El Marco Jurídico-Contractual de la Privatización Eléctrica en Puerto Rico: Impactos en Confiabilidad, Equidad y Alternativas Regulatorias
RESUMEN
La privatización del sistema eléctrico de Puerto Rico bajo el contrato con LUMA Energy (2021-presente) ha generado controversia sobre su efectividad para mejorar la confiabilidad y equidad del servicio. Este estudio analiza el marco jurídico-contractual que estructura la privatización, evaluando impactos empíricos y explorando alternativas regulatorias. Mediante análisis doctrinal de legislación (Ley 57-2014, Ley 29-2009, PROMESA) y evaluación del contrato de Operación y Mantenimiento, se identifican deficiencias estructurales: compensación desvinculada de desempeño (85-90% de pago garantizado independientemente de resultados), métricas que excluyen 117 eventos de interrupción experimentados por consumidores durante 2024, y fragmentación regulatoria sin coordinación efectiva (Sanzillo, 2020). Los datos revelan confiabilidad estancada mientras las tarifas aumentaron 8%, afectando desproporcionadamente a la población con 43.4% de tasa de pobreza (Rivera-Rodriguez et al., 2025; Sanzillo, 2020). Se proponen reformas contractuales, fortalecimiento institucional regulatorio y transición hacia un sistema descentralizado basado en energía solar distribuida y microrredes comunitarias. La experiencia ofrece lecciones sobre riesgos de privatización implementada en contextos de crisis fiscal y climática.
Palabras clave: privatización eléctrica, LUMA Energy, PROMESA, confiabilidad energética, equidad social, Puerto Rico, energía renovable
INTRODUCCIÓN
Contexto y Relevancia
En diciembre de 2017, tres meses después del huracán María, mi familia seguía sin electricidad. Un poste eléctrico había caído sobre nuestra propiedad en Mayagüez, y mientras el resto de la urbanización había recuperado el servicio, nosotros permanecíamos en la oscuridad. No por daños generalizados, sino por incapacidad de PREPA [^1] para atender casos que no encajaban en la lógica de restauración masiva. Esta experiencia, replicada en miles de hogares, ilustra que la crisis eléctrica de Puerto Rico no es solo un problema de infraestructura, sino de equidad y capacidad estatal para garantizar servicios esenciales universalmente.
El huracán María devastó completamente la infraestructura eléctrica, dejando a 3.4 millones de residentes sin servicio. La restauración tomó once meses, con 2,975 muertes atribuibles al colapso energético (Universidad George Washington, 2018). Este evento, combinado con la ineficiencia crónica y la deuda insostenible de la corporación pública expuestas en el colapso post-María, cataliza la decisión más controversial en la historia energética del archipiélago: la privatización de la transmisión y distribución bajo contrato con LUMA Energy, efectiva desde junio de 2021 (Telemundo Puerto Rico, 2021).
El colapso de PREPA no fue un evento súbito, sino la culminación de décadas de ineficiencia política y financiera. Antes del huracán María, la corporación pública ya operaba bajo el peso de una deuda insostenible que ascendía a más de $9 mil millones (Sanzillo, 2020), producto de una gestión marcada por el favoritismo político, la falta de inversión en mantenimiento y la antigüedad de su infraestructura. Esta crisis fiscal llevó a que PREPA acogiera al Título III de la Ley Promesa [^2], el mecanismo de quiebra federal, condicionando cualquier decisión futura sobre la infraestructura energética a la aprobación de la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (JSF). Este entorno de bancarrota, combinado con la inminente necesidad de miles de millones de dólares en fondos federales de recuperación post-huracán, creó el escenario perfecto para una intervención radical.
