La energía de Puerto Rico: diagnosticada, financiada y aún fallando

La red eléctrica de Puerto Rico lleva nueve años diagnosticada, financiada y planificada, y todavía les falla a quienes la pagan.

En septiembre de 2017, llegué en uno de los primeros vuelos comerciales que aterrizaron en la isla después de la tormenta. Me acompañaba el coronel Tom Bright, del Cuerpo de Infantería de Marina de Estados Unidos (retirado), nuestro principal oficial de operaciones. La aerolínea nos permitió traer todas las maletas que pudiéramos cargar y llevar, llenas de raciones militares listas para comer (MRE) y suministros.

Mi empresa había construido la sede de la Policía Nacional de Haití en Cap-Haïtien, Haití, como subcontratista de DynCorp International bajo un contrato del Departamento de Estado de Estados Unidos. También teníamos un contrato de gerencia de construcción con la Administración de Servicios Generales (GSA). Esa experiencia nos dio la confianza para ir a Puerto Rico después del huracán María, traer la ayuda que pudiéramos y ver dónde nuestra empresa podía apoyar la recuperación.

Nos reportamos al centro de operaciones de emergencia en San Juan. Leonardo "Leo" Torres, subdirector de la Autoridad para el Financiamiento de la Infraestructura de Puerto Rico, estaba apostado en la puerta. Creo que él, como muchos allí, llevaba días sin ir a su casa. Interrogaba a todo el que entraba y salía, recopilando cualquier información que trajeran. Nos pidió que guiáramos hasta Aguadilla, en el extremo noroeste de la isla. El gobierno no tenía noticias de allí.

Guiamos hacia el oeste desde San Juan, a través de las montañas. Cada árbol en cada ladera había perdido hasta la última hoja. Casi todos los postes del tendido eléctrico estaban partidos y las líneas yacían en el suelo. Yo me gano la vida construyendo. No estaba viendo una red que necesitaba reparación. Estaba viendo una que habría que reconstruir.

En Aguadilla, llevamos cajas de raciones militares listas para comer (MRE) a la clínica de Asuntos del Veterano y se las entregamos al director médico de la clínica. Los árboles a su alrededor estaban pelados y el edificio al lado del estacionamiento estaba destruido por dentro. Más tarde inspeccionamos El Yunque y el lado este de la isla. Allí encontramos lo mismo.

La red regresó, pero nunca regresó completa. En San Juan, viví apagones que llegaban con horario, de cuatro o cinco horas cada vez, a veces casi el día entero.

Divulgación: He participado en la construcción y el desarrollo de bienes raíces en Puerto Rico desde 2017.

A las 8:11 p.m. del 23 de septiembre de 2026, comenzaron a registrarse fallas en líneas de 115 kilovoltios en el centro de transmisión de Sabana Llana, en Carolina, operado por LUMA Energy. Se incendiaron equipos. Para las 10:00 p.m., 217,091 clientes estaban a oscuras.

La principal ejecutiva de LUMA dijo que el sistema de protección de la subestación no logró contener la falla. El transformador afectado era uno de los viejos, dijo, de más de 60 años.

Esa noche cuenta toda la historia en miniatura. El gobierno federal ha obligado unos $14,300 millones para reconstruir la red eléctrica de Puerto Rico desde 2017. A principios de 2026, se había desembolsado alrededor del 25%. A diciembre de 2025, se habían completado nueve de 258 proyectos grandes financiados por FEMA.

Cada explicación habitual señala a un solo villano: LUMA, la utilidad pública en quiebra, Washington o la corrupción. Cada una tiene algo de verdad. Ninguna explica por qué las mismas fallas siguen repitiéndose después de haber sido diagnosticadas y pagadas.

El expediente apunta hacia algo menos satisfactorio y más fácil de arreglar. La red eléctrica de Puerto Rico lo tiene todo, menos un dueño. La responsabilidad está repartida entre más de una docena de entidades públicas y privadas, en San Juan y en Washington. Ninguna, por sí sola, rinde cuentas por convertir el dinero aprobado en obra terminada y coordinada. Los escándalos del último año crecieron en los espacios entre ellas.

El regulador identificó las debilidades principales de la red hace más de tres años. Los apagones grandes siguen ocurriendo.

El 6 de abril de 2022, un interruptor de aceite falló en el patio de interruptores de 230 kilovoltios de Costa Sur mientras se conectaba una unidad generatriz. Lanzó aceite en llamas por todo el patio. Costa Sur y EcoEléctrica salieron de la red. La isla entera quedó a oscuras 19 segundos después de la primera falla. Los interruptores de aceite del patio databan de entre 1969 y 1976, aproximadamente.

