de Bayamón.

LUMA Energy opera la red de transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico bajo contrato con el gobierno y ha enfrentado críticas recurrentes por la frecuencia e impacto de las interrupciones de servicio en distintas regiones del país.

LUMA Energy negó el 16 de junio de 2026 haber solicitado un aumento en la factura eléctrica y sostuvo que su radicación ante el Negociado de Energía es un requisito contractual de reporte trimestral sobre costos reales de combustible y compra de energía, no una petición de alza. La empresa aclaró que no controla ni recibe beneficio económico por esos ajustes, y que es el Negociado quien tiene la autoridad para aprobar, modificar o rechazar los factores.

Organizaciones del sector solar —SESA y Solar United Neighbors— advirtieron que los ajustes propuestos elevarían el costo a más de 29 centavos por kilovatio hora y subirían la factura de un hogar promedio de unos $218 a más de $234 mensuales, basado en un consumo de 800 kilovatios hora; la distinción entre "reporte regulatorio" y "solicitud de aumento" determina quién asume la responsabilidad política del alza ante los consumidores.

La radicación trimestral de LUMA cubre el período julio–septiembre de 2026 e incluye alzas en el Factor de Ajuste por Combustible y el Factor de Ajuste por Compra de Energía; el Negociado de Energía revisa estos factores trimestralmente como mecanismo separado de la tarifa base permanente, cuya entrada en vigor también está prevista para el 1 de julio.

El 16 de junio de 2026, SESA y Solar United Neighbors (SUN) alertaron que un aumento solicitado ese día elevaría la tarifa eléctrica en Puerto Rico a más de 29 centavos por kilovatio-hora, vinculado al incremento en el precio del crudo derivado del conflicto en Irán. Para un hogar con consumo promedio de 800 kilovatios-hora al mes, la factura pasaría de unos $218 a más de $234, lo que equivale a cerca de $192 adicionales al año.

El alza llegaría al inicio de la temporada de huracanes, cuando los hogares y comercios ya enfrentan mayor riesgo de interrupciones prolongadas del servicio, sumando presión económica sobre los abonados en el momento de mayor vulnerabilidad.

Puerto Rico depende históricamente de combustibles importados para gran parte de su generación eléctrica, lo que lo expone a la volatilidad de los mercados internacionales; los ajustes trimestrales de combustible son un mecanismo regulatorio recurrente mediante el cual LUMA y los generadores trasladan esos costos a los consumidores.

El 15 de junio de 2026, la Cámara de Representantes aprobó el Proyecto de la Cámara 1092, presentado por el representante Gabriel Rodríguez Aguiló, que enmienda la Ley de Política Pública de Diversificación Energética para incorporar la energía nuclear —incluidos los reactores modulares pequeños (SMR)— como opción de estudio dentro de la política energética de Puerto Rico. La medida también ordena a la Universidad de Puerto Rico desarrollar currículos y programas de investigación en energía nuclear.

Los SMR generan hasta 300 megavatios por unidad de forma continua y sus proponentes los describen como complemento a las renovables, no como sustituto; la legislación pasa ahora al Senado. Sus opositores advierten que la medida, aunque no autoriza construcción de instalaciones nucleares, abre la puerta en esa dirección.

Puerto Rico mantiene por ley la meta de alcanzar un cien por ciento de energía renovable para 2050; el PC 1092 enmienda la Ley 82-2010 para permitir que tecnologías de bajas emisiones como los SMR se estudien como opciones complementarias sin sustituir esa meta. La medida surgió de trabajos legislativos que incluyeron vistas públicas y una visita al Recinto Universitario de Mayagüez, donde comenzará a ofrecerse en agosto de 2026 una concentración menor en ingeniería nuclear.

El 10 de junio de 2026, LUMA Energy solicitó al Negociado de Energía que suspenda temporalmente dos disposiciones de la orden tarifaria del 15 de abril: el límite de $750 por hora en honorarios de abogados externos y la prohibición de recuperar costos vinculados al proceso de quiebra de la AEE bajo Título III durante el año fiscal 2026. Menos de 24 horas después, el Institute of Competitiveness and Economic Sustainability (ICSE) pidió que se descarte la moción por haber sido radicada sin autorización del regulador.

La disputa determina si los abonados del sistema eléctrico absorberán los costos de litigios complejos —incluyendo pleitos colectivos y procedimientos de reestructuración de deuda— contratados por LUMA a tarifas superiores a $750 por hora; el ICSE señala que la empresa no ha demostrado que esos gastos beneficien directamente a los consumidores.

El Negociado emitió la orden tarifaria el 15 de abril de 2026 rechazando aumentos de ingresos solicitados por LUMA, Genera PR y la AEE, con cambios estructurales que entran en vigor el 1 de julio; el regulador había ordenado el 18 de mayo que no se aceptarían escritos adicionales sin autorización expresa mientras evalúa múltiples mociones de reconsideración.

El gobierno de Puerto Rico presentó ante una delegación de la minoría del Comité de Seguridad Nacional de la Cámara federal —encabezada por el congresista Bennie Thompson e integrada por el Comisionado Residente Pablo José Hernández— los avances en reconstrucción, preparación ante emergencias y modernización de infraestructura. La reunión, coordinada por la directora ejecutiva de PRFAA Gabriella Boffelli, contó con representantes de FEMA, HUD y agencias estatales como COR3.

La reunión expone ante legisladores federales los cuellos de botella burocráticos —en particular los procesos NEPA y EHP— que frenan la aprobación de proyectos de FEMA en la isla.

Puerto Rico lleva años gestionando miles de millones en fondos federales de recuperación tras los huracanes y otros desastres; la burocracia ambiental federal ha sido señalada reiteradamente como un obstáculo.

Este domingo 14 de junio de 2026, LUMA Energy llevará a cabo trabajos de reemplazo de postes en nueve municipios —Cabo Rojo, San Sebastián, Cidra, Utuado, Caguas, Carolina, Mayagüez, Juncos y Canóvanas— que podrían provocar interrupciones temporales del servicio eléctrico. Las labores comenzarán entre las 6:00 y 8:00 de la mañana, con las jornadas más largas —hasta las 8:00 p.m.— en Cabo Rojo, Carolina, Caguas, Utuado, Juncos, Mayagüez y San Sebastián.

Los trabajos afectarán clientes en nueve municipios durante horas prolongadas, coincidiendo con el inicio de la temporada de huracanes 2026, cuando la confiabilidad del sistema eléctrico es crítica para la seguridad pública.

LUMA Energy ha impulsado un programa de reemplazo de postes como parte de los esfuerzos para modernizar la red eléctrica y aumentar su resiliencia ante eventos atmosféricos; la semana pasada, la empresa celebró un evento dedicado a repasar sus planes de respuesta ante huracanes.

El zar de Energía Josué Colón anticipó que los trabajos para convertir al gas natural cuatro plantas de las centrales termoeléctricas de San Juan y Palo Seco podrían comenzar en el verano de 2026, condicionado a que Genera PR logre devolver suficientes unidades a servicio en las próximas semanas.

Las conversiones se ejecutarían de forma escalonada durante el pico anual de demanda eléctrica, lo que plantea un riesgo de estrechez en la capacidad generatriz disponible mientras las unidades estén fuera de servicio para su modificación.

La transición al gas natural en las centrales de San Juan y Palo Seco forma parte del plan de modernización del sistema eléctrico de Puerto Rico; la unidad #9 de San Juan figura primera en el listado de conversiones.

El 12 de junio, una avería en el interruptor de una unidad portátil instalada en la subestación Covadonga, en San Juan, interrumpió el servicio eléctrico a unos 290 clientes en el Viejo San Juan. LUMA Energy indicó que las reparaciones podrían tomar aproximadamente cinco horas.

Además de la falta de luz, clientes afectados reportaron quedarse sin agua; la duración estimada de los trabajos —hasta cinco horas— expone la fragilidad del sistema durante labores de remodelación de infraestructura.

La unidad portátil en Covadonga fue instalada precisamente para sostener el servicio mientras se realizan trabajos de reparación y remodelación en la subestación, lo que sugiere que la infraestructura permanente aún no está operativa en esa área.

El 11 de junio de 2026, LUMA Energy celebró el Foro Fundamentos de Respuesta 2026, donde presentó su Plan de Respuesta a Emergencias ante líderes de agencias gubernamentales, municipios y organizaciones aliadas. La presidenta ejecutiva Janisse Quiñones reveló que la empresa dispone de más de $400 millones en materiales, incluyendo 23 mil postes, 25 mil transformadores y 3 millones de pies de cables distribuidos en 8 centros regionales y 22 almacenes.

El foro estableció un orden oficial de prioridades para la restauración del servicio: hospitales primero, seguidos de aeropuertos, la AAA, telecomunicaciones, puertos, almacenes de alimentos y supermercados, lo que define cómo se asignarán recursos durante la próxima emergencia mayor. La jefa de Seguridad Michelle Hernández de Fraley advirtió que la presión pública en las horas iniciales de un desastre complica la evaluación de daños y puede retrasar la recuperación.

Puerto Rico enfrenta múltiples amenazas naturales —huracanes, terremotos, inundaciones y calor extremo— y la coordinación intersectorial ha sido señalada como deficiencia crítica desde el paso del huracán María. LUMA opera la red de transmisión y distribución eléctrica de la isla bajo contrato con la Autoridad de Energía Eléctrica.

El jueves 11 de junio de 2026, el servicio eléctrico falló en dos ocasiones durante la ceremonia de colación de grados de la UPR Recinto de Arecibo, celebrada en el Coliseo Manuel "Petaca" Iguina Reyes. Al momento de la publicación, ni la Universidad ni las autoridades habían informado la causa ni la duración de las interrupciones.

La falla obligó a detener la ceremonia en plena celebración académica para cientos de graduandos y sus familias; la rectora del recinto reconoció la afectación e indicó que se flexibilizó el protocolo para que cada estudiante pudiera recibir su grado.

El incidente se produce en una semana de atención sostenida sobre las graduaciones del sistema UPR: días antes, estudiantes del Recinto de Aguadilla y del Recinto de Ciencias Médicas le dieron la espalda a la presidenta Zayira Jordán Conde durante sus mensajes en ceremonia.

El miércoles 11 de junio de 2026, la unidad #2 de AES salió de servicio alrededor de las 11:30 a.m., causando un apagón que afectó a cerca de 170 mil hogares y negocios; la avería se corrigió poco después de las 5:00 p.m., en parte gracias al exceso de generación aportado por los más de 200 mil clientes prosumidores con placas solares y baterías. La jefa de LUMA Energy, Janisse Quiñones, atribuyó la corta duración del evento a ese respaldo distribuido.

El episodio evidencia que los clientes prosumidores funcionan como un amortiguador crítico para la estabilidad de la red, precisamente cuando ese grupo enfrenta, a partir del 1 de julio de 2026, el cobro de una nueva tarifa base para el pago de pensiones de jubilados de la AAE —de no prosperar las objeciones pendientes.

Puerto Rico cuenta con más de 200 mil clientes de medición neta que inyectan energía solar a la red; su papel estabilizador se vuelve más visible en episodios de falla de generación convencional como la salida de servicio de unidades de AES, mientras la flota de Genera PR sigue con reparaciones pendientes en la central San Juan.

La presidenta de LUMA Energy, Janisse Quiñones, informó este jueves que la empresa desarrolla estrategias para anticipar las regiones más afectadas por un evento atmosférico mayor, preposicionar personal y recursos, y acelerar las evaluaciones de daños, un paso necesario para activar reclamaciones de fondos federales.

La capacidad de documentar y acelerar el análisis de infraestructura afectada es determinante para acceder a reembolsos federales tras un desastre; sin esa documentación ágil, los fondos para la reconstrucción de la red pueden demorarse significativamente.

LUMA opera la red de transmisión y distribución eléctrica bajo contrato con la Autoridad de Energía Eléctrica; la lentitud en la evaluación de daños y la coordinación de respuesta fueron señaladas como fallas críticas tras el huracán María y los terremotos del sur.

El 11 de junio, a las 10:40 de la mañana, LUMA Energy reportaba 20,580 clientes sin servicio eléctrico en toda la isla, con Arecibo como la región más afectada con 13,777 abonados sin luz, seguida de Carolina con 2,938 y Caguas con 2,369. La avería en una línea de subtransmisión de 38,000 voltios también interrumpió por aproximadamente 30 minutos la ceremonia de colación de grados del Recinto de Arecibo de la UPR, celebrada en el Coliseo Manuel 'Petaca' Iguina.

El apagón paralizó uno de los actos académicos más significativos del año para cientos de estudiantes y sus familias; la rectora Lisette Marrero Valladares lamentó la interrupción por escrito y apuntó a los 'serios retos relacionados con la estabilidad del sistema eléctrico' que continúa enfrentando Puerto Rico.

La interrupción se produce en medio de una semana de atención pública sobre las graduaciones del sistema universitario público: el día anterior, en Aguadilla, estudiantes le dieron la espalda a la presidenta de la UPR, Zayira Jordán Conde, durante su mensaje, y días antes ocurrió una muestra de rechazo similar en el Recinto de Ciencias Médicas.

El 11 de junio de 2026, el secretario de Asuntos Públicos Jean Peña Payano defendió la campaña de vallas, televisión, prensa y plataformas digitales con el mensaje "Resolviendo HOY el problema eterno del agua", pero no divulgó cuánto costó ni cuándo se estabilizará el servicio. La campaña ha sido cuestionada por el uso de fondos públicos mientras persisten interrupciones de agua en la zona metropolitana.

La falta de transparencia sobre el costo de la publicidad gubernamental —lanzada en medio de una crisis activa que afecta a miles de abonados en municipios de la región metropolitana— plantea preguntas sobre el uso del erario en comunicaciones institucionales durante emergencias de servicio esencial.

La Fortaleza reconoció semanas de interrupciones que afectan municipios como Bayamón, Guaynabo y Naranjito, y ha adelantado posibles cambios administrativos en la AAA; el gobierno sostiene que la campaña busca comunicar acciones ante décadas de falta de mantenimiento en la infraestructura de agua.

Una salida forzada de una unidad de AES dejó sin luz a más de 137,000 clientes en Puerto Rico el 11 de junio de 2026.

El evento afectó a más de 137,000 clientes y ocurre en medio de una crisis simultánea de agua en la zona metro, agravando la situación de los residentes que ya enfrentan interrupciones en múltiples servicios esenciales.

Puerto Rico depende de plantas de generación privadas como AES bajo el esquema de transición energética administrado por LUMA; las salidas forzadas de unidades generatrices han provocado apagones recurrentes en los últimos años.