Fue bajo este doble imperativo de recuperación climática y reestructuración fiscal que se sostiene el marco legal de la privatización. La Ley 57-2014 (Ley de Transformación y Alivio Energético), y posteriormente la Ley 120-2018 (Ley para la Transformación del Sistema Eléctrico), establecieron la política pública de reformar la AEE, permitiendo la contratación de entidades privadas. La Ley 29-2009 (Ley de Alianzas Público-Privadas) se convirtió en el instrumento legal para ejecutar esta transformación, transfiriendo a la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas (Autoridad P3 [^3]) el mandato de estructurar el Contrato de Operación y Mantenimiento (O&M). La decisión, impulsada bajo la premisa de la urgencia y tomada a pesar de la precaria situación fiscal de PREPA, se ejecutó mediante un proceso de selección y controversia que generó cuestionamientos sobre la falta de transparencia y la escasa participación pública en las fases iniciales de negociación (Ávila-Claudio, 2022). Cuatro años después, los datos plantean interrogantes fundamentales. Durante 2024, el sistema experimentó 35 eventos de escasez de generación (promedio de 192 minutos) y 82 eventos de reducción de carga (promedio de 29 minutos) que no se reflejan en métricas oficiales de confiabilidad (Negociado de Energía de Puerto Rico, 2025). Simultáneamente, las tarifas aumentaron 8%, traduciendo a $16.25 adicionales mensuales para consumo típico (El Nuevo Día, 2024). Esta paradoja, costos crecientes y confiabilidad estancada, exige análisis riguroso del marco contractual y regulatorio.
[^1] PREPA (Puerto Rico Electric Power Authority), o Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), es la corporación pública que históricamente operaba la totalidad del sistema eléctrico en Puerto Rico.
[^2]El Título III es la sección de PROMESA (48 U.S.C. § 2101 et seq.) que provee un mecanismo judicial para la reestructuración de la deuda de las instrumentalidades públicas de Puerto Rico, funcionando esencialmente como un proceso de bancarrota.
[^3] La Autoridad para las Alianzas Público-Privadas (Autoridad P3) es la entidad gubernamental creada por la Ley 29-2009 con el mandato de estructurar, negociar, implementar y administrar los proyectos de Alianzas Publico-Privadas en la jurisdicción.
Pregunta de Investigación
¿En qué medida el marco jurídico-contractual de la privatización del sistema eléctrico de Puerto Rico ha comprometido la confiabilidad del servicio y la equidad social, y qué alternativas regulatorias podrían garantizar un modelo más justo y resiliente?
Este artículo argumenta que la arquitectura jurídico-contractual actual presenta deficiencias estructurales que comprometen tanto confiabilidad como equidad: diseño contractual favorable al operador sobre interés público, fragmentación regulatoria sin coordinación y subordinación de objetivos energéticos a imperativos fiscales. La corrección requiere reformas contractuales sustanciales, fortalecimiento institucional regulatorio y transición estratégica hacia un sistema descentralizado.
ANTECEDENTES Y MARCO JURÍDICO
Legislación Habilitante: Tensiones Normativas
La privatización se construyó sobre un entramado legal complejo, generando tensiones fundamentales entre objetivos de política energética e imperativos fiscales.
Ley 57-2014 (Puerto Rico Energy Transformation and RELIEF Act): Estableció una política energética transformadora con metas escalonadas de energía renovable: 40% para 2025, 60% para 2040 y 100% para 2050. Creó el Negociado de Energía con poderes sobre tarifas, contratos y estándares de servicio. La Ley 17-2019 estableció una meta de 20 centavos/kWh reconociendo que tarifas elevadas constituían una barrera para el desarrollo económico. Críticamente, la Ley 1-2025 eliminó las metas intermedias, manteniendo solo el objetivo de 100% para 2050, y permitió la extensión de combustibles fósiles, generando incertidumbre sobre estándares de inversión.
Ley 29-2009 (Alianzas Público-Privadas): Provee vehículo legal para privatización, estableciendo Autoridad con mandato de ejecutar proyectos P3. La definición legal contempla que el socio privado asume riesgo de inversión (Ley 29-2009, 2009, art. 2.2). El contrato LUMA presenta desviación fundamental: LUMA no invierte capital propio ni asume riesgo financiero significativo, planteando una pregunta jurídica sobre si califica como verdadera P3 bajo la definición estatutaria (Autoridad para las Alianzas Público-Privadas de Puerto Rico, s.f.).