En mayo de 2023, el Negociado de Energía de Puerto Rico adoptó el análisis de causa raíz de LUMA, validado por el Electric Power Research Institute (EPRI). Su hallazgo central: la falla de un interruptor no es inusual, pero su efecto en cascada hasta un apagón total sí lo es. El Negociado determinó que:

El Negociado dijo que implementaría las recomendaciones de EPRI en un procedimiento aparte.

Desde entonces:

El informe sobre abril de 2025, emitido el 21 de septiembre de 2026, determinó que el patrullaje aéreo de LUMA había sobrevolado esa línea cinco días antes y no detectó la vegetación. También señaló defectos de diseño heredados de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

El dinero existe. Cerca de tres cuartas partes no han llegado a la red eléctrica.

GAO, datos a diciembre de 2025 (FEMA) y febrero de 2026 (HUD, DOE).

Las tasas casi idénticas en tres agencias apuntan a un problema del sistema, no a un solo actor deficiente.

La explicación usual es que FEMA solo paga después de que se realiza el trabajo, y una corporación pública en quiebra no puede adelantar el efectivo. Eso fue cierto en algún momento. Desde julio de 2022, FEMA y la oficina de recuperación de Puerto Rico han adelantado el 25% de los fondos obligados de un proyecto por anticipado, con más disponible a medida que se documenta el primer desembolso.

El cuello de botella se movió. Los proyectos se estancan antes del dinero, mientras los alcances de trabajo van y vienen con FEMA. Se estancan después, mientras se documentan los gastos para desbloquear el próximo adelanto. En julio de 2025, la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) informó a los reguladores que LUMA tenía cerca de $345 millones en reembolsos de FEMA y cerca de $570 millones en adelantos aún pendientes. FEMA ha denegado algunos reembolsos a LUMA, y ambas partes disputan si el trabajo de las brigadas propias de LUMA es elegible.

El lado federal tiene sus propias fallas. Los 14 empleados de FEMA que realizaban revisiones ambientales para proyectos de la red eran temporeros. La rotación de personal subió de 3% en 2021 a 19% en 2024. El propio análisis de FEMA muestra que le faltan ocho revisores.

Los resultados son concretos. Un proyecto de medición avanzada de $789 millones estaba 0% completado en diciembre de 2025, aunque se habían desembolsado fondos de adelanto. Uno de 32 proyectos de subestaciones financiados por FEMA se había terminado. Cerca de 400 de las 16,000 millas de líneas planificadas se habían despejado de vegetación con dinero federal. La vegetación causa cerca de la mitad de todas las interrupciones del servicio.

Funcionarios de COR3 dijeron a la GAO que los proyectos de alumbrado público avanzan más rápido que las líneas de transmisión de alta prioridad, porque son más fáciles de aprobar.

La red eléctrica no es una excepción. Según el conteo del Gobierno de Puerto Rico, Washington había asignado más de $83,800 millones para reconstruir la isla tras María a diciembre de 2023. La porción de la red es cerca de una sexta parte. El resto de la recuperación no avanza más rápido:

Los totales varían según quién cuenta y qué incluye. El último conteo independiente, del Centro para una Nueva Economía, encontró que se había gastado el 29% de los fondos asignados a marzo de 2021. Puerto Rico tiene hasta 2029 para gastar el dinero de HUD.

Cuando el dinero pasa de una agencia a otra, el registro se rompe. FEMA paga el 90% de la mayoría de los proyectos de reconstrucción tras María. Puerto Rico puede pagar su parte del 10% con subvenciones de HUD para desastres. En una auditoría publicada el 8 de octubre de 2026, el inspector general de HUD encontró que Puerto Rico no pudo sustentar 49 de los 74 pagos de pareo que examinó. Los registros estaban duplicados, incompletos e inexactos, y el inspector general atribuyó el problema a controles internos inadecuados. Solicitó a HUD que requiera a Puerto Rico sustentar o devolver $47.8 millones.

El dinero no ha comprado crecimiento. Contando los huracanes, los terremotos y la pandemia, la Junta de Supervisión Fiscal informó en octubre de 2026 que se han puesto a disposición más de $118,000 millones mediante los principales programas federales de recuperación. Se han pagado cerca de $62,200 millones, y $56,200 millones siguen disponibles. Aun así, el índice de actividad económica de la isla cayó 0.2% en los primeros nueve meses del año fiscal 2026. La Junta advirtió que los fondos federales "podrían estar enmascarando debilidades subyacentes en la economía de Puerto Rico". La energía que cuesta demasiado y falla con demasiada frecuencia es una de ellas.