El representante Bennie Thompson, líder de la minoría en el Comité de Seguridad Nacional de la Cámara federal, visitará Puerto Rico entre el viernes y sábado junto al comisionado residente Pablo José Hernández, la congresista Nellie Pou y el representante Al Green para reunirse con funcionarios de FEMA, autoridades puertorriqueñas y educativas sobre la red eléctrica y el sistema educativo, a casi nueve años del huracán María.

La visita pone presión legislativa directa sobre la recuperación pendiente en Puerto Rico: familias aún esperan fondos prometidos para hogares, escuelas, hospitales y la red eléctrica, según señaló el propio comisionado Hernández.

El Comité de Seguridad Nacional tiene jurisdicción sobre FEMA, la agencia central en la distribución de fondos de recuperación para Puerto Rico tras los huracanes. El mismo día, un subcomité de la Cámara federal examinó que Puerto Rico ha utilizado solo el 4.5% de los $1,900 millones asignados por CDBG-DR para reconstruir la red eléctrica.

El miércoles 10 de junio de 2026, LUMA Energy activó relevos de carga tras la salida abrupta de la planta de AES Puerto Rico, dejando a más de 137,000 clientes sin servicio a las 11:45 a.m.; la cifra bajó a poco más de 40,000 abonados para el mediodía.

Los cortes afectaron a decenas de miles de hogares y negocios en cuestión de minutos, materializando el riesgo que las autoridades energéticas habían advertido ante la pérdida de capacidad generatriz de una sola planta.

Puerto Rico opera con generación y distribución separadas: LUMA Energy controla transmisión y distribución mientras empresas como AES y Genera PR manejan la generación, una estructura que deja el suministro expuesto cuando una unidad de gran capacidad falla o tarda en regresar al sistema.

El 10 de junio, la Unidad #2 de la cogeneradora AES en Guayama salió de servicio de forma forzada a las 11:31 a.m., un día después de que la Unidad #1 también sufriera una avería, dejando momentáneamente sin servicio a más de 170,000 abonados y generando una deficiencia combinada de poco más de 500 MW. LUMA Energy pronosticó una reserva de menos de 120 MW para el pico de consumo nocturno.

Con ambas unidades de AES —con capacidad combinada de hasta 254 MW— fuera de operación por segundo día consecutivo, el sistema eléctrico enfrenta una reserva mínima que eleva significativamente el riesgo de apagones selectivos durante las horas nocturnas de mayor demanda.

AES Puerto Rico, en Guayama, es una de las plantas generatrices principales del sistema eléctrico de la isla; cuando sus unidades fallan de forma abrupta, LUMA Energy y Genera PR deben activar relevos de carga que distribuyen los cortes entre clientes para proteger la red.

La Cámara de Representantes inició la evaluación de posibles enmiendas a la Ley 81-2014 para facilitar la instalación de estaciones de recarga de vehículos eléctricos en condominios y propiedades bajo el régimen de propiedad horizontal. El representante Víctor Parés anunció que se citará al DACO y a asociaciones de propietarios como parte del proceso.

Alrededor de 3,800 complejos de condominios y propiedades horizontales en la isla carecen de lineamientos claros para instalar cargadores, lo que limita el acceso a infraestructura de carga para los aproximadamente 10,000 vehículos eléctricos e híbridos que circulan en Puerto Rico.

La Ley 81-2014 lleva doce años vigente sin atender de forma específica la instalación de sistemas de recarga en propiedad horizontal; las enmiendas bajo estudio incluirían regulación para cargadores de nivel 2 y nivel 3 bajo la jurisdicción del DACO.

LUMA Energy anunció interrupciones eléctricas programadas para la semana del 8 al 14 de junio de 2026 en más de 20 municipios, incluyendo Guánica, Cabo Rojo, Aguas Buenas, Aguadilla, Carolina, Arecibo, Yauco y Cayey. Los trabajos incluyen reemplazo de líneas, refuerzo de postes, modernización de subestaciones y remoción de vegetación.

Decenas de comunidades, residenciales, urbanizaciones y establecimientos comerciales en toda la isla enfrentarán cortes de servicio durante la semana, afectando tanto a residentes como a negocios en sectores específicos de cada municipio.

LUMA Energy opera la red de transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico bajo un contrato con el gobierno, y ha llevado a cabo interrupciones programadas de forma recurrente como parte de trabajos de mantenimiento y modernización del sistema.

La Cámara de Representantes inició la evaluación de posibles enmiendas a la Ley 81-2014 para facilitar la instalación de estaciones de recarga de vehículos eléctricos en condominios y propiedades bajo régimen de propiedad horizontal. El representante Víctor Parés, impulsor de la iniciativa, señaló que la ley lleva 12 años vigente sin adaptarse al crecimiento del sector.

Alrededor de 3,800 complejos de condominios y propiedades horizontales en la isla carecen de marcos claros para instalar cargadores, lo que limita el acceso a recarga para los aproximadamente 10,000 vehículos eléctricos e híbridos que circulan en Puerto Rico.

La Ley 81-2014 fue creada para fomentar el uso de vehículos eléctricos mediante exenciones de arbitrios, pero no contempló con suficiente detalle las particularidades de la infraestructura de carga en propiedades horizontales; como parte del proceso, se citará al DACO y a asociaciones de propietarios de condominios.

LUMA Energy anunció interrupciones de servicio eléctrico programadas para la semana del 8 al 14 de junio de 2026 en más de 20 municipios, incluyendo Guánica, Cabo Rojo, Aguas Buenas, Aguadilla, Carolina, Arecibo, Yauco y Cayey. Los trabajos incluyen reemplazo de líneas, modernización de subestaciones, reparación de sistemas soterrados y aumento de resiliencia en postes.

Las interrupciones afectan sectores residenciales, residenciales públicos, escuelas y áreas comerciales en toda la isla, lo que puede impactar a miles de abonados durante varios días de la semana.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico bajo un contrato con la Autoridad de Energía Eléctrica, y realiza interrupciones programadas de forma regular como parte de su plan de modernización y mantenimiento de la red.

Genera PR se integra a los proyectos de microrredes eléctricas en Vieques y Culebra, sumándose a la iniciativa que LUMA Energy gestiona en las islas municipio.

Las islas municipio han enfrentado históricamente un servicio eléctrico más precario que el resto de Puerto Rico, y la participación de dos operadores en paralelo plantea interrogantes sobre coordinación y transparencia en el uso de fondos públicos federales.

LUMA Energy lleva desde 2024 gestionando los proyectos de microrredes para Vieques y Culebra; Genera PR, el operador de generación, ahora se suma con un componente propio sufragado con fondos federales, aunque los alcaldes de ambas islas municipio dijeron desconocer los detalles del plan.

El secretario de Agricultura Irving Rodríguez Torres confirmó este domingo que dos camiones lecheros de empresas privadas, con capacidad de 5,600 galones cada uno, fueron limpiados, inspeccionados y certificados por el Departamento de Salud en las instalaciones de Indulac para distribuir agua potable en los Oasis habilitados por la AAA en Guaynabo y Bayamón. La medida se suma a los camiones cisternas de la Guardia Nacional y los camiones de la Compañía de Turismo ya movilizados bajo la Orden Ejecutiva 2026-028 firmada por la gobernadora Jenniffer González Colón.

El operativo interagencial —que ahora incorpora recursos del sector lácteo privado junto a la Guardia Nacional, la Compañía de Turismo y la AAA— amplía la capacidad de distribución de emergencia para los más de 40,000 abonados que permanecen sin servicio en Guaynabo, Bayamón y otras zonas de la región metropolitana y norte.

Las averías incluyen fallas en la planta de filtración La Plata y en la Estación de Bombas Finca Rosso 1 en Guaynabo, que ya estaba debilitada desde daños sufridos en agosto de 2025; la crisis se mantiene en medio de litigios presentados por los alcaldes de San Juan, Miguel Romero, y de Bayamón, Ramón Luis Rivera, contra la AAA, y de una citación del Senado al presidente de la agencia para una Comisión Total pautada para el 17 de junio de 2026.

El 7 de junio de 2026, LUMA Energy anunció trabajos de mejoras planificadas en la red eléctrica para el domingo en Carolina, Juncos, Cabo Rojo, Utuado, Aguadilla, Vega Baja y Fajardo, con posibles interrupciones temporales del servicio durante las labores.

Los trabajos, que en algunos municipios se extenderán desde las 6:00 a.m. hasta las 8:00 p.m., afectarán a clientes residenciales y comerciales en al menos siete municipios de Puerto Rico.

Los proyectos incluyen reemplazo de postes por estructuras más resistentes y reparación de líneas eléctricas, parte de los esfuerzos continuos de LUMA por modernizar la infraestructura eléctrica y mejorar su resiliencia ante eventos atmosféricos.

Una avería en el cable eléctrico que va de Vieques a Culebra activó los generadores de emergencia en la isla municipio, dejando a sus residentes sin el suministro regular de energía.

Culebra, con acceso limitado a infraestructura de respaldo, queda expuesta a interrupciones prolongadas cada vez que falla el enlace submarino con Vieques, afectando directamente los servicios esenciales de sus residentes.

Culebra recibe electricidad a través de un cable submarino que pasa por Vieques, una configuración que la hace doblemente vulnerable a fallas en la red; cualquier desperfecto obliga a activar generadores de emergencia como medida temporal.

El 5 de junio de 2026, un panel del Primer Circuito de Apelaciones integrado por los jueces Sandra L. Lynch, William J. Kayatta Jr. y Joshua D. Dunlap dedicó gran parte de una vista oral a cuestionar si LUMA Energy tiene legitimación para apelar la decisión de la jueza federal Laura Taylor Swain que permitió continuar en los tribunales de Puerto Rico la demanda de DACO, la cual impugna cláusulas del contrato de operación que limitaban las reclamaciones de consumidores por daños causados por apagones. El panel no emitió una determinación inmediata.

Si el Primer Circuito concluye que LUMA carece de legitimación para apelar, quedaría firme la orden de Swain que devuelve el caso a los tribunales de Puerto Rico, donde el Tribunal Supremo ya resolvió en diciembre de 2025 —de forma unánime— que la AEE no tenía autoridad legal para otorgarle inmunidad a LUMA frente a reclamaciones por negligencia; eso abriría la puerta a que miles de clientes puedan reclamar daños a sus enseres directamente al operador privado.

La demanda fue presentada por DACO durante la incumbencia de Valerie Rodríguez Erazo e impugna disposiciones del Acuerdo de Operación y Mantenimiento (OMA) que, según la agencia, limitaban indebidamente el derecho de los consumidores a reclamar daños por interrupciones del servicio. LUMA argumenta que la decisión de Swain altera los derechos contractuales pactados con la AEE, entidad que permanece bajo reestructuración al amparo del Título III de PROMESA.

El gobierno federal asignó a Genera PR la ejecución de proyectos de microredes en Vieques y Culebra, financiados con fondos de mitigación de FEMA. En Vieques se instalarán cuatro nuevas unidades generadoras con aproximadamente 12 megavatios de capacidad; en Culebra se modernizarán los sistemas de protección y control de la planta existente.

Ambos municipios isla dependen de cables submarinos vulnerables a eventos atmosféricos, lo que los hace especialmente susceptibles a apagones prolongados; las microredes les darían capacidad de generación local independiente durante emergencias.

Vieques y Culebra han enfrentado históricamente una infraestructura eléctrica precaria agravada por huracanes y la dependencia de enlaces submarinos con Puerto Rico; el proyecto se desarrollará en coordinación con FEMA, la COR3, la AEE y LUMA Energy.

La administración del presidente Donald Trump negó extender los fondos de FEMA destinados a Puerto Rico hasta el año 2035, según reportes del 5 de junio de 2026.

La extensión de esos fondos federales es clave para financiar la reconstrucción de infraestructura crítica —incluyendo energía, agua y vivienda— aún pendiente tras los huracanes de años anteriores; su negación pone en riesgo proyectos en ejecución y por ejecutar.

Puerto Rico ha dependido de fondos de FEMA para sostener la recuperación de desastres naturales; organizaciones boricuas ya llevaron a FEMA a los tribunales por disputas relacionadas con proyectos de energía renovable, lo que refleja una relación tensa y litigiosa entre la isla y la agencia federal.

Grupos de bonistas y acreedores de la AEE presentaron recursos de apelación ante el Primer Circuito de Apelaciones de Boston para revertir una decisión de la jueza Laura Taylor Swain, quien el 20 de mayo de 2026 denegó una moción para levantar parcialmente la paralización de procesos en el caso de quiebra bajo el Título III de la Ley Promesa.

Los bonistas alegan que no han tenido oportunidad de argumentar sobre un presunto uso indiscriminado de los ingresos netos generados por la venta de electricidad en Puerto Rico, lo que mantiene activa una disputa sobre quién controla esos fondos dentro del proceso de quiebra de la AEE.

La AEE se encuentra en proceso de reestructuración de deuda bajo el Título III de la Ley Promesa, supervisado por la jueza Swain en la corte federal de quiebras; los bonistas han buscado por distintas vías asegurar protecciones sobre los ingresos de la corporación pública.

La Junta de Control Fiscal (JCF) autorizó el contrato entre la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y el consorcio Power Expectations, Enchanted Rock y Reyes Construction para instalar 400 megavatios de generación temporera en la Central Aguirre, en Salinas. La aprobación llegó tras exigir modificaciones en plazos de construcción, costo por kilovatio-hora, garantías de cumplimiento y manejo de combustible.

El proyecto forma parte de un plan del gobierno de la gobernadora Jenniffer González Colón para incorporar entre 2,500 y 3,000 megavatios de nueva generación eléctrica con miras a atender el déficit energético de la isla y facilitar la transición hacia un sistema 100% renovable para 2050.

El Negociado de Energía rectificó la iniciativa, que prioriza unidades flexibles compatibles con energías renovables además de plantas a gas; Reyes Construction es una empresa local con trayectoria en construcciones eléctricas, mientras que Enchanted Rock, con sede en Texas y especializada en micro-redes, recientemente comenzó a cotizar en la Bolsa de Nueva York bajo el símbolo EROC.

Varias organizaciones de abogacía de Estados Unidos se unieron para defender el dictamen del Tribunal Federal para el Distrito de Puerto Rico que ordenó a FEMA preparar una declaración de impacto ambiental sobre el uso de más de $10,000 millones asignados para reconstruir la red eléctrica del archipiélago. El caso, incoado por nueve entidades puertorriqueñas, se encuentra ahora ante el Primer Circuito de Apelaciones en Boston.