PROMESA (48 U.S.C. § 2101 et seq., 2016): Ley federal estableció la Junta de Supervisión Fiscal con autoridad para certificar planes fiscales y aprobar contratos mayores. PROMESA condiciona decisiones sobre el sistema eléctrico: ningún presupuesto puede implementarse sin certificación de Junta, que evalúa primariamente sostenibilidad fiscal, no objetivos de política energética (Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico, s.f.). PREPA entró en reestructuración bajo Título III buscando reestructurar $9 mil millones en deuda, con Plan de Ajuste contemplando "cargo de transición" en tarifas que inevitablemente aumentará costos (Sanzillo, 2023).
Contexto Histórico: De Crisis a Privatización
El análisis del Contrato LUMA requiere el uso de marcos conceptuales que trascienden la mera interpretación normativa. En el contexto de Puerto Rico, la crisis energética debe verse a través del lente del Capitalismo del Desastre, concepto que sostiene que los desastres naturales son explotados como oportunidades para implementar reformas neoliberales aceleradas que benefician a intereses privados (Rivera-Rodríguez et al., 2025; Naomi Klein, 2007). La privatización de la AEE, ejecutada bajo la bandera de la "urgencia" y la "reconstrucción", encaja en este modelo al desviar la responsabilidad pública hacia un operador privado que asume el control de los activos sin riesgo de capital propio. Más aún, la inseguridad energética debe ser categorizada como un determinante estructural de la salud que exacerba las desigualdades sociales (Rivera-Rodríguez et al., 2025). Esta perspectiva es crucial para el análisis jurídico, pues argumenta que las fallas contractuales y regulatorias tienen un impacto directo en la vida, la salud pública y la equidad, elevando el debate de una mera disputa económica a un problema de derechos fundamentales.
La decisión de privatizar se tomó sobre la base de una crisis sistemática de la AEE. PREPA enfrentaba décadas de ineficiencia operativa, infraestructura deteriorada y deuda insostenible antes de María. El huracán expuso vulnerabilidades sistémicas, generando presión para una transformación radical. En el contexto de la crisis fiscal y supervisión federal bajo PROMESA, la privatización fue presentada como solución necesaria para modernizar el sistema y atraer inversión privada. Dentro de este marco de urgencia, Puerto Rico comenzó el proceso de contratación del operador del sistema de distribución y transmisión.
El proceso de selección de LUMA (2018-2020) fue controversial. Cinco entidades presentaron cualificaciones; cuatro fueron invitadas a proponer; solo dos (LUMA y PSEG) presentaron propuestas. LUMA, consorcio de ATCO Ltd. (Canadá) y Quanta Services (Texas), fue seleccionada por un comité que incluía al futuro presidente del Negociado de Energía, generando cuestionamientos sobre conflicto de interés (Sanzillo, 2020). Esta controversia inicial, combinada con la falta de vistas públicas, destruyó la legitimidad del contrato desde el inicio y es un indicio de las deficiencias regulatorias que persisten.
Conflictos Entre Marcos Normativos
Los tres instrumentos legales operan en tensión productora de parálisis regulatoria. La Ley 57-2014 establece objetivos renovables requiriendo inversión sustancial, pero PROMESA prioriza reducción de gastos y pago de deuda. Esta tensión se manifiesta: proyectos de energía solar distribuida podrían reducir la dependencia en generación petrolera y costosa, pero estos sistemas alternos requieren una inversión que la Junta considera no está disponible. La fragmentación de autoridad entre Negociado (aprueba tarifas), Autoridad P3 (administra contrato) y Junta (veta decisiones) genera vacíos de rendición de cuentas donde ninguna entidad tiene autoridad clara para imponer consecuencias por incumplimiento.
