De acuerdo con estimaciones del Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), el almacenamiento con baterías, particularmente el distribuido, ha contribuido de forma significativa a reforzar la confiabilidad de la red eléctrica de Puerto Rico durante los periodos de mayor demanda, al operar como una “planta eléctrica virtual” capaz de evitar o mitigar apagones cuando la generación disponible resulta insuficiente.
Según el análisis del instituto, el Programa de Intercambio de Energía en Baterías para Clientes de LUMA Energy ha permitido que propietarios de sistemas solares con baterías en techos residenciales aporten parte de su energía almacenada a la red en momentos críticos. A cambio, los participantes reciben compensación por el despacho de esa energía cuando el sistema corre el riesgo de quedarse corto en generación.
Para octubre de 2025, un total de 81,104 clientes estaban inscritos en el programa, con una capacidad agregada de almacenamiento de aproximadamente 500 megavatios (MW), equivalente al tamaño de una central eléctrica de gran escala. No obstante, IEEFA aclaró que no toda esa capacidad está disponible de manera simultánea.
Durante la temporada de máxima demanda, que se extendió de junio a octubre de 2025, esta batería virtual fue despachada en 49 ocasiones, con un promedio de 33 MW por evento. En múltiples instancias, el recurso fue utilizado para evitar apagones o reducir su magnitud cuando la capacidad de generación disponible no lograba cubrir la demanda del sistema.
El informe señaló que, aunque Puerto Rico ha impulsado diversas iniciativas para atender sus problemas estructurales de confiabilidad, incluyendo nuevas plantas de gas natural y proyectos de almacenamiento a escala comercial, la incorporación de baterías distribuidas como planta generatriz virtual ha sido la alternativa más rápida en entrar en operación para comenzar a atender el déficit de generación.
IEEFA también hizo referencia al Estudio de Adecuación de Recursos publicado por LUMA Energy en octubre de 2024, el cual estimó que, bajo el escenario base, los clientes en Puerto Rico enfrentarían apagones por falta de generación durante 36 días en el año fiscal 2025.
El estudio evaluó distintas opciones para reducir las horas de carga no servida, utilizando el estándar de la industria en Estados Unidos de una hora de pérdida de carga cada 10 años.
Según ese análisis, solo dos escenarios cumplían con dicho estándar: la adición de 1,240 MW de almacenamiento en baterías a gran escala o la construcción de una nueva central termoeléctrica de aproximadamente 1,000 MW.
De acuerdo con estimaciones del IEEFA, Puerto Rico se encuentra encaminado a cumplir el primer escenario. Actualmente, hay más de 1,200 MW de almacenamiento en baterías a escala comercial en distintas etapas de desarrollo, incluyendo el programa de 430 MW de Genera PR, el Programa Acelerado de Aumento de Almacenamiento de LUMA y contratos adjudicados mediante procesos de adquisición de energía solar y almacenamiento de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).
El instituto subrayó que estos proyectos podrían entrar en operación comercial en un plazo considerablemente menor que los cinco o seis años que tomaría construir una nueva planta de gas. Aun así, el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) aprobó recientemente una central de gas natural de 560 MW y la adquisición de 3,000 MW adicionales de capacidad centralizada con el fin de “estabilizar el sistema eléctrico”.
IEEFA advirtió que continuar apostando por combustibles fósiles importados podría “perpetuar la fragilidad fiscal del sistema eléctrico y dificultar el cumplimiento de la meta de alcanzar un sistema 100 % renovable para el año 2050″, concluyeron.