La decisión podría sentar un precedente sobre si FEMA está obligada a evaluar el impacto ambiental antes de destinar fondos federales a proyectos de energía en Puerto Rico, lo que afectaría el rumbo de la reconstrucción del sistema eléctrico y el desarrollo de energía renovable en el archipiélago.

El pleito original fue presentado por nueve entidades puertorriqueñas y logró un dictamen favorable en el Tribunal de Distrito de Hato Rey; FEMA apeló esa decisión ante el Primer Circuito.

El 4 de junio de 2026, LUMA Energy presentó dos mociones de emergencia ante el Primer Circuito en Boston para paralizar la devolución a tribunales de Puerto Rico de las demandas que buscan invalidar la extensión de su contrato, luego de que la jueza federal Laura Taylor Swain denegara el 1 de junio esa paralización pero extendiera la suspensión temporal hasta el 22 de junio. Las demandas fueron presentadas por la gobernadora Jenniffer González Colón, la AAPP y la AEE, alegando que la extensión contractual aprobada en noviembre de 2022 violó disposiciones de la Ley 120 de 2018, la Ley 29 de 2009 y el Código Civil.

De no concederse la paralización antes del 22 de junio, los casos regresarían al foro estatal, donde el Tribunal Supremo de Puerto Rico podría resolver la validez de la extensión contractual antes de que el Primer Circuito actúe; LUMA advierte que una determinación adversa podría terminar abruptamente el acuerdo operacional sin un operador privado alterno disponible para asumir el sistema eléctrico.

El gobierno presentó las impugnaciones más de tres años después de firmarse la extensión contractual y tras un cambio de administración; LUMA sostiene que el caso plantea asuntos jurídicos novedosos sobre el alcance de PROMESA y la jurisdicción federal en controversias vinculadas a la reestructuración de la AEE bajo el Título III.

El 3 de junio de 2026, la Junta de Supervisión Fiscal autorizó la ejecución del contrato adjudicado al consorcio encabezado por Power Expectations para instalar 400 MW de generación temporera en la central Aguirre, tras concluir que la AEE y la Oficina Independiente de Adquisiciones atendieron todas las condiciones impuestas el 8 de mayo.

El contrato añadiría una capacidad significativa al sistema eléctrico de Puerto Rico en un plazo de 90 a 150 días para alcanzar operación comercial, con penalidades por retrasos, garantías de cumplimiento y uso de gas natural licuado como combustible principal.

La JSF había condicionado su aprobación inicial el 8 de mayo a cambios en la ejecución del proyecto, garantías financieras y manejo de combustible; la versión revisada del contrato incorpora esas exigencias, incluida una estructura formal de 'Performance Bond' y restricciones al uso de diésel solo para emergencias.

El 3 de junio de 2026, la Junta de Supervisión Fiscal aprobó el contrato de 400 MW con Power Expectations con una modificación clave en la estructura de precios: en lugar del valor fijo de 22 centavos por kilovatio hora que figuraba en el borrador previo, se estableció un 'cargo operacional' de 16 centavos sujeto a reembolsos asociados al costo del combustible.

El nuevo mecanismo de precios incorpora salvaguardas sobre la compensación y distribución de costos de combustible, lo que puede afectar el costo final que absorba la AEE —y, por extensión, los abonados— dependiendo de la volatilidad del mercado de combustibles.

La JSF había condicionado su aprobación inicial el 8 de mayo a una serie de modificaciones contractuales; la revisión de la estructura de precios es parte de esos cambios exigidos antes de autorizar la ejecución formal del contrato para añadir generación temporera en la central Aguirre.

El alcalde de Bayamón Ramón Luis Rivera Cruz inauguró el 2 de junio de 2026 la segunda estación municipal de recarga de vehículos eléctricos, ubicada en el área de Los Tráilers junto al estacionamiento del tren urbano, con una inversión de $496,000 en fondos federales. Las estaciones son de nivel 3 ('fast charge') y cobrarán 51 centavos por kilovatio-hora, tarifa destinada únicamente al mantenimiento del sistema y al pago a LUMA.

La estación amplía la infraestructura pública de carga eléctrica en Puerto Rico, donde se estima que circulan aproximadamente 20,000 vehículos eléctricos. Una carga completa de ejemplo costaría alrededor de $40 y tomaría unas 2.5 horas, frente a tiempos más largos en cargadores de menor nivel.

La primera estación municipal de Bayamón fue instalada en el Complejo Deportivo del Estadio Juan Ramón Loubriel, integrada a un sistema de 1,700 placas solares que producen unos 90,000 kilowatts mensuales. Ambas iniciativas forman parte de los esfuerzos municipales por incorporar energía renovable y movilidad eléctrica en la infraestructura pública.

El director ejecutivo de LUMA Energy, José Pérez Vélez, confirmó que la empresa apelará la decisión de la jueza Laura Taylor Swain de no paralizar las demandas estatales presentadas por la gobernadora Jenniffer González, la AAPP y la AEE para invalidar el contrato suplementario otorgado a LUMA en 2022.

LUMA busca trasladar la litigación al tribunal de quiebras bajo el Título III de la Ley Promesa, lo que determinaría en qué foro —estatal o federal— se decide la validez del contrato que rige la operación de la red eléctrica de Puerto Rico.

La gobernadora Jenniffer González y las autoridades gubernamentales presentaron demandas para anular el contrato suplementario firmado con LUMA en 2022; el Primer Circuito de Apelaciones de Boston evalúa un recurso paralelo de LUMA sobre la misma controversia jurisdiccional.

La directora ejecutiva de la AEE, la ingeniera Mary C. Zapata Acosta, reiteró que LUMA Energy tiene a su cargo la operación del sistema de transmisión y distribución eléctrica desde el 1 de junio de 2021, y que las decisiones sobre relevos de carga y gestión de interrupciones recaen sobre esa empresa. La aclaración llegó un día después de que la Contralora revelara deficiencias millonarias en el manejo de cuentas de la AEE y LUMA Energy.

La aclaración delimita responsabilidades ante los apagones para 1.3 millones de abonados: la AEE se mantiene como dueña de los activos, pero LUMA Energy responde por la operación diaria y la facturación.

La Ley 17-2019 ordenó transferir las funciones de operación y mantenimiento del sistema eléctrico a operadores privados; la supervisión de los contratos con LUMA Energy y Genera PR corresponde a la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas.

Un informe de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), avalado por la consultora ambiental EMAT, concluyó que las plantas fotovoltaicas pueden aumentar la biodiversidad de aves, insectos y plantas en lugar de dañarla. El estudio analizó distintas instalaciones entre 2021 y 2025 y encontró mayor variedad de especies dentro de las plantas solares que en áreas agrícolas cercanas.

La conclusión contradice una percepción extendida que ha generado resistencia a proyectos de energía solar; si los paneles coexisten con la biodiversidad, uno de los argumentos ambientales contra su expansión pierde fuerza.

La preocupación por el impacto de las instalaciones fotovoltaicas sobre la fauna ha sido uno de los puntos de debate en la expansión de energía renovable en Europa y otros territorios; este es uno de los primeros informes de largo plazo —cuatro años de análisis— que ofrece datos de campo sistemáticos sobre el tema.

El 2 de junio de 2026, LUMA Energy programó interrupciones temporales del servicio eléctrico en sectores de al menos 15 municipios de Puerto Rico por trabajos de mantenimiento, mejoras de resiliencia, remoción de vegetación e instalación de equipos automatizados.

Las interrupciones afectan áreas residenciales, industriales y planteles escolares en municipios que incluyen Caguas, Arecibo, Carolina, Fajardo y Guánica, entre otros, lo que impacta a residentes, comercios y centros educativos durante la jornada.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico bajo contrato con la Autoridad de Energía Eléctrica; los trabajos programados de modernización e infraestructura han sido parte de su mandato contractual desde que asumió operaciones.

El lunes 2 de junio de 2026, Puerto Rico registró por primera vez en el año una demanda eléctrica superior a los 3,000 MW, coincidiendo con el inicio de la temporada de huracanes y con tres de las ocho unidades generatrices principales de Genera PR todavía fuera de servicio.

Con la demanda rozando o superando la capacidad disponible y un margen de reserva operacional mínimo, la salida inesperada de cualquier unidad adicional puede provocar apagones selectivos o el colapso parcial de la red durante los picos de consumo del verano.

El sistema eléctrico de Puerto Rico arrastra años de averías y mantenimientos prolongados que han dejado fuera de servicio una porción significativa de su infraestructura de generación; reguladores y expertos han señalado en múltiples ocasiones la brecha entre capacidad instalada y disponibilidad real.

El alcalde de Bayamón Ramón Luis Rivera Cruz inauguró el 2 de junio de 2026 la segunda estación municipal de recarga de vehículos eléctricos, ubicada en el área de Los Tráilers junto al estacionamiento del tren urbano, con una inversión de $496,000 en fondos federales. Las estaciones son de nivel 3 ('fast charge') y cobrarán 51 centavos por kilovatio-hora, destinados únicamente al mantenimiento del sistema y al pago a LUMA.

La infraestructura pública de carga rápida amplía el acceso a los aproximadamente 20,000 vehículos eléctricos registrados en Puerto Rico, y el modelo sin fines de lucro del municipio establece un precedente sobre cómo los gobiernos locales pueden administrar este tipo de servicio.

La primera estación municipal de Bayamón fue instalada en el Complejo Deportivo del Estadio Juan Ramón Loubriel, integrada a un sistema de 1,700 placas solares que producen cerca de 90,000 kilowatts mensuales, equivalente al 25% del gasto energético del estadio.

Una auditoría de la Oficina de la Contralora determinó que, desde que LUMA Energy asumió la operación del sistema eléctrico en 2021, el gobierno utilizó $496 millones de la cuenta de reembolsos federales de la AEE para cubrir insuficiencias presupuestarias del operador privado. Los dos hallazgos principales señalan fallas en el restablecimiento de cuentas de servicio y falta de documentación para justificar retiros de la Cuenta de Reserva por interrupciones de servicio.

El uso de $496 millones de fondos federales de la AEE para sostener a LUMA ha reducido la liquidez de la corporación pública y comprometido la estabilidad financiera del sistema eléctrico; el contrato vigente no contempla mecanismos claros de refinanciamiento si esos fondos se agotan.

LUMA Energy asumió la operación del sistema de transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico en 2021 bajo un contrato con la AEE. La empresa ha sido objeto de críticas legislativas y ciudadanas por el deterioro del servicio; esta auditoría de la Contralora añade un señalamiento formal sobre el manejo financiero del operador y la falta de medidas correctivas.

El 1 de junio de 2026, la jueza federal Laura Taylor Swain rechazó la solicitud de LUMA Energy para paralizar la orden del 8 de mayo de 2026 que devolvió al foro estatal las demandas relacionadas con la Carta Extensión y el contrato de operación del sistema eléctrico, concluyendo que LUMA no demostró probabilidad de prevalecer en apelación ni daño irreparable. El Zar de Energía Josué A. Colón Ortiz y la gobernadora Jenniffer González Colón informaron la decisión, señalando que es la cuarta ocasión en que Swain resuelve a favor del gobierno de Puerto Rico, la AEE y la AAPP en controversias contra LUMA.

La denegatoria cierra, por ahora, la estrategia de LUMA de retener los pleitos en el foro federal y reafirma que las controversias sobre la Carta Extensión y el contrato de operación y mantenimiento deben ser adjudicadas por los tribunales puertorriqueños; el Tribunal Federal reconoció expresamente la competencia de esos tribunales para atender disputas bajo leyes y contratos de Puerto Rico.

Desde que el gobierno radicó demandas vinculadas a la nulidad de la Carta Extensión, LUMA ha intentado retener la jurisdicción federal en múltiples frentes; en cada instancia —desde el mecanismo de resolución de disputas hasta las dos demandas sobre la Carta Extensión— el Tribunal Federal ha fallado a favor del gobierno, mientras que la Junta de Supervisión Fiscal compareció apoyando las posiciones de LUMA en todas esas controversias.

Entre julio de 2025 y abril de 2026, la demanda de electricidad en Puerto Rico bajó 3.5%, hasta 13,432 millones de kWh, con caídas en ocho de los diez meses del año fiscal, según datos de LUMA Energy. El sector industrial registró la mayor contracción, con un descenso de 5.3%, seguido del comercial con 3.8% y el residencial con 2.9%.

La demanda eléctrica es un indicador de actividad económica, y esta reducción se suma a la caída de 3.9% registrada en el año fiscal 2025, lo que sugiere una contracción sostenida tras el aumento de 11.7% del año fiscal 2024.

La producción de energía también disminuyó 3.0% en los primeros diez meses del año fiscal actual, continuando una tendencia a la baja que inició en el año fiscal 2025 luego de un repunte significativo el año anterior.

Según el Estudio de Adecuación de Recursos presentado por LUMA Energy al Negociado de Energía, se proyectan aproximadamente 37 días de relevos de carga durante el año fiscal 2026, con un promedio estimado de 196 horas de interrupciones por cliente. Al mismo tiempo, contratos de generación temporera aprobados por la Junta de Control Fiscal el 8 de mayo aún no se han firmado, y al menos una de las empresas seleccionadas, Gotham Energy, habría perdido interés en operar en la isla.

El riesgo es mayor durante el verano por el aumento en la demanda, y los contratos que debían aportar 600 MW adicionales de capacidad temporera siguen sin ejecutarse, lo que deja el sistema sin el refuerzo anunciado por el gobierno para la temporada de mayor calor.

El secretario de la Gobernación, Francisco Domenech, declaró en mayo de 2026 que 'los apagones masivos ya son cosa del pasado' y destacó que durante los primeros 500 días de la administración actual se añadieron más de 1,200 MW de capacidad; sin embargo, los pronósticos oficiales de LUMA contradicen esa narrativa al proyectar decenas de días con interrupciones rotativas por insuficiencia de generación.

La Junta de Gobierno de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) aprobó el 31 de mayo de 2026 remitir a la Junta de Supervisión Fiscal un paquete de 22 contratos —11 de energía solar fotovoltaica y 11 de almacenamiento en baterías— que aportarían 523 MW de generación solar y 599 MW de almacenamiento al sistema eléctrico, con proyectos ubicados en municipios como Moca, Guayama, Salinas, Santa Isabel, Juana Díaz, Aguada, Sabana Grande y Yauco.