ANÁLISIS Y DISCUSIÓN
Contrario a la caracterización como "operación y mantenimiento", el contrato transfiere prácticamente todas las funciones operativas y estratégicas: operación de activos, planificación del sistema, gestión financiera, adquisiciones, servicio al cliente y solicitudes tarifarias (Autoridad de Energía Eléctrica y Autoridad P3, 2020). Asimismo, LUMA no invierte capital propio; todo financiamiento proviene de tarifas o fondos federales. El Institute for Energy Economics and Financial Analysis caracteriza esto como desviación del modelo P3 tradicional, argumentando que "no es una asociación; es un contrato que garantiza flujo de dinero a LUMA Energy" sin riesgo financiero (Sanzillo, 2020, p. 1). LUMA recibe tarifa fija de $70-115 millones anuales pagadera independientemente de desempeño, más tarifa de incentivo de $13-20 millones según métricas. La arquitectura garantiza que 85-90% del pago es fijo, mientras solo 10-15% depende de resultados (Sanzillo, 2020, p. 9). Esto invierte la lógica de contratos basados en desempeño donde la compensación significativa debe estar en riesgo. Durante la selección, LUMA proyectó $323 millones en ahorros operativos acumulados en 7.5 años, pero el contrato no hace estas proyecciones vinculantes.
Las métricas disponibles para analizar la efectividad del sistema eléctrico bajo la administración de LUMA incluyen SAIDI y SAIFI (duración y frecuencia de interrupciones), pero excluyen interrupciones por Major Event Days, que son eventos planificados de interrupción del servicio eléctrico, para realizar mejoras a la infraestructura. Durante el 2024, 35 eventos de escasez de generación (192 minutos promedio) y 82 eventos de load shed (29 minutos promedio) no se reflejaron en SAIDI/SAIFI reportados (Negociado de Energía de Puerto Rico, 2025, p. 7). Aunque los consumidores experimentan estas interrupciones, estas no se consideraron en la evaluación. Asimismo, el contrato vigente no establece penalidades más allá de la reducción de incentivo: si LUMA incumple, pierde $13-20 millones de incentivo, pero sigue recibiendo $70-115 millones de tarifa fija.
Precedentes y evidencia estadística
La Resolución del Negociado documentó que las métricas oficiales muestran solo una mejora marginal o un estancamiento, y que múltiples plantas mantuvieron o empeoraron su desempeño en 2024 comparado con 2023 (Negociado de Energía de Puerto Rico, 2025). Esta deficiencia se debe a una laguna contractual que permite la exclusión de una extensa lista de "eventos catastróficos". De hecho, el Negociado de Energía (2025) documentó que esta cláusula resultó en la exclusión de 117 eventos de interrupción durante 2024. Esta práctica desvincula las métricas oficiales de la realidad del servicio experimentado por el consumidor, la cual ha estado marcada por apagones masivos como la falla total de abril de 2022, la interrupción de más de 1 millón de clientes en junio de 2023 y la devastación sistémica tras el huracán Fiona en septiembre de 2022 (Ávila-Claudio, 2022). Esta cláusula de exclusión permite al operador reportar un cumplimiento aparente mientras el sistema sufre fallas frecuentes y prolongadas, evitando así la imposición de penalidades contractuales.
Evolución tarifaria
Entre junio de 2021 y diciembre de 2024, la tarifa promedio aumentó 15-18%. El incremento del 8% aprobado para octubre-diciembre 2024 añade $16.25 mensuales para 800 kWh (El Nuevo Día, 2024). La tarifa actual promedio está en 22-24 centavos/kWh, alejándose del objetivo legislativo de 20 centavos/kWh. Proyecciones sugieren trayectoria hacia 30 centavos/kWh con todos los componentes planificados (Sanzillo, 2020, p. 23). Un componente crítico de la evolución tarifaria es el impacto permanente del Plan de Ajuste de PREPA bajo el Título III de PROMESA. Más allá de los ajustes por combustible e inflación, el Plan introduce un Cargo de Transición permanente (Legacy Charge) diseñado para repagar la deuda heredada a los bonistas. Según el testimonio de Sanzillo (2023), este cargo opera como un impuesto al consumo eléctrico que garantiza que las tarifas futuras nunca podrán regresar al objetivo legislativo de 20 centavos/kWh, perpetuando la crisis fiscal de la AEE a expensas directas de los ciudadanos y elevando la pobreza energética. Con 43.4% de población bajo la línea de pobreza, los aumentos tienen impacto desproporcionado. Controversia particular genera cargos "no evitables" durante apagones: consumidores que estuvieron semanas sin servicio tras Fiona recibieron facturas con cargos completos.