Cada pieza de la red tiene un dueño. Muchos tienen poder de veto. Nadie tiene la tarea completa.

La gobernadora es quien más se acerca a estar a cargo. Nombra a la mayoría de las personas que dirigen estas agencias. Pero su poder se detiene ante tres muros. La Junta de Supervisión Fiscal, creada por el Congreso mediante la ley PROMESA de 2016, debe aprobar los presupuestos y los contratos grandes. Los operadores privados responden a sus contratos, no a ella. El Negociado de Energía es independiente por ley.

PROMESA añadió poder sin responsabilidad. La Junta de Supervisión Fiscal puede bloquear un presupuesto, un contrato o un acuerdo de deuda. No opera la red, y los electores de Puerto Rico no pueden destituirla. En el caso de Power Expectations, descrito más adelante, la Junta revocó el contrato una vez se le informó del problema. Podía detener un mal acuerdo. No podía concretar uno bueno.

En enero de 2025, la gobernadora Jenniffer González Colón creó una Oficina del Zar de Energía mediante orden ejecutiva. Nombró a Josué Colón, quien también dirige la AAPP. Su mandato es alinear metas, supervisar a los operadores y acelerar la recuperación. Los críticos señalan que la oficina nunca se creó por ley. Reportajes sobre la orden ejecutiva sugieren que esta no le otorga al zar poder para contratar ni para nombrar.

El resultado es un rol de liderato sin la autoridad legal para liderar. Los poderes para planificar, aprobar y pagar residen en otro lugar.

La GAO no encontró ningún mecanismo formal que coordine a las agencias federales y de Puerto Rico. El DOE había suspendido las reuniones de coordinación en marzo de 2025. En julio de 2026, la Junta de Supervisión Fiscal preguntó qué entidad gubernamental coordina las múltiples adquisiciones de generación de la isla. A mediados de agosto, la Junta dijo que no había recibido respuesta.

El DOE ha acordado ahora firmar un nuevo acuerdo interagencial y formar un grupo de coordinación mensual para el 31 de diciembre de 2026.

La flota de generación de Puerto Rico está dominada por centrales que queman petróleo construidas hace medio siglo.

Las Unidades 1 y 2 de Palo Seco entraron en servicio en 1960 y 1961; las Unidades 3 y 4, en 1970. Las Unidades 5 y 6 de Costa Sur datan de 1972 y 1973. Después de las centrales de finales de la década de 1970, incluida Aguirre, no se añadió nueva generación hasta finales de la década de 1990. En 2016, la AEE informó al Congreso que la mediana de edad de sus centrales era de 44 años, frente a 18 en la industria de Estados Unidos.

La flota muestra su edad. Reportajes locales sobre un análisis de LUMA en septiembre de 2026 situaron la generación disponible típica en tiempo real cerca de 3,200 megavatios, cerca de la mitad de los más de 6,500 megavatios instalados. Una revisión comisionada por la Junta de Supervisión Fiscal en noviembre de 2025 encontró que el gasto en las centrales de Genera no había mejorado la confiabilidad. Recomendó el desmantelamiento total de las centrales y el reemplazo completo de las unidades.

El petróleo y el diésel componían cerca del 62% de la capacidad de generación. El viento y el sol suplieron cerca del 4% de la energía en 2025. Una ley de 2025 eliminó las metas interinas de energía renovable de la isla, mantuvo la meta de 100% de energía renovable para 2050 y extendió el uso del carbón hasta 2032.

El combustible representa dos problemas. Las unidades de vapor más antiguas queman búnker C, el combustible más pesado y sucio, bajo un decreto de consentimiento con la EPA. Cuando escasea el gas o fallan las unidades de carga base, el sistema quema diésel, que es más limpio pero mucho más caro. Esa es una gran parte de la razón por la que los puertorriqueños han pagado más desde el 1 de octubre.

La respuesta del Gobierno es convertir las centrales a gas natural. Es más limpio y barato que el petróleo, pero las centrales del norte dependen de una sola terminal de gas natural licuado (LNG) en San Juan, operada por una sola compañía. Cuando las entregas de New Fortress Energy se interrumpieron desde el 16 de septiembre hasta que un buque tanquero atracó a mediados de octubre, el sistema quemó más diésel. El costo adicional de combustible en menos de un mes se estimó en cerca de $32 millones.

La edad no está solo en las centrales. El transformador de Sabana Llana que falló tenía más de 60 años.

Cuando nadie es dueño del todo, los acuerdos se desmoronan en los vacíos. Este año ocurrió dos veces.