De concretarse, el paquete representaría la adición de más de 1,000 MW de capacidad renovable al sistema eléctrico de Puerto Rico, una expansión significativa dentro del proceso de transición energética de la isla; los contratos aún deben ser evaluados y autorizados por la Junta de Supervisión Fiscal antes de ejecutarse.

La iniciativa responde a la declaración de emergencia energética emitida el año pasado por la gobernadora Jenniffer González Colón, cuyo mecanismo acelerado permitió retomar propuestas de desarrolladores con avances en permisos, estudios de interconexión y control de terrenos; el Negociado de Energía aprobó las propuestas de tres desarrolladores a finales de marzo de 2026, y dos recibieron el visto bueno inicial de la Junta de Gobierno el 27 de mayo y el tercero el 31 de mayo.

La Junta de Gobierno de la Autoridad de Energía Eléctrica aprobó un megaproyecto de energía solar y almacenamiento en baterías con la empresa Coquí Power.

El proyecto representa un paso concreto en la transición hacia energía renovable en Puerto Rico, en un momento en que la isla enfrenta la temporada ciclónica con incertidumbre sobre el plan federal para FEMA.

La AEE y su junta de gobierno han estado bajo presión para avanzar en metas de energía renovable establecidas por ley, en medio de contratos y disputas con LUMA Energy como operador de la red de transmisión y distribución.

Entre el 27 y el 30 de mayo de 2026, la Junta de Gobierno de la AEE aprobó los contratos de tres proyectos de energía renovable y almacenamiento que suman aproximadamente 547 megavatios de generación solar fotovoltaica y 659 megavatios de almacenamiento en baterías. El proceso fue impulsado por la Orden Ejecutiva OE-2025-047 emitida por la gobernadora Jenniffer González Colón.

Los proyectos deben aún completar trámites ante la Junta de Supervisión y Administración Financiera, pero su aprobación oportuna busca preservar la elegibilidad para incentivos federales —incluyendo los Investment Tax Credits— disponibles bajo el One Big Beautiful Bill Act.

La Orden Ejecutiva OE-2025-047 creó un proceso acelerado de evaluación y negociación de proyectos estratégicos de energía renovable, encargando su coordinación al Zar de Energía Josué A. Colón Ortiz, quien también dirige la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas.

La Junta de Supervisión Fiscal aprobó el 29 de mayo de 2026 tres extensiones contractuales de LUMA Energy con Asplundh Tree Expert, Wright Tree Service y Xpert's para trabajos de desganche y manejo de vegetación, extendiendo los acuerdos hasta el 3 de diciembre de 2026 sin aumentar los montos máximos autorizados. La JSF advirtió que no aprobará prórrogas adicionales y exigió que el nuevo proceso competitivo de contratación (RFP) concluya antes del vencimiento de los acuerdos actuales.

Los tres contratos suman topes de hasta aproximadamente $1,028 millones —$488 millones cada uno para Asplundh y Wright Tree Service, y $52 millones para Xpert's— y cubren trabajos considerados clave para reducir interrupciones eléctricas causadas por vegetación sobre el tendido, justo al inicio de la temporada de huracanes 2026.

Los trabajos de desganche han sido señalados repetidamente como una de las principales medidas preventivas para mejorar la resiliencia del sistema eléctrico ante eventos atmosféricos, y los contratos con estas empresas han sido objeto de escrutinio por parte de la JSF en cuanto a velocidad de ejecución y métricas de desempeño.

Desde el 27 de mayo de 2026, familias de bajos ingresos pueden solicitar asistencia a través de ADSEF Digital bajo el subprograma Crisis de Energía de LIHEAP, con beneficios de hasta $1,000 por hogar. Una primera ronda de desembolsos automáticos ya benefició a unas 3,960 familias con más de $925,000.

El programa atiende atrasos en el servicio eléctrico de familias participantes de TANF, PAN y adultos mayores de 60 años; las solicitudes estarán abiertas hasta el 30 de septiembre de 2026 o hasta agotar los fondos.

LIHEAP es un programa federal administrado en Puerto Rico por el Departamento de la Familia a través de ADSEF, y ha operado en fases previas como mecanismo para mitigar el impacto de las facturas de electricidad en hogares de bajos ingresos.

LatinoJustice PRLDEF, Southern Legal Counsel y la ACLUPR presentaron un amicus curiae ante el Tribunal de Apelaciones del Primer Circuito alegando que FEMA utilizó procesos ambientales menos rigurosos y desiguales en la reconstrucción de Puerto Rico tras los huracanes Irma y María. Las organizaciones piden al tribunal que confirme una orden previa del Tribunal de Distrito que exige a FEMA completar una Declaración de Impacto Ambiental antes de avanzar con decisiones sobre la red eléctrica.

El amicus documenta una disparidad de financiamiento de casi cuatro a uno a favor de contratistas corporativos frente a la asistencia directa a hogares, una reducción del 38% en ayuda a comunidades rurales a nivel nacional, y la exclusión de los 78 municipios de Puerto Rico del Índice Nacional de Riesgo de FEMA. La inversión federal en la red eléctrica asciende a aproximadamente $12,000 millones, y el caso podría sentar precedente nacional para proyectos de reconstrucción de gran envergadura.

El caso Comité Diálogo Ambiental, Inc. contra FEMA cuestiona el uso de una Evaluación Ambiental Programática —proceso menos exigente— en lugar de la Declaración de Impacto Ambiental completa que exige la Ley de Política Ambiental Nacional (NEPA). El litigio avanza mientras continúa la reconstrucción de la infraestructura energética de la isla y ante el inicio de una nueva temporada de huracanes el 1 de junio de 2026.

LUMA Energy anunció interrupciones temporales del servicio eléctrico para el sábado 30 de mayo de 2026 en Gurabo, Aguadilla, Guánica, Carolina, Cidra, Río Grande, Lajas, Vega Alta y San Juan, por trabajos programados de mejoras a la red. Las labores incluyen reemplazo de postes de madera, reparación de líneas y equipos, e instalación de dispositivos automatizados como reclosers y tripsavers.

Los trabajos comenzarán entre las 6:00 y 8:00 a.m. y se extenderán hasta la tarde o la noche, con los de mayor duración en Aguadilla, Guánica, Cidra y Gurabo hasta las 6:00 p.m. y en Lajas hasta las 8:00 p.m., afectando a clientes en al menos nueve municipios durante buena parte del día.

LUMA Energy, encargada de la transmisión y distribución de electricidad en Puerto Rico, ha llevado a cabo trabajos periódicos de modernización de infraestructura como parte de los esfuerzos para fortalecer la resiliencia del sistema ante eventos atmosféricos.

El 30 de mayo de 2026, LUMA Energy declaró estar preparada para la temporada de huracanes con más recursos, mientras el municipio de San Juan demandó a la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados por servicio deficiente y un tribunal citó a su presidente.

Las dos entidades a cargo de servicios esenciales —electricidad y agua potable— enfrentan simultáneamente cuestionamientos sobre su capacidad operacional, lo que expone la fragilidad de la infraestructura crítica de la isla justo al inicio de la temporada de huracanes.

La AAA atribuyó su crisis a falta de inversión histórica, mientras la representante Ada Álvarez Conde solicitó intervención federal por aguas contaminadas en el Condado; los residentes de Juana Matos en Cataño, por su parte, siguen sin respuestas sobre su relocalización.

El representante José Aponte Hernández rechazó el 29 de mayo cualquier intento de eliminar la Comisión de Practicaje y la defendió como esencial para la seguridad marítima de la Bahía de San Juan, en reacción a la determinación de desacato emitida por la jueza federal Silvia Carreño Coll. La controversia surge de una demanda de pilotos contra New Fortress Energy sobre el uso de remolcadores para escoltar embarcaciones de gas natural licuado, en cuyo marco la jueza concluyó que hubo un esfuerzo deliberado para ocultar al comisionado Carlos Ramos las discusiones sobre un borrador legislativo que proponía eliminar la comisión.

El hallazgo de desacato expone a la presidenta de la comisión a sanciones judiciales y revela que el ente regulador de seguridad portuaria actuó —según el tribunal— como instrumento de un plan para eliminarse a sí mismo, sin informar a los pilotos que velan por la seguridad de la Bahía de San Juan, por donde transita casi toda la carga que llega a la isla. La reacción de Aponte Hernández indica que la disputa sobre la permanencia de la comisión se traslada ahora al ámbito legislativo.

La jueza había desestimado una demanda previa en octubre con la condición de que la presidenta Jessica Ñeco Morales mantuviera informados a todos los miembros de la comisión; el caso tiene como antecedente que la funcionaria permitió que New Fortress Energy relajara medidas de seguridad acordadas con los pilotos para el movimiento de barcazas de gas en la bahía, y que el director ejecutivo de la Autoridad de los Puertos, Norberto Negrón Díaz, ha planteado continuar adelante con una revisión de la seguridad portuaria que incluye la posible eliminación de la comisión.

LUMA Energy presentó una reclamación ante el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) alegando que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) le transfirió casi $14 millones menos de lo acordado en la primera remesa mensual desde que el NEPR aprobó, en abril de 2026, el nuevo presupuesto para las compañías eléctricas.

La disputa revela tensiones financieras entre la AEE y su operador privado desde el inicio mismo del nuevo marco presupuestario, con una diferencia de casi $14 millones en una sola transferencia mensual.

El NEPR aprobó en abril de 2026 un nuevo presupuesto para las compañías eléctricas que operan la red de Puerto Rico, estableciendo los montos que la AEE debe remitir mensualmente a LUMA para sus cuentas operacionales.

El Senado aprobó de forma unánime el Proyecto de la Cámara 1004, que enmienda la Ley de la AAE para exigir que operadores privados del sistema eléctrico, como LUMA Energy, notifiquen al consumidor antes de cerrar cualquier reclamación.

La medida responde a quejas ciudadanas sobre cierres de casos sin resolución ni seguimiento, y establece un requisito de transparencia vinculante para los operadores del sistema eléctrico.

El proyecto fue presentado por el representante José "Cheito" Hernández, presidente de la Comisión de Transportación e Infraestructura de la Cámara, como respuesta a denuncias acumuladas sobre deficiencias en el manejo de querellas bajo la operación privada del sistema eléctrico.

Se presentó una propuesta ante la Autoridad para las Alianzas Público Privadas para el Proyecto Hostos, que busca avanzar en la viabilidad de un cable submarino para importar electricidad desde la República Dominicana.

De materializarse, el proyecto ataría la infraestructura energética de Puerto Rico a combustibles fósiles importados desde el exterior, según señala la autora de la columna, Amira Odeh Quiñones.

Puerto Rico lleva años intentando diversificar su matriz energética hacia fuentes renovables; estudios citados en la columna sostienen que la capacidad solar de los techos de la isla sería suficiente para alcanzar soberanía energética sin depender de importaciones.

El 27 de mayo de 2026, el representante Víctor Parés informó que el precio del barril de West Texas Intermediate (WTI) —que suple el 90.6% de la gasolina consumida en Puerto Rico— abrió en $88.67, su nivel más bajo en 21 días, mientras que el precio promedio de la gasolina regular en la isla bajó a menos de $1.16, una reducción de seis centavos frente al viernes anterior.

La caída representa el precio más bajo de gasolina regular en la isla en casi dos semanas, impulsada por una brecha de más de 20 millones de barriles entre la demanda de WTI en los estados continentales y reservas que superan los 441 millones de barriles; Parés anticipa que el barril podría bajar hasta $80 en los próximos días.

Parés, presidente de la Comisión de Gobierno de la Cámara, ha estado monitoreando los precios del combustible desde principios de marzo de 2026, cuando se impulsaron programas de descuento tipo rewards en gasolineras de la isla.

Un análisis del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA) advirtió que la propuesta de LUMA Energy de usar biodiésel para acercarse a la meta de energía renovable de Puerto Rico parte de premisas poco realistas. Según el análisis, la estrategia amenaza con mantener al país dependiente de un combustible importado sujeto a fluctuaciones de costos internacionales.

Si la propuesta de LUMA prospera, Puerto Rico quedaría atado a otro combustible importado, con riesgo de volatilidad de precios similar a la de los combustibles fósiles que actualmente encarecen la factura eléctrica.

Puerto Rico tiene en ley una cartera de energía renovable que exige alcanzar porcentajes crecientes de generación limpia; LUMA Energy, el operador de la red de transmisión y distribución, ha presentado planes para cumplir esa meta que ahora son objeto de escrutinio técnico independiente.

La Junta de Control Fiscal solicitó al Tribunal de Apelaciones del Primer Circuito de Boston revertir una determinación de la jueza Laura Taylor Swain que permitió continuar la demanda del Departamento de Asuntos del Consumidor (DACO) contra LUMA Energy. La demanda busca obligar a LUMA a compensar daños a enseres eléctricos, negocios y propiedades causados por negligencia del consorcio.

Si la demanda de DACO prospera, LUMA quedaría expuesta a pagos de daños a consumidores y propietarios afectados por fallas del servicio eléctrico; la JCF alega que ese litigio activo amenaza el proceso de reestructuración de la deuda de la AEE.

La JCF respondió a una solicitud del propio Tribunal de Apelaciones para que explicara el impacto de las disputas legales entre el Gobierno de Puerto Rico y LUMA sobre la reestructuración de la AEE; el ente fiscal argumenta que la jueza Swain erró al clasificar a DACO como ejerciendo poderes de política pública y regulatorios.

El representante Denis Márquez, del Partido Independentista Puertorriqueño (PIP), describe la radicación del Proyecto de la Cámara 751 para prohibir la generación de energía nuclear en Puerto Rico, en respuesta al Proyecto de la Cámara 1092, que propone implementar energía nuclear en la isla.

El PIP advierte que, en caso de accidente nuclear, las repercusiones podrían afectar alrededor del 70 % del territorio de Puerto Rico, y señala que las certificaciones de seguridad y la disposición de residuos nucleares aún están bajo evaluación.

El PC 1092 fue evaluado en vistas públicas recientes en la Cámara de Representantes, donde la representante Adriana Gutiérrez Colón cuestionó el uso de Puerto Rico como territorio de experimentación; el PIP enmarca esta preocupación en un historial que incluye pruebas de la pastilla anticonceptiva en mujeres empobrecidas durante el siglo 20 y el almacenamiento de herbicidas tácticos vinculados al Agente Naranja en puntos como Mayagüez, Guánica y El Yunque.