Inequidad espacial y socioeconómica
Rivera-Rodríguez et al. (2025) documentan que comunidades rurales experimentan apagones más prolongados y restauración más lenta; y el estudio en Adjuntas encontró que los protocolos priorizan áreas densamente pobladas, lo que vulnerabiliza a los residentes de zonas rurales. Así, la lógica de eficiencia (clientes restaurados por hora) reproduce inequidad: restaurar línea de 10,000 clientes urbanos genera mejor métrica que reparar transformador de 50 hogares rurales. Los autores introducen el concepto de "abandono político" para explicar cómo los operadores no consideran las necesidades de comunidades rurales como prioridad, lo que es un patrón observable en datos de restauración (Rivera-Rodríguez et al., 2025, p. 8). La inseguridad energética tiene consecuencias de salud pública: los pacientes dependientes de equipos médicos enfrentan riesgos durante apagones prolongados.
Agentes reguladores del contrato de LUMA Energy: brechas legales
Negociado de Energía: Tiene mandato amplio (aprobar tarifas, revisar contratos, establecer estándares), pero opera con presupuesto limitado (~$20 millones anuales) generando asimetría informacional con LUMA (Ley 57-2014, 2014, art. 6). Su historial incluye decisiones controversiales: la aprobación de New Fortress Energy sin revisión rigurosa resultó en un proyecto que falla consistentemente en alcanzar ahorros proyectados. La Resolución de mayo de 2025 representa fortalecimiento (ordenó reportes mensuales, advirtió sobre multas), pero no ha impuesto penalidades financieras significativas por desempeño deficiente.
Autoridad P3: Designada como administradora del contrato (procesar pagos, evaluar cumplimiento), pero es una entidad generalista sin experiencia en regulación eléctrica. Sus decisiones dependen de evaluaciones de consultores o de LUMA, creando conflicto donde el administrador carece de capacidad independiente de verificar representaciones. Evidencia sugiere que procesa pagos de tarifa fija rutinariamente sin escrutinio riguroso sobre si el desempeño justifica el pago.
Junta de Supervisión Fiscal: Bajo PROMESA tiene poder vinculante sobre presupuestos, priorizando sostenibilidad fiscal y pago de deuda. Evaluó el contrato LUMA bajo criterio fiscal, no confiabilidad o equidad. Supervisa reestructuración de $9 mil millones presionando por cargo de transición en tarifas. No tiene capacidad de supervisar operaciones cotidianas: si LUMA cumple presupuesto, pero provee servicio deficiente, la Junta no tiene herramientas para intervenir.
En resumen, mientras el Negociado regula las tarifas de consumo, P3 administra el contrato, y la Junta de Supervisión Fiscal regula el presupuesto de los operativos de LUMA. Ninguna entidad tiene responsabilidad integral. No existe protocolo que requiera coordinación. Cuando el desempeño de LUMA es deficiente, cada actor señala a otros sin que ninguno asuma responsabilidad clara. Ninguna tiene mecanismos robustos de participación ciudadana, resultando en política energética hecha por élites técnicas y la exclusión de comunidades afectadas.
Los defensores de la privatización del sistema eléctrico de Puerto Rico argumentan que PREPA era fundamentalmente disfuncional por corrupción endémica, ineficiencia crónica y deuda insostenible. Argumentan que el operador privado trae experiencia técnica y disciplina gerencial que PREPA carecía. Sin embargo, cuatro años de evidencia no apoyaban que la privatización bajo términos actuales ha producido la transformación prometida: confiabilidad no mejoró dramáticamente, tarifas aumentaron, e inequidades persisten. La pregunta no es si PREPA era deficiente (lo era), sino que si el contrato LUMA fue diseñado adecuadamente para servir el interés público. La evidencia sugiere que no: estructura contractual favorece al operador, supervisión es fragmentada y los objetivos de equidad, alcanzados mediante las mejoras a la infraestructura de la red eléctrica, están ausentes.