Un contrato de $5,900 millones firmado con una autoridad en disputa. En marzo de 2025, el Negociado de Energía ordenó generación temporera de emergencia para cubrir un déficit de 700 a 850 megavatios. El proceso de adquisición lo llevó a cabo la Oficina Independiente de Adquisiciones, una firma privada bajo contrato con la AAPP. La Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) no envió el contrato resultante a la Junta de Supervisión Fiscal hasta el 16 de enero de 2026, unos seis meses después de la selección.

El 10 de junio de 2026, la AEE firmó un contrato de 10 años y $5,887 millones con un consorcio de Power Expectations, Enchanted Rock y Reyes Contractor. El acuerdo era para 400 megavatios de unidades temporeras en Aguirre. La Junta lo había aprobado en gran medida porque Enchanted Rock suministraría el equipo.

La compañía matriz de Enchanted Rock informó luego a la Junta que su nombre y su firma se usaron sin autorización. Power Expectations sostiene que estaba autorizada para designar a un firmante en representación de Enchanted Rock.

Los propios abogados del gobierno conocían las alegaciones para mediados de junio. La directora de la AEE dice que se enteró en una reunión el 29 de julio. La Junta dice que se enteró el 7 de agosto. El 14 de agosto revocó su aprobación, ordenó la terminación del contrato y lo refirió a las autoridades del orden público.

El zar de Energía ha testificado que el FBI y el Departamento de Justicia de Puerto Rico lo entrevistaron. La Comisión de Gobierno de la Cámara de Representantes de Puerto Rico prepara referidos y evalúa si él cometió perjurio. Nadie ha sido acusado. Colón ha dicho que no le ocultó las alegaciones a la directora de la AEE. Power Expectations niega haber actuado indebidamente y ha presentado una demanda.

Un suministro de gas interrumpido. New Fortress Energy opera la única terminal de gas natural licuado en San Juan. Su subsidiaria Genera opera las plantas que queman su gas. Después de que el Negociado de Energía ordenó una auditoría de las facturas de New Fortress, las entregas se interrumpieron durante casi un mes. La oficina de adquisiciones refirió el asunto a los fiscales federales e indicó que no emitía conclusiones legales. El gobierno ahora le reclama a New Fortress unos $100 millones, y la disputa sigue sin resolverse.

Ninguno de los dos casos demuestra que el sistema se diseñó para ser corrupto. Ambos demuestran lo que ocurre cuando la evaluación, la supervisión y el poder de negociación no le corresponden a nadie en particular.

El pueblo de Puerto Rico paga más por un servicio eléctrico peor que casi cualquier otro estadounidense.

Desde el 1 de octubre, los clientes residenciales han pagado una tarifa récord de 33.58 centavos por kilovatio hora, por encima del máximo anterior, fijado en julio de 2022. El promedio residencial en Estados Unidos es de 18.3 centavos. Una factura típica de 800 kilovatios hora subió de unos $229 a $271 al mes. Los comercios no reciben alivio: los clientes industriales de Puerto Rico pagaron casi la misma tarifa que los hogares en 2024.

En 2025, el cliente promedio estuvo sin servicio eléctrico unas 36 horas fuera de las tormentas mayores, y 23 horas más durante estas. Los clientes en el continente promedian unas dos horas fuera de los eventos mayores. Excluyendo las tormentas mayores, el número de interrupciones por cliente se duplicó entre 2021 y 2025.

Los apagones no son meramente un inconveniente. Funcionarios han advertido que ponen en peligro a las personas que dependen del oxígeno, de la insulina refrigerada y de la diálisis. Las farmacias de comunidad advierten ahora que los costos de la energía podrían obligarlas a cerrar.

Los puertorriqueños pagan dos veces: una en la factura, y otra en generadores, combustible, alimentos dañados y negocios perdidos.

Quienes pueden costearlo están comprando su propio respaldo. Se han instalado unos 1,450 megavatios de placas solares en techos, aproximadamente una quinta parte de la capacidad de generación de la isla. En enero de 2026, el Departamento de Energía federal (DOE) canceló hasta $350 millones en subvenciones destinadas a llevar placas solares y baterías a unas 12,000 familias de bajos ingresos. Las familias que menos podían costear los apagones perdieron un programa creado para protegerlas.

Ningún contratista manejaría una obra de esta manera. Un proyecto de este tamaño necesita un solo dueño, un solo itinerario y una sola ruta crítica.

Soterrar lo que se pueda soterrar. Dondequiera que sea viable, las líneas nuevas deben ir soterradas. Hay