Según el director ejecutivo de la Asociación de Productores de Energía Renovable (APER), Julián Herencia, cerca de 30 proyectos de fincas solares y baterías de almacenamiento en Puerto Rico aún no tienen contratos firmados ni todas las autorizaciones necesarias para ser elegibles a incentivos contributivos federales bajo el plazo del 4 de julio fijado por la administración de Donald Trump.

Los próximos 15 días determinarán si esos proyectos pueden acceder a incentivos federales clave; perderlos encarecería o inviabilizaría el desarrollo de capacidad renovable en la isla.

La administración Trump estableció el 4 de julio de 2026 como fecha límite para que los proyectos de energía renovable demuestren avance suficiente y así calificar para incentivos contributivos federales, presionando a desarrolladores que aún enfrentan trámites financieros o contractuales pendientes.

El 27 de mayo de 2026, el representante Víctor Parés informó que el precio promedio de la gasolina regular en Puerto Rico bajó a menos de $1.16, una reducción de seis centavos desde el viernes previo, mientras el barril de WTI —que suple el 90.6% de la gasolina consumida en la isla— abrió en $88.67, su nivel más bajo en 21 días.

La baja representa un alivio directo al bolsillo de los consumidores en la isla; Parés proyecta que el WTI podría reducirse hasta $80 en los próximos días, lo que generaría ahorros adicionales en el precio en bomba.

Según Parés, la caída responde a una brecha de más de 20 millones de barriles entre la demanda de WTI en los estados continentales y reservas disponibles que superan los 441 millones de barriles, sumado a programas de descuento tipo rewards impulsados desde principios de marzo de 2026.

El 26 de mayo de 2026, alrededor de las 2:15 p.m., unos 36,644 abonados de LUMA Energy se encontraban sin servicio eléctrico, con las mayores concentraciones en Caguas (15,388), Ponce (9,893) y Bayamón (6,768). Al momento de la publicación, LUMA no había informado la causa de las interrupciones.

Decenas de miles de hogares y negocios quedaron sin luz en plena tarde laborable, afectando tres de las regiones más pobladas de la isla.

LUMA Energy había anunciado interrupciones programadas para la semana del 26 al 31 de mayo de 2026, describiéndolas como necesarias para mejorar la confiabilidad y resiliencia de la red; no está confirmado si los cortes reportados son parte de ese plan o son incidentes separados.

La jueza federal Laura Taylor Swain rechazó la solicitud de los bonistas de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) de ampliar el levantamiento de la paralización de litigios en el caso de quiebra bajo Título III, mediante una orden de 10 páginas emitida el 27 de mayo de 2026. Swain determinó que primero deben resolverse las disputas sobre los 'ingresos netos' y el valor del colateral antes de abrir nuevos frentes de litigios.

La decisión bloquea, al menos temporalmente, los intentos de los bonistas de nombrar un síndico sobre la AEE, reclamar protección adecuada de su colateral o buscar la desestimación del caso de quiebra. La resolución de los 'ingresos netos' determinará cuánto vale la garantía de los bonistas y condicionará cualquier plan de ajuste futuro para la corporación pública.

La AEE lleva años en proceso de quiebra bajo Título III de PROMESA, con la Junta de Supervisión Fiscal como parte central del caso. La disputa sobre los 'ingresos netos' —cómo se calculan y si constituyen garantía válida para los bonistas— es uno de los puntos más contenciosos del proceso y ha sido objeto de litigios previos ante Swain.

El 22 de mayo de 2026, la AEE y la Oficina Independiente de Adquisiciones (3PPO) sometieron a la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) las versiones revisadas de los contratos con Power Expectations, LLC y Gotham Energy para añadir 400 megavatios de generación temporera en la planta de Aguirre, luego de que la JSF exigiera cambios el 8 de mayo como condición para su aprobación final. Los contratos, valorados en hasta $5,886 millones por un plazo de hasta 10 años, aún no han sido ejecutados.

Sin la firma de estos contratos, Puerto Rico enfrenta el verano sin la capacidad de generación adicional que el gobierno ha identificado como necesaria para atender periodos de alta demanda. Las preocupaciones de la JSF incluían ausencia de penalidades por retrasos, dudas sobre garantías financieras y falta de análisis completos de interconexión al sistema eléctrico.

El Negociado de Energía aprobó el contrato en diciembre de 2025 al considerarlo prudente y razonable, pero reconoció que se desarrolla en un contexto de emergencia energética. La iniciativa forma parte de esfuerzos impulsados desde 2025 para atender el déficit de generación ante múltiples advertencias sobre insuficiencias de capacidad durante periodos de alta demanda.

El Departamento de Energía federal revocó una subvención de $350 millones destinada a instalar paneles solares con batería en 40,000 residencias de personas con discapacidad o en situación de pobreza en Puerto Rico, acción que según reportes fue avalada por el gobierno local.

La eliminación de estos fondos priva a decenas de miles de hogares vulnerables de acceso a energía independiente para refrigerar medicamentos y conectar equipo médico durante apagones, agravando la exposición de las comunidades más afectadas por la inestabilidad de la red eléctrica.

Comunidades empobrecidas en Puerto Rico han desarrollado centros de resiliencia energética en colaboración con la Universidad de Puerto Rico y organizaciones sin fines de lucro, instalando sistemas solares en centros comunales como respuesta a la inconsistencia crónica del servicio eléctrico tras eventos naturales y fallas de la red.

El 26 de mayo de 2026, alrededor de las 2:15 p.m., un total de 36,644 clientes de LUMA Energy no tenían servicio eléctrico, con las mayores interrupciones concentradas en Caguas (15,388), Ponce (9,893) y Bayamón (6,768). Al momento de la publicación, LUMA no había informado la causa de las interrupciones.

Decenas de miles de hogares y negocios quedaron sin electricidad durante la tarde de un día laborable, en una semana en que LUMA ya había anunciado interrupciones programadas del 26 al 31 de mayo de 2026 con el argumento de mejorar la confiabilidad y resiliencia de la red.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico bajo un contrato de administración; las interrupciones masivas han sido frecuentes desde que la empresa asumió operaciones, en un sistema que aún carga con el deterioro estructural agravado por el huracán María.

El 22 de mayo de 2026, la AEE y la Oficina Independiente de Adquisiciones (3PPO) sometieron a la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) las versiones revisadas de los contratos con Power Expectations, LLC y Gotham Energy para añadir 400 megavatios de generación temporera en la planta de Aguirre. La JSF había condicionado su aprobación el 8 de mayo a cambios en garantías financieras, penalidades por retrasos, planificación técnica e interconexión.

El contrato tiene un valor máximo estimado de $5,886 millones y plazo de hasta 10 años; su ejecución es parte de los esfuerzos para cubrir el déficit de generación eléctrica ante posibles insuficiencias de capacidad durante periodos de alta demanda. Hasta que la JSF emita aprobación final, los acuerdos no pueden firmarse ni formalizarse.

El Negociado de Energía había aprobado el contrato en diciembre de 2025 al encontrar sus términos «prudentes y razonables», aunque reconoció que se desarrolla en contexto de emergencia energética. La iniciativa forma parte de esfuerzos impulsados desde 2025 para atender el déficit de generación, y la gobernadora Jenniffer González hizo del tema de mayor generación el eje central de su mensaje ante la legislatura la semana pasada.

El Departamento de Energía federal revocó una subvención de $350 millones destinada a instalar placas solares con batería en 40,000 residencias de personas empobrecidas o con discapacidad en Puerto Rico, acción que, según se reportó, contó con el aval del gobierno local.

La pérdida de esos fondos elimina una fuente concreta de resiliencia energética para las comunidades más vulnerables al colapso de la red eléctrica, quienes dependen de energía estable para refrigerar medicamentos y conectar equipos médicos.

Comunidades en Puerto Rico han desarrollado, junto a investigadores de la Universidad de Puerto Rico y organizaciones sin fines de lucro, centros de resiliencia energética con paneles solares y baterías en infraestructura comunitaria crítica como respuesta a la inestabilidad crónica de la red eléctrica.

La Comisión de Desarrollo Económico de la Cámara, presidida por el representante Joel Franqui Atiles, inició la evaluación del Proyecto de la Cámara 1092, que busca actualizar la política pública energética para incluir definiciones sobre Reactores Modulares Pequeños (SMR) y promover la investigación sobre energía nuclear en la isla.

Puerto Rico paga tarifas eléctricas que, según testimonio ante la comisión, duplican y triplican el promedio de los estados continentales, y depende casi en su totalidad de combustibles fósiles importados; el proyecto no compromete la construcción de reactores, sino que abre la puerta a la evaluación informada de tecnologías alternativas.

La discusión surge tras años de apagones prolongados, los daños del huracán María y las dificultades persistentes con una red eléctrica envejecida; los SMR y microreactores ya están en proceso de licenciamiento en varios países.

El Departamento de Energía de Estados Unidos revocó una subvención de $350 millones destinada a instalar paneles solares con batería en 40,000 residencias de personas con discapacidad o en situación de pobreza en Puerto Rico, acción que según se reportó fue avalada por el gobierno local.

La eliminación de esos fondos afecta la capacidad de comunidades empobrecidas de refrigerar medicamentos, operar equipo médico y mantener comunicación durante apagones, profundizando su vulnerabilidad ante fallas en la red eléctrica y eventos climáticos.

Comunidades en Puerto Rico han desarrollado centros de resiliencia energética junto a investigadores de la Universidad de Puerto Rico y organizaciones sin fines de lucro, instalando sistemas solares en infraestructura comunal como respuesta a la inconsistencia del servicio eléctrico.

El Negociado de Energía de Puerto Rico emitió el 22 de mayo de 2026 una resolución que establece criterios adicionales para modificaciones a contratos del Proponente Número 3, relacionados con proyectos de energía renovable y almacenamiento, y ordenó a la Autoridad de Energía Eléctrica y al proponente presentar lenguaje contractual revisado dentro de los términos fijados.

La determinación busca acelerar proyectos elegibles para créditos contributivos federales de inversión y atender la necesidad urgente de incorporar recursos de generación para reducir el riesgo de deficiencias en el suministro eléctrico, condicionando cualquier ajuste a que no resulte en aumentos de costos para la AEE ni para los abonados.

El proceso forma parte de las negociaciones contractuales entre la AEE y el Proponente Número 3; el Negociado, aunque ajeno a la mesa de negociación, puede emitir recomendaciones y parámetros cuando el interés público lo requiera, y en esta resolución eliminó ciertos mecanismos de ajuste por costos de interconexión al concluir que ya estaban reflejados en los precios propuestos.

Tras reiterar la gobernadora Jenniffer González Colón en su segundo Mensaje de Situación de Estado que la cancelación del contrato de LUMA Energy "ya está encaminada" y que se buscan nuevos candidatos para operar el sistema eléctrico, LUMA respondió pidiendo unidad, defendiendo las mejoras realizadas en la red de transmisión y distribución, y advirtiendo que discusiones sobre cancelaciones contractuales pueden generar preocupación ciudadana.

La respuesta de LUMA introduce una narrativa pública de defensa institucional —destacando más de 4,000 empleados y trabajos de reconstrucción en marcha— justo cuando el gobierno avanza en conversaciones con posibles nuevos operadores, lo que eleva la incertidumbre sobre la transición del sistema eléctrico para cientos de miles de abonados.

LUMA Energy opera el sistema de transmisión y distribución de la Autoridad de Energía Eléctrica bajo un contrato que ha enfrentado críticas continuas por apagones y aumentos en facturas; la gobernadora González Colón ha intensificado sus señales de salida al punto de confirmar conversaciones activas con candidatos alternativos.

La gobernadora Jenniffer González Colón anticipó el 22 de mayo de 2026 que habrán cambios "en la cúpula" de la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados (AAA), aunque defendió al presidente Luis González Delgado por su dominio técnico y descartó implícitamente su salida. El comisionado residente Pablo José Hernández envió ese mismo día una carta a González Delgado exigiendo explicaciones sobre la crisis del servicio de agua potable.

La AAA fue señalada por la propia gobernadora en su Mensaje de Estado como una de las dos principales necesidades del pueblo, lo que convierte cualquier restructuración en su liderazgo en una acción de alto perfil; la defensa pública del presidente de la agencia, pese a las denuncias de múltiples alcaldes —encabezados por el sanjuanero Miguel Romero—, revela la tensión entre presión política y criterio técnico dentro del gobierno.

Los alcaldes han elevado denuncias recurrentes contra González Delgado por la gestión del servicio, mientras que la AAA afronta un proceso de rehabilitación de infraestructura con fondos de FEMA; el comisionado residente, quien ha criticado públicamente la gestión del gobierno como "una novela de escándalos", suma ahora su voz a las demandas de rendición de cuentas sobre el agua.

La gobernadora Jenniffer González Colón confirmó el 22 de mayo de 2026 que habrá cambios en la cúpula de la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados (AAA), aunque respaldó la gestión técnica del ingeniero Luis Reinaldo González y reconoció que la situación con el agua potable se ha convertido en un problema serio.

Los cambios anunciados en la directiva de la AAA afectan directamente la gestión de una infraestructura de la que depende el suministro de agua potable a toda la isla, y surgen en medio de presión pública sobre la calidad y disponibilidad del servicio.

La gobernadora contrastó el desempeño de la AAA con el de LUMA Energy, señalando que la AAA está cumpliendo con los reembolsos de FEMA mientras que LUMA no obtiene reembolsos del gobierno federal; también destacó que la ingeniera Doriel Pagán Crespo, exdirectora ejecutiva de la AAA, es actualmente la encargada de manejar fondos federales en LUMA.

El jueves 22 de mayo de 2026, un portavoz de LUMA Energy respondió por escrito al anuncio de la gobernadora Jenniffer González Colón sobre la cancelación de su contrato, argumentando que cualquier discusión de cambios contractuales genera 'preocupación natural' entre sus aproximadamente 1.5 millones de clientes a vísperas de la temporada de huracanes.

La declaración introduce una tensión pública directa entre LUMA y la gobernadora en un momento operacionalmente sensible: la temporada de huracanes, cuando la estabilidad del operador y el acceso a recursos de emergencia son críticos para el sistema eléctrico.

La gobernadora González reiteró en su segundo Mensaje de Situación de Estado que la cancelación del contrato de LUMA 'ya está encaminada' y que su administración sostiene conversaciones con candidatos alternativos; la promesa de cancelar el contrato fue un compromiso central de su campaña.

El 21 de mayo de 2026, la jueza federal Laura Taylor Swain denegó la solicitud de los bonistas de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) para ampliar el levantamiento del litigation stay en el caso de quiebra bajo Título III, manteniendo vigente únicamente el proceso de contabilidad para determinar los ingresos netos y el valor del colateral.

La decisión impide que los bonistas reactiven litigios más agresivos —como el nombramiento de un síndico o la desestimación del caso— que podrían haber desestabilizado el proceso de reestructuración y afectado contratos operacionales con LUMA Energy y Genera PR.

La Junta de Supervisión Fiscal y la AAFAF se habían opuesto a ampliar el stay, argumentando que primero debía resolverse cuánto valen los ingresos netos reclamados por los bonistas; un día antes, el director ejecutivo de la Junta, Robert Mujica, advirtió que será difícil completar la reorganización de la AEE antes de que termine 2026.

El 8 de mayo de 2026, la Junta de Supervisión Fiscal aprobó —con condiciones— cuatro contratos energéticos que suman más de $11.6 mil millones con Solaner, Polaris, Gothams Energy y Power Expectations, admitiendo en cartas formales que no realizó verificaciones de antecedentes ni evaluaciones independientes sobre las empresas ni los proyectos. La revisión de la JSF se limitó al cumplimiento de la Sección 204(b)(2) de PROMESA y se basó exclusivamente en información provista por la Autoridad de Energía Eléctrica.

Los cuatro contratos —que incluyen 486.4 megavatios de almacenamiento en baterías y 200 megavatios de generación flotante temporera— carecen de estudios de viabilidad, permisos validados, acuerdos de suministro de gas natural y garantías financieras, según señaló la propia JSF en sus condicionamientos. Esa cadena de deficiencias transfiere todo el riesgo operacional y fiscal a la AEE, y por extensión a los ratepayers puertorriqueños.

La JSF fue creada bajo PROMESA para supervisar las finanzas públicas de Puerto Rico, incluyendo contratos de entidades como la AEE; sin embargo, su mandato formal se circunscribe al cumplimiento presupuestario, no a la auditoría técnica u operacional de los proyectos que aprueba. El contrato con Gothams Energy fue bloqueado condicionalmente por ausencia de estudios de interconexión y logística portuaria, mientras que el de Power Expectations, el mayor con valor máximo de $5.8 mil millones, también presenta múltiples deficiencias sin atender.

La reestructuración de New Fortress Energy, supervisada por tribunales ingleses bajo la Parte 26A de la Ley de Sociedades del Reino Unido, diluirá la participación del fundador Wes Edens de aproximadamente 18.8 % a cerca de 6–7 % en la entidad reorganizada, mientras los acreedores recibirán alrededor del 65 % del capital de la empresa.

El plan elimina aproximadamente el 90 % de la deuda de New Fortress, reduciéndola de $5,700 millones a $527 millones, y separa las operaciones en Brasil —financiadas con $885 millones en nuevos pagarés al 12 %— bajo un consorcio de inversores institucionales, alterando la estructura de control de la empresa que suministra gas natural a Puerto Rico.

New Fortress Energy opera infraestructura energética crítica en Puerto Rico; Edens fundó la empresa y antes de la reestructuración concentraba entre 18.8 % y 21.2 % de las acciones ordinarias de Clase A, aunque ese porcentaje había bajado gradualmente desde 2021 a medida que la empresa emitía nuevas acciones sin que Edens vendiera las suyas.

El 21 de mayo de 2026, el director ejecutivo de la Junta de Supervisión Fiscal, Robert Mujica, declaró en reunión pública que es poco probable que la quiebra de la AEE se resuelva en 2026, citando que bonistas continúan litigando por la recuperación total de $12,000 millones sin proponer un camino alternativo. Ese mismo día, la jueza federal Laura Taylor Swain denegó la solicitud de esos bonistas para ampliar el levantamiento del litigation stay bajo Título III, bloqueando sus intentos de reactivar litigios sobre el nombramiento de un síndico o la posible desestimación del caso.

La combinación de la advertencia de Mujica y la denegación de Swain mantiene el caso de Título III de la AEE en un compás de espera que ya acumula nueve años, mientras la deuda de $12,000 millones continúa condicionando las finanzas públicas de Puerto Rico y el futuro de su infraestructura eléctrica.

La Junta de Supervisión Fiscal y la AAFAF se opusieron a ampliar el stay, argumentando que los bonistas buscaban avanzar litigios sobre protección de colateral mientras resistían simultáneamente determinar el valor de ese mismo colateral; la Junta advirtió además que el curso solicitado podría desestabilizar el proceso y afectar la relación contractual con LUMA Energy y Genera PR. Mujica señaló que la determinación del Tribunal Federal de Distrito sobre gastos administrativos representó una victoria para la Junta, aunque ciertos bonistas ya apelaron esa decisión.

El 21 de mayo de 2026, LUMA Energy anunció interrupciones eléctricas programadas a partir de las 8:00 de la mañana en 18 municipios de Puerto Rico por trabajos de reemplazo y reparación de líneas eléctricas y remoción de vegetación peligrosa.

Los residentes de los municipios afectados enfrentarán cortes de servicio eléctrico por varias horas, lo que impacta hogares, negocios y servicios que dependen de electricidad.

LUMA Energy opera el sistema de transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico y realiza de forma continua trabajos de mantenimiento programado como parte de los esfuerzos de modernización de la red.

Mediante un Plan de Reestructuración supervisado por tribunales ingleses, la participación de Wes Edens, fundador de New Fortress Energy, se reducirá de aproximadamente 19% a cerca de 6–7% en la empresa reorganizada, mientras los acreedores recibirán alrededor del 65% del capital y las operaciones en Brasil se escindirán a un consorcio de inversores institucionales.

La reestructuración elimina aproximadamente el 90% de la deuda de NFE —de $5,700 millones a $527 millones— y redistribuye el control de la compañía que opera infraestructura de gas natural en Puerto Rico, lo que podría afectar decisiones futuras sobre contratos y operaciones en la isla.

New Fortress Energy es el proveedor de gas natural que abastece plantas generatrices en Puerto Rico; la empresa acumuló una deuda cuantiosa en años recientes y el plan de reestructuración, aprobado con el apoyo del 97% de los acreedores, usa un mecanismo del Reino Unido introducido en 2020 para recapitalizaciones transfronterizas.

El 8 de mayo de 2026, la Junta de Supervisión Fiscal aprobó —con condiciones— cuatro contratos energéticos por $11,600 millones con Solaner, Polaris, Gothams Energy y Power Expectations, admitiendo en cartas a la AEE que no realizó verificaciones de antecedentes, no auditó modelos financieros ni evaluó la viabilidad operacional de los proyectos. La revisión de la JSF se limitó al cumplimiento presupuestario bajo la Sección 204(b)(2) de PROMESA, basándose exclusivamente en información provista por la AEE.

Los cuatro contratos —que incluyen 486.4 megavatios de almacenamiento en baterías a 20 años y hasta 200 megavatios de generación temporera flotante— transfieren todo el riesgo operacional y reputacional a la AEE, una corporación pública que avanzó contratos multimillonarios sin estudios de viabilidad, sin permisos validados y sin acuerdos de suministro de gas natural. La JSF prohibió la ejecución del contrato con Gothams Energy hasta que la AEE corrija deficiencias básicas de planificación.

La transformación del sistema eléctrico de Puerto Rico ha estado marcada por años de contrataciones cuestionadas, desde el controversial contrato de Whitefish Energy tras el huracán María hasta los cambios en el operador LUMA. La JSF, creada bajo PROMESA para supervisar las finanzas públicas de la isla, tiene autoridad de revisión sobre contratos significativos de agencias como la AEE, pero sus cartas de aprobación incluyen descargos que reconocen los límites de ese escrutinio.

El miércoles 20 de mayo de 2026, la jueza federal Laura Taylor Swain denegó la moción de GoldenTree Asset Management, Assured Guaranty y el grupo Ad Hoc-AEE para levantar la suspensión automática de litigios y considerar el nombramiento de un síndico en la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

La decisión mantiene el proceso de quiebra de la AEE bajo el control del tribunal de Título III, a nueve años de su inicio, y pospone cualquier resolución sobre la deuda eléctrica hasta que un juicio separado defina los gastos corrientes y los ingresos netos de la corporación, proceso que podría concluir en la segunda mitad de 2026.

La quiebra de la AEE bajo el proceso de Título III lleva nueve años activa; los bonistas han intentado en múltiples ocasiones que se designe un síndico y se levante la suspensión automática, sin éxito. Swain delegó el juicio contable a la jueza Judith G. Dean, quien estableció un calendario pre-acordado la semana pasada.

El 18 de mayo de 2026, el Negociado de Energía emitió una resolución para evaluar múltiples solicitudes de reconsideración de la nueva tarifa eléctrica aprobada el 15 de abril, presentadas por LUMA Energy, Genera PR, la AEE y varios grupos interventores. Al mismo tiempo, el regulador frenó nuevas rondas de argumentación y rechazó escritos suplementarios de bonistas de la AEE y del Sistema de Retiro de sus empleados.

La decisión mantiene abierta la controversia sobre una estructura tarifaria que entraría en vigor el 1 de julio de 2026 y que reorganiza cómo se distribuyen los costos del sistema eléctrico, incluyendo la incorporación de pensiones a la tarifa base. El Negociado aún no ha indicado cuándo emitirá su resolución final sobre las reconsideraciones.

La tarifa aprobada en abril rechazó los aumentos solicitados por las entidades del sistema eléctrico y redistribuyó los costos dentro de la factura, lo que generó impugnaciones de múltiples partes que habían participado en el proceso regulatorio, incluyendo vistas evidenciarias y descubrimiento de prueba.

La Alianza Puertorriqueña de Telecomunicaciones (APT) anunció que sus empresas socias han activado protocolos de preparación ante el inicio de la temporada de huracanes, incluyendo generadores, baterías de respaldo, tecnología solar y fibra óptica soterrada en puntos estratégicos.

Según un estudio de la firma Inteligencia Económica, el 93.8% de las empresas del sector ha invertido en generadores y las compañías destinaron entre $100,000 y $576,635 en promedio por año para mitigar interrupciones causadas tanto por huracanes como por la fragilidad crónica del sistema eléctrico.

La industria de telecomunicaciones en Puerto Rico ha tenido que asumir la resiliencia energética de su propia infraestructura ante las fallas recurrentes del sistema eléctrico, una realidad agudizada desde los daños causados por huracanes previos; Pedro G. Andrés, presidente de la APT, reiteró la necesidad de coordinación con entidades gubernamentales para priorizar el restablecimiento eléctrico en instalaciones críticas.

El Proyecto Hostos, propuesta de Caribbean Transmission Development Co. (CTDC) para conectar eléctricamente a Puerto Rico con la República Dominicana mediante cable submarino, fue presentado formalmente ante la Autoridad de Alianzas Público-Privadas (AAPP), que ahora debe evaluarlo y negociar los acuerdos correspondientes. La presentación ocurrió luego de varios años de trabajo técnico, ambiental y regulatorio ante agencias de Estados Unidos y República Dominicana, incluyendo la obtención de un Permiso Presidencial federal.

Que la AAPP reciba formalmente el proyecto activa el proceso institucional de evaluación bajo la Ley de Alianzas Público-Privadas, acercando la iniciativa a una posible adjudicación o rechazo oficial con implicaciones directas para la transformación energética de la isla. Sin embargo, algunos expertos han levantado preocupaciones sobre la necesidad, efectividad y el elevado costo del proyecto.

El cable llegaría desde República Dominicana y se conectaría a Puerto Rico por la costa oeste, en Mayagüez; CTDC indica que la propuesta acumula años de gestión regulatoria ante agencias estatales y federales de ambos países.

El 18 de mayo de 2026, el Negociado de Energía emitió una resolución en la que tomó bajo asesoramiento las solicitudes de reconsideración presentadas por LUMA Energy, Genera PR, la AEE y varios grupos interventores sobre la nueva tarifa eléctrica aprobada el 15 de abril. Al mismo tiempo, el Negociado bloqueó nuevas rondas de argumentación y rechazó escritos suplementarios de bonistas de la AEE y del Sistema de Retiro de sus empleados.

La decisión mantiene abierta la controversia sobre una estructura tarifaria que reorganiza cómo se distribuyen los costos del sistema eléctrico —incluyendo cargos fijos y pensiones en la tarifa base— y que está programada para entrar en vigor el 1 de julio de 2026. El Negociado no ha indicado cuándo emitirá una resolución final sobre los recursos.

La tarifa aprobada en abril rechazó los aumentos solicitados por las entidades del sistema eléctrico y redistribuyó costos dentro de la factura; desde entonces, múltiples partes —incluyendo entidades operadoras y grupos de energía solar— han cuestionado aspectos del diseño tarifario ante el regulador.

La Junta de Supervisión Fiscal radicó el 19 de mayo de 2026 un informe de estatus ante la jueza federal Laura Taylor Swain —previo a la vista ómnibus del 20 y 21 de mayo— reiterando que los costos operacionales del sistema eléctrico ya superan la capacidad de pago de hogares con ingreso mediano, lo que hace inviable imponer aumentos tarifarios sostenibles para servicio de deuda de la AEE. El informe también resume litigios activos con bonistas, la apelación de LUMA sobre la devolución de su caso a tribunales estatales, y la determinación del Negociado de Energía de aprobar tarifas permanentes menores a las solicitadas, aunque autorizando más de $300 millones anuales para el sistema de pensiones de la AEE.

La postura de la Junta refuerza que cualquier plan de ajuste de la deuda de la AEE tendrá que operar dentro de límites tarifarios estrechos, mientras los bonistas apelan ante el Primer Circuito una reclamación administrativa de al menos $3,700 millones rechazada por Swain en marzo de 2026.

El Quinto Plan Enmendado de Ajuste de PREPA, radicado en marzo de 2025, ya eliminó el 'Legacy Charge' que se contemplaba para cubrir parte de la deuda con cargos adicionales en la factura; la Junta dice que mantiene acuerdos previos con acreedores y que aún considera posible una resolución negociada con los bonistas.

LUMA Energy anunció interrupciones eléctricas programadas para la semana del 18 al 23 de mayo de 2026, afectando municipios que incluyen Canóvanas, Carolina, Lares, Las Marías y Mayagüez.

Los residentes de los municipios afectados deberán planificar para quedarse sin servicio eléctrico durante esa semana; LUMA describe los trabajos como necesarios para mejorar la confiabilidad y resiliencia de la red.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución eléctrica en Puerto Rico y lleva a cabo interrupciones programadas de manera recurrente como parte de trabajos de mantenimiento y modernización del sistema.

El 18 de mayo de 2026, el secretario de la Gobernación, Francisco Domenech Fernández, afirmó que los apagones masivos por falta de generación eléctrica son cosa del pasado, citando la adición de más de 1,200 megavatios durante los primeros 500 días de la administración de la gobernadora Jenniffer González Colón y 600 megavatios adicionales de generación temporera previstos para los próximos meses.

La declaración llega a menos de una semana de la primera advertencia de calor de 2026 y el inicio de la temporada de alta demanda energética; Domenech Fernández reconoció, no obstante, que persisten apagones atribuibles a la red de transmisión operada por LUMA.

El verano de 2025 estuvo marcado por pronósticos de apagones masivos que generaron preocupación pública; la administración González Colón ha presentado el aumento en capacidad de generación como uno de sus logros centrales en materia energética.

La Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP) recibió nueve ofertas cualificadas en la licitación para contratar 3,000 megavatios de nueva capacidad de generación, según reveló el jefe de la AAPP y zar de Energía, Josué Colón.

El proceso busca sustituir esencialmente toda la flota de producción eléctrica existente en la isla, lo que representaría la transformación más amplia del sistema de generación en décadas.

La licitación de 3,000 MW es parte del proceso de modernización energética de Puerto Rico que la AAPP coordina bajo contratos de alianza público-privada; la flota actual de generación ha sido señalada repetidamente por su antigüedad y falta de confiabilidad.

El director ejecutivo de la AAPP y Zar de Energía Josué Colón declaró el 16 de mayo de 2026 que la jueza federal Laura Taylor Swain solo concedió días adicionales para que el gobierno responda a mociones de LUMA, y no una paralización del litigio sobre el contrato suplementario del consorcio. Colón sostuvo que las dos sentencias previas de Swain —que devolvieron los casos al foro estatal— siguen vigentes.

La distinción es clave porque LUMA solicitó detener todos los procedimientos mientras apela al Primer Circuito en Boston la determinación que sacó el caso del proceso de quiebra federal. Si el gobierno prevalece, busca que el tribunal ordene simultáneamente la nulidad del contrato suplementario y una transición hacia un nuevo operador del sistema eléctrico.

El contrato suplementario en disputa expiró en noviembre de 2022 y fue extendido mediante carta, mecanismo que el gobierno argumenta no siguió el ordenamiento jurídico aplicable. La AAPP radicó inicialmente un proceso sobre el mecanismo contractual de resolución de disputas y luego añadió dos recursos adicionales cuestionando la legalidad de esa extensión.

La jueza Laura Taylor Swain suspendió su propia orden relacionada con LUMA Energy mientras la gobernadora Jenniffer González la acusó de actuar por "desesperación". El enfrentamiento ocurre en medio de una serie de tensiones simultáneas sobre la gestión eléctrica y la crisis de agua en Puerto Rico.

La paralización judicial crea incertidumbre sobre el rumbo del sistema eléctrico en un momento en que la AAA enfrenta una crisis de agua que llevó al Senado a abrir una investigación, y en que el gobierno y la Junta de Supervisión Fiscal chocan sobre las proyecciones económicas de la isla.

La jueza Swain supervisa el proceso de quiebra de Puerto Rico bajo PROMESA y ha ejercido jurisdicción sobre contratos de servicios esenciales, incluido el de LUMA. La tensión entre la gobernadora González y la Junta de Supervisión Fiscal sobre proyecciones económicas y decisiones de política pública se ha intensificado en los últimos meses.

El 14 de mayo de 2026, la gobernadora Jenniffer González Colón afirmó que los problemas de abasto de agua en la zona metropolitana responden a deficiencias de infraestructura que llevan cerca de una década, y descartó que cambios de directores en la AAA resuelvan la situación. La AAA y el Municipio de San Juan acordaron ampliar horarios de distribución, camiones cisterna e instalaron de emergencia una tubería de 12 pulgadas para suplir agua a sectores afectados; el alcalde de Bayamón, Ramón Luis Rivera Cruz, informó además que se instala la primera de tres bombas nuevas en la finca Rosso, lo que debería normalizar el servicio en Guaynabo y parte de Bayamón.

La caracterización de la crisis como estructural —no gerencial— implica que la solución requiere inversión sostenida en infraestructura, no relevos administrativos, en una región metropolitana que afecta a cientos de miles de abonados.

La gobernadora también reiteró que el recurso de LUMA al Tribunal de Apelaciones del Primer Circuito en Boston es una estrategia para dilatar la resolución sobre la cancelación de su contrato, y señaló que esos litigios los paga el pueblo mediante la factura de luz; además, respaldó que el Departamento de Justicia examine documentos nuevos relacionados con la secretaria del Departamento de la Familia, Suzanne Roig Fuertes, aunque atribuyó los hechos señalados al cuatrienio anterior.

El 8 de mayo de 2026, la Junta de Supervisión y Administración Financiera aprobó, con condiciones, contratos de la AEE para añadir almacenamiento de baterías ligado a proyectos renovables existentes —incluyendo instalaciones de hasta 125 MW— y dos contratos de generación temporal de emergencia por 200 MW y 400 MW, valorados en $2.4 mil millones y $5.8 mil millones respectivamente. Los contratos no podrán firmarse hasta que la AEE someta versiones revisadas que corrijan las deficiencias señaladas.

El sistema eléctrico de Puerto Rico opera con márgenes de generación limitados ante un déficit proyectado de entre 700 y 850 MW, y los contratos condicionados representan miles de millones en compromisos a largo plazo —hasta 10 y 20 años— que definirán la capacidad y el costo de la energía para los próximos años. La Junta identificó fallos en garantías de desempeño, cronogramas y protecciones ante fluctuaciones de combustible que deben resolverse antes de ejecutar los acuerdos.

El proceso de generación temporal surgió en julio de 2025 tras una orden del Negociado de Energía de Puerto Rico (PREB) para atender el déficit proyectado, mientras que el Programa ASAP busca acelerar la integración de baterías en plantas de productores independientes que ya cuentan con permisos e interconexión activa.

El Departamento de Justicia presentó seis cargos contra Miguel Ángel Ramos Borias, dueño del Restaurante El Cerezal en Río Piedras, por apropiación ilegal e interferencia con contadores y sistemas de distribución de LUMA Energy; el juez Ángel D. Rivera Miranda encontró causa en todos los cargos y fijó fianza de $15,000.

El negocio operó con electricidad hurtada tras ser desconectado en febrero de 2024 por una deuda de $19,451.56 con LUMA Energy, lo que representa una pérdida directa para el sistema eléctrico y un precedente de fiscalización comercial.

Según la investigación, el servicio fue desconectado el 15 de febrero de 2024 por falta de pago; visitas de campo posteriores, realizadas entre febrero de 2024 y junio de 2025, confirmaron que el establecimiento continuaba operando mediante una conexión eléctrica interceptada.

El 8 de mayo de 2026, la Junta de Supervisión y Administración Financiera aprobó condicionalmente varios contratos de la AEE: enmiendas para añadir capacidad de almacenamiento de baterías bajo el programa ASAP —sumando cientos de megavatios vinculados a proyectos solares existentes— y dos contratos de generación temporal de emergencia por 200 MW en San Juan y 400 MW en Aguirre, valorados en $2.4 mil millones y $5.8 mil millones respectivamente. Las partes no podrán firmar los acuerdos hasta que la AEE someta versiones revisadas que corrijan las deficiencias señaladas.

Los contratos de generación temporal buscan cubrir un déficit proyectado de entre 700 y 850 MW identificado por el Negociado de Energía, déficit que amenaza la confiabilidad del sistema en temporadas de alta demanda; los proyectos de baterías bajo el ASAP sumarían más de 486 MW de almacenamiento renovable bajo acuerdos a 20 años con pagos fijados en $16,000 por MW al mes.

El proceso para los contratos de generación temporal comenzó en julio de 2025 tras una orden del PREB ante márgenes de generación limitados en el sistema eléctrico de Puerto Rico; la Junta fundamentó sus determinaciones en la Sección 204(b)(2) de la Ley PROMESA, que exige que los contratos gubernamentales fomenten la competencia y sean consistentes con el plan fiscal certificado.

El secretario de Energía Josué Colón anunció el cierre del contrato de LUMA Energy y la designación de dos nuevos operadores temporeros para el sistema eléctrico de Puerto Rico.

El contrato de LUMA ha sido eje de controversia pública desde su inicio; su cierre representa un cambio estructural en la administración de la red eléctrica que afecta a todos los abonados de la isla.

LUMA Energy asumió la operación y mantenimiento de la red de transmisión y distribución de la AAE tras un contrato multimillonario que enfrentó oposición legislativa, huelgas y cuestionamientos continuos sobre la calidad del servicio y las tarifas.

Este miércoles 13 de mayo de 2026, LUMA Energy notificó una apelación ante el Tribunal de Apelaciones para el Primer Circuito en Boston contra la orden de la jueza federal Laura Taylor Swain que devuelve al foro estatal los pleitos sobre la validez de la extensión de su contrato suplementario, y solicitó paralelamente que se paralice esa orden mientras dura el proceso apelativo. La empresa advirtió que, si no obtiene la paralización antes del 15 de mayo, presentará una moción de emergencia directamente ante el Primer Circuito.

Si el Primer Circuito accede a paralizar la orden de Swain, los casos no regresarían al Tribunal de Primera Instancia según lo previsto, retrasando la ruta que el gobierno había trazado para obtener una determinación final sobre la validez del contrato de LUMA antes de que culmine 2026 y eventualmente iniciar una transición operacional del sistema eléctrico.

El pasado viernes, la jueza Swain determinó que las demandas radicadas por la gobernadora Jenniffer González Colón, la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas (AAPP) y la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) —que alegan que la extensión contractual aprobada en 2022 incumplió la Ley 29 y la Ley 120— pertenecen al foro estatal por responder al ejercicio de facultades regulatorias del gobierno. LUMA sostiene ahora que la controversia plantea una cuestión «seria y novedosa» sobre la excepción de «police or regulatory power» bajo PROMESA, materia que el propio Primer Circuito tiene señalada para argumentación oral el 4 de junio en un litigio separado con el Departamento de Asuntos del Consumidor (DACO).

El zar de Energía, el ingeniero Josué Colón, anunció que la Junta de Supervisión Fiscal aprobó condicionalmente la contratación de Power Expectations y Gothams Energy para proveer generación temporera al sistema eléctrico de Puerto Rico; ambas compañías iniciarán instalaciones de equipos en los próximos meses.

Los contratos añadirían entre 600 y 800 megavatios al sistema eléctrico por 10 años: entre 400 y 600 MW mediante unidades terrestres en la Central Aguirre en Salinas (Power Expectations) y 200 MW a través de barcazas generatrices (Gothams Energy).

En octubre de 2025, el propio Colón reconoció que Power Expectations carecía de experiencia al llevar solo dos años haciendo negocios en Puerto Rico, aunque posteriormente aseguró que la empresa cumplió con los requisitos de evaluación.

El Departamento de Energía federal renovó el 11 de mayo de 2026 dos órdenes de emergencia que autorizan a la AAE a despachar unidades de generación esenciales y continuar trabajos de manejo de vegetación, en preparación para el aumento de demanda energética del verano y la temporada de huracanes de 2026; las órdenes estarán vigentes del 12 de mayo al 9 de agosto de 2026. El secretario de Energía Chris Wright afirmó que Puerto Rico lleva un año sin apagones a nivel isla.

Las órdenes renuevan la base legal que sostiene la capacidad crítica de generación y los trabajos de vegetación que reducen interrupciones en el sistema; sin ellas, la AAE perdería autorización para operar unidades esenciales justo cuando la demanda alcanza su pico estacional y la exposición a huracanes es mayor.

Las acciones de emergencia del DOE sobre la red de Puerto Rico comenzaron en 2025 y se extendieron a principios de 2026, en el marco de los esfuerzos federales de reconstrucción energética; la red de transmisión y distribución opera bajo el contrato de LUMA Energy, ampliamente cuestionado por legisladores, sindicatos y ciudadanos.

LUMA Energy anunció interrupciones de servicio eléctrico programadas para la semana del 11 al 16 de mayo de 2026 en varios municipios, entre ellos Caguas, Luquillo, Ponce, Arecibo y Guaynabo.

Los cortes afectan a comunidades a lo largo de la isla; aunque LUMA los describe como necesarios para mejorar la confiabilidad y resiliencia de la red, representan inconvenientes directos para los residentes afectados.

LUMA Energy opera la red de transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico y ha ejecutado interrupciones programadas de forma recurrente como parte de sus trabajos de mantenimiento e infraestructura.

En mayo de 2026, Puerto Rico se aproxima a la temporada de mayor demanda eléctrica con niveles de consumo ya superiores a los de 2025, sin contar con recursos adicionales de generación confirmados. La semana anterior, la salida de la unidad #6 de la central Costa Sur dejó sin servicio a cerca de 150,000 abonados.

La estabilidad del sistema depende de las mismas plantas antiguas administradas por Genera PR que operaban hace un año, lo que expone a la isla a interrupciones masivas durante los meses de mayor calor y consumo.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución mientras Genera PR administra la generación; ambas empresas asumieron el sistema eléctrico en medio de un proceso de privatización que buscaba modernizar una infraestructura deteriorada, sin que hasta ahora se hayan incorporado fuentes significativas de generación nueva.

El 11 de mayo de 2026, LUMA Energy anunció relevos de carga a raíz de deficiencias en la generación eléctrica, atribuidas según una fuente a problemas en la Central Palo Seco, provocando interrupciones de servicio en áreas que incluyen San Juan, Cataño, Carolina y Levittown.

Los relevos de carga representan apagones rotativos que afectan a residentes y negocios sin previo aviso de sectores específicos, lo que dificulta la preparación ciudadana ante las interrupciones.

LUMA Energy opera la transmisión y distribución del sistema eléctrico de Puerto Rico, pero la generación de energía está a cargo de empresas separadas; las fallas en generación han sido una fuente recurrente de tensión entre ambas partes del sistema.

El representante Jorge Navarro Suárez presentó el Proyecto de la Cámara 1252, que crearía brigadas especializadas de celadores de línea dentro de la AAA para atender averías eléctricas en estaciones de bombeo y plantas de filtración sin tener que esperar a LUMA Energy.

Comunidades de Cupey Bajo, Cupey Alto, Montehiedra y sectores aledaños han quedado sin agua por 24 horas o más cuando LUMA tarda en atender averías eléctricas menores; el proyecto busca eliminar esa dependencia operacional.

La AAA depende de LUMA Energy para restablecer el suministro eléctrico en sus instalaciones de bombeo y filtración, lo que genera una cadena de interrupciones de agua cada vez que ocurre una avería eléctrica, por menor que sea.

La jueza federal Laura Taylor Swain devolvió al tribunal estatal el pleito entre el gobierno de Puerto Rico y LUMA Energy, confirmando que el foro federal no es el lugar adecuado para resolver la controversia sobre el contrato de operación de la red eléctrica.

La decisión traslada al sistema judicial estatal la disputa sobre el futuro del contrato de LUMA, validando el argumento de la gobernadora Jenniffer González de que los tribunales locales son el foro correcto; la Junta Fiscal, por su parte, ha insistido en que cualquier cambio de operadores debe seguir un proceso transparente y competitivo sin interrumpir la modernización del sistema.

LUMA y la Junta Fiscal habían argumentado previamente que el litigio debía ventilarse en el tribunal federal de quiebras bajo PROMESA, y la Junta sostiene que la ley y el plan fiscal de la AEE exigen operación privada del sistema eléctrico.

El presidente de la Asociación de Alcaldes, Jorge "Georgie" González Otero, solicitó el 9 de mayo de 2026 al secretario del Departamento de Energía federal, Chris Wright, que reconsidere la cancelación de aproximadamente $700 millones en adjudicaciones del Fondo de Resiliencia Energética de Puerto Rico (PR-ERF), fondos cancelados en dos tandas —$365 millones el 30 de septiembre de 2025 y $350 millones el 9 de enero de 2026— y redirigidos hacia proyectos de estabilización de red administrados por la AEE. La misiva señala que al menos 12,000 familias aprobadas quedaron sin sus sistemas solares y de baterías tras la terminación del programa.

Los fondos estaban destinados por ley a hogares de ingresos bajos y moderados y a personas con discapacidades —muchas dependientes de equipos médicos como ventiladores y máquinas de diálisis— en una isla donde la tasa de pobreza es de 39.6%, más de tres veces el promedio nacional de 12.5%. La reasignación hacia infraestructura centralizada de LUMA, Genera y la AEE genera, según los alcaldes, interrogantes sobre duplicidad con más de $9,000 millones que FEMA ya obligó para el sistema eléctrico.

El PR-ERF fue creado por el Congreso federal mediante la Ley Pública 117-328 con una autorización de $1,000 millones para fortalecer la resiliencia eléctrica de Puerto Rico a nivel residencial y comunitario. El 23 de abril de 2026, 46 miembros del Congreso —incluido el comisionado residente Pablo José Hernández Rivera— ya habían dirigido cuestionamientos al Departamento de Energía y solicitado una reunión informativa para el 30 de abril de 2026.

El 8 de mayo de 2026, la Junta de Supervisión Fiscal aprobó de forma condicionada dos contratos de generación eléctrica temporal —con Power Expectations y Gothams Energy— que aportarían entre 600 y 800 megavatios por un período de 10 años. Los entes gubernamentales deberán renegociar componentes de los acuerdos antes de que los contratos sean definitivos.

La capacidad adicional apuntaría a reforzar una flota permanente de generación que el propio proceso describe como debilitada, lo que incide directamente en la confiabilidad del servicio eléctrico para los abonados de Puerto Rico.

La JSF llevaba meses en intercambios con el gobierno sobre estos acuerdos preliminares antes de emitir las aprobaciones condicionadas; las condiciones impuestas implican que aún resta una ronda de negociación entre las partes.

Un columnista de El Nuevo Día argumenta que los esfuerzos del DDEC por atraer empresas globales mediante nearshoring fracasarán si Puerto Rico no resuelve primero su déficit de capacidad eléctrica.

Puerto Rico podría perder miles de millones de dólares en incentivos federales que expiran en pocos meses si no puede garantizar infraestructura eléctrica suficiente para las industrias que busca atraer.

El DDEC ha promovido activamente la atracción de nuevas industrias, incluyendo centros de inteligencia artificial, como parte de una estrategia de nearshoring ante el interés de empresas globales en trasladarse desde Asia hacia territorio estadounidense.

Durante el Caribbean Business Summit el 7 de mayo de 2026, la principal oficial ejecutiva de LUMA Energy, Janisse Quiñones, afirmó que parte de la legislación aprobada en Puerto Rico ha afectado la operación del sistema eléctrico, y defendió la necesidad de un regulador energético independiente de presiones políticas. Quiñones no identificó legislación específica.

Las expresiones de la CEO de LUMA señalan tensión directa entre la operadora del sistema de transmisión y distribución y el proceso legislativo, en un contexto donde la confiabilidad eléctrica sigue siendo una de las principales preocupaciones de los consumidores y la economía de Puerto Rico.

La AEE fue fragmentada entre distintas entidades públicas y privadas — entre ellas LUMA, como operadora de transmisión y distribución, y GENERA PR en generación — lo que, según Quiñones, ha obligado a reconstruir y transformar la red mientras el sistema continúa operando. El regulador energético, la NEPR, fue creado precisamente para ejercer supervisión independiente sobre ese ecosistema.

La Junta de Supervisión Fiscal y la AAFAF presentaron objeciones formales para que el tribunal mantenga vigente el litigation stay en la quiebra de la AEE bajo Título III, rechazando la solicitud de bonistas que busca reactivar procesos para nombrar un síndico o desestimar el caso. La jueza Laura Taylor Swain había permitido previamente solo un alivio limitado del stay, enfocado en el proceso de accounting para determinar si la AEE ha generado ingresos netos.

La disputa gira en torno a si la AEE ha producido ingresos netos y cuánto vale su colateral —punto que determinará cuánto recuperan los bonistas y si el plan de ajuste puede confirmarse; la Junta advirtió además que ampliar el stay podría desestabilizar la reestructuración y afectar la operación de LUMA Energy y Genera PR.

La quiebra de la AEE se radicó en julio de 2017 al amparo de la Ley Promesa y ha estado marcada por disputas entre la Junta, los acreedores y el gobierno sobre cómo reestructurar la deuda de la corporación; este nuevo intento de los bonistas representa una escalada en ese conflicto al buscar vías que podrían alterar el control de la corporación pública.

El 5 de mayo de 2026, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) y Solar United Neighbors (SUN) presentaron ante el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) una moción conjunta para reconsiderar la Resolución y Orden Final emitida el 15 de abril de 2026 sobre la nueva estructura tarifaria eléctrica. La moción objeta, entre otros puntos, que la orden cuadruplica el cargo fijo residencial de $4 a $16 mensuales en poco más de un año, un aumento de $192 anuales antes de que el cliente consuma un solo kilovatio-hora.

El alza traslada costos desde clientes de alto consumo hacia hogares de bajo consumo neto, afectando desproporcionadamente a familias de ingresos bajos y a prosumidores con paneles solares; además, SESA y SUN argumentan que la estructura contraviene leyes vigentes que prohíben cargos directos o indirectos a la generación renovable distribuida y que exigen alcanzar un 30 % de eficiencia energética para 2040.

La Ley 114-2007, la Ley 57-2014 y la Ley 17-2019 establecen principios de asequibilidad, equidad y promoción de energía renovable distribuida en Puerto Rico; la moción alega que la Orden Final aprobada por el NEPR se aparta de ese marco legal, incluyendo la eliminación de la tarifa en bloques inclinados que históricamente incentivaba la eficiencia energética.

El Negociado de Energía de Puerto Rico autorizó a Genera PR a formular ante FEMA un proyecto para gasificar dos unidades de la central Cambalache, en Arecibo, sujeto a múltiples condiciones, entre ellas una revisión del costo estimado de $58 millones.

La autorización abre la puerta a financiamiento federal para la conversión, pero el NEPR ordenó reevaluar el estimado de $58 millones antes de que el proyecto avance, lo que añade un escrutinio adicional sobre el uso de fondos públicos en la transición energética.

El proceso de conversión de Cambalache a gas natural ha estado sujeto a condiciones regulatorias desde al menos la resolución del NEPR del 4 de julio de 2025; una determinación reciente confirmó que Genera cumplió esas condiciones para las unidades 2 y 3, excluyendo la unidad 1.

La senadora por San Juan Nitza Morán presentó la Resolución del Senado 495 para iniciar una investigación legislativa sobre la posibilidad de soterrar la cablería eléctrica y de datos, y eliminar los postes, a lo largo de la calle Loíza.

De concretarse, la medida liberaría las aceras de uno de los corredores turísticos más transitados de San Juan, con implicaciones para la movilidad peatonal y el desarrollo económico del sector.

La idea de soterrar la cablería en la calle Loíza se ha discutido a nivel municipal desde 2012, sin que se haya concretado ninguna acción formal.

El zar de Energía y jefe de la AAPP, Josué Colón, anunció que comunicará al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) sus preocupaciones con la distribución presupuestaria aprobada por ese organismo, la cual incluye un recorte de 25% en la partida operacional de Genera PR y aumentos al presupuesto de LUMA Energy.

Los ajustes presupuestarios del NEPR afectan directamente la operación del sistema de generación y distribución eléctrica de la isla; Colón considera que los cambios no se justifican ni atienden las necesidades reales del sistema.

El NEPR es el ente regulador del sistema eléctrico de Puerto Rico y tiene autoridad sobre los presupuestos operacionales de los contratistas LUMA Energy y Genera PR, quienes administran la distribución y generación de electricidad, respectivamente.

La compañía española Naturgy anunció durante su conferencia de resultados del primer trimestre de 2026 que estudia expandir su presencia en Puerto Rico, con interés específico en la subasta de la P3A para un proyecto de 600MW en la zona de Costa Sur.

Naturgy ya controla el 50% de EcoEléctrica —que genera el 20% de la energía consumida en la Isla— y opera el único terminal de gas natural licuado de Puerto Rico, lo que le daría una posición dominante en la infraestructura energética si concreta su expansión.

EcoEléctrica opera en Peñuelas como planta de cogeneración a gas natural, y el terminal de GNL de Naturgy abastece también la central de Costa Sur, propiedad de la Autoridad de Energía Eléctrica; la P3A lleva adelante una subasta para desarrollar los 600MW de esa zona.

Un análisis de opinión publicado el 2 de mayo de 2026 en El Nuevo Día plantea que reorganizar Puerto Rico en condados alineados con las regiones operacionales de la Junta de Planificación podría convertir la energía en un eje de gobernanza regional coherente.

La fragmentación municipal actual dificulta la planificación energética y fiscal; una reorganización territorial podría cambiar cómo se distribuyen recursos y servicios en toda la isla.

En 2014, el Comité de Descentralización y Regiones Autónomas ya había propuesto usar el mapa de áreas funcionales de la Junta de Planificación como base para crear gobiernos regionales, sin que la idea prosperara legislativamente.

El Departamento de la Vivienda anunció el 1 de mayo de 2026 un préstamo de $214,388 en fondos CDBG-MIT a Automeca Technical College en Bayamón para instalar un sistema de paneles fotovoltaicos, inversores y almacenamiento de energía por baterías. La inversión total del proyecto asciende a $428,776, completada con capital propio de la institución y financiamiento privado.

El sistema proyecta generar aproximadamente 216,600 kWh anuales y reduciría el costo de electricidad de la institución de alrededor de 0.30¢/kWh a 0.03¢/kWh, ahorro que la institución destinará a nuevos programas académicos en energías renovables y empleos de mantenimiento en el campus.

Los fondos provienen del programa de Cartera de Inversión en Desarrollo Económico (IPG-MIT), parte de la asignación federal de mitigación obtenida tras los desastres de 2017; la fuente atribuye esa gestión a la gobernadora Jenniffer González cuando se desempeñaba como comisionada residente.

Genera PR radicó una moción de reconsideración ante el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) tras recibir una tarifa base que redujo aproximadamente 25% de su presupuesto operacional no federal destinado a la flota generatriz.

La empresa advierte que el recorte resultará en más relevos de carga, por períodos más prolongados, y menor capacidad de respuesta ante eventos inesperados en el sistema eléctrico.

El NEPR aprobó recientemente la nueva tarifa base que regula los fondos que recibe Genera PR para operar la generación eléctrica del país, en el marco del esquema de contratos privados de operación del sistema.

El Proyecto de la Cámara 1004, de autoría del representante José 'Cheito' Hernández, fue aprobado por unanimidad (49-0) el 12 de marzo y obliga a LUMA Energy a notificar al abonado antes de cerrar cualquier querella sin resolución efectiva. El proyecto, que enmienda la Ley Núm. 83 de 1941, se coordina con el Senado para su aprobación final y se espera sea evaluado en sesión ordinaria el próximo jueves.

La medida responde a cientos de quejas de constituyentes por querellas cerradas sin resolución y falta de seguimiento por parte de LUMA Energy, estableciendo por ley un sistema de procesamiento de querellas con notificación obligatoria al consumidor.

LUMA Energy opera la red de transmisión y distribución eléctrica de Puerto Rico y ha enfrentado críticas sostenidas por canales de comunicación deficientes y demoras en la atención de casos; la Ley Núm. 83 de 1941 que rige a la Autoridad de Energía Eléctrica es el marco legal que esta medida busca enmendar.

En marzo de 2026, el programa de medición neta de LUMA Energy superó los 200,000 participantes —uno de cada ocho clientes— tras un primer trimestre con un promedio de más de 3,000 nuevas interconexiones mensuales.

La cifra refleja la escala que ha alcanzado la generación distribuida en la isla, con una porción significativa de la base de clientes produciendo y exportando energía a la red.

El programa de medición neta permite a consumidores residenciales y comerciales vender excedentes de energía solar a la red de LUMA Energy; el ritmo sostenido de incorporaciones durante el primer trimestre de 2026 señala una tendencia de crecimiento constante.

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) aprobó presupuestos para LUMA Energy, Genera PR y la AEE hasta el año fiscal 2027-2028 que quedaron entre $1,300 millones y $1,900 millones anuales por debajo de lo que los operadores solicitaron. Ambas compañías evalúan presentar solicitudes de reconsideración y, de no prosperar, apelar ante los tribunales.

Si LUMA o Genera PR logran revertir la decisión del NEPR mediante impugnación judicial, la tarifa base de luz podría aumentar por encima de lo que el regulador determinó, con impacto directo en el recibo de electricidad de los abonados.

La revisión a la tarifa base forma parte del proceso regulatorio en curso desde que LUMA Energy asumió la transmisión y distribución en 2021 y Genera PR tomó operación de la generación; ambas compañías han argumentado que los ingresos aprobados son insuficientes para financiar sus operaciones y planes de mejora.