CONCLUSIÓN Y RECOMENDACIONES
Resumen de Hallazgos Clave
La experiencia de Puerto Rico ofrece lecciones sobre privatización de servicios esenciales. Los contratos deben estructurar compensación con porcentaje sustancial (40-60%) en riesgo basado en desempeño. La privatización requiere fortalecimiento simultáneo y capacidad regulatoria, lograda mediante la participación ciudadana; sin métricas explícitas de equidad, el operador priorizará eficiencia sobre servicio a comunidades marginadas.
Recomendaciones
Reformas contractuales inmediatas: (1) Renegociar estructura de compensación aumentando porcentaje en riesgo de 10-15% a 40-50%; (2) establecer métricas vinculantes con penalidades proporcionales donde el incumplimiento de LUMA genere multas utilizadas para compensar consumidores; (3) incluir métricas de equidad midiendo disparidades urbanas/rurales y socioeconómicas; (4) transparencia reforzada con divulgación mensual de desempeño; y (5) clarificar causales de terminación.
Fortalecimiento institucional: (1) Consolidar autoridad fortaleciendo el Negociado y transfiriendo funciones de P3; (2) crear el Defensor del Consumidor Energético como oficina independiente; (3) establecer protocolo de coordinación entre el Negociado, P3 y Junta; (4) implementar mecanismos de participación pública con consejos consultivos comunitarios; y (5) fortalecer poderes sancionatorios del Negociado.
Transición hacia sistema descentralizado: (1) Simplificar proceso de interconexión para sistemas solares (aprobación en 30-60 días); (2) diseñar financiamiento subsidiado para hogares de bajos ingresos (préstamos de bajo interés, leasing); (3) promover microrredes comunitarias en áreas rurales que pueden "aislarse" durante apagones manteniendo servicios críticos; (4) invertir en infraestructura de red inteligente con fondos federales; y (5) priorizar inversión en comunidades históricamente marginadas.
La experiencia personal narrada en la introducción—familia sin electricidad durante meses mientras el resto de la urbanización tenía servicio—ejemplifica el fracaso del diseño institucional y las prioridades políticas. Un sistema eléctrico justo requiere más que eficiencia: requiere compromiso con universalidad donde ninguna familia quede abandonada, transparencia donde consumidores tienen poder para exigir servicio, inversión en infraestructura resiliente y reconocimiento de que la electricidad es servicio esencial del cual dependen salud y dignidad humana. Puerto Rico tiene oportunidad de diseñar un sistema del siglo XXI: descentralizado, renovable, resiliente y equitativo, pero requiere voluntad de confrontar intereses establecidos y experimentar con modelos que desafíen la ortodoxia de privatización.
REFERENCIAS
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Ávila-Claudio, R. (2022, 18 de octubre). Luma Energy, la "solución" privada de Puerto Rico para su crisis energética que no logra frenar los apagones. BBC News Mundo. https://www.bbc.com/mundo/noticias-63294371
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Ley para Enmendar la Ley de Transformación y Alivio Energético, Ley Núm. 1-2025 (2025).
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Rivera-Rodríguez, S., Santiago-Santiago, A., R-Madera, S., Padilla, M., Varas-Díaz, N., Rivera-Bustelo, K., Mercado-Ríos, C., Vertovec, J., Massol-Deyá, A., Ramos, J., Reid, G., Rodríguez-Banch, R., Grove, K., & Varas-Rodríguez, E. (2025). Disaster governance, energy insecurity, and public health in rural Puerto Rico: How communities resist political abandonment. Frontiers in Public Health, 13, 1595830. https://doi.org/10.3389/fpubh.2025.1595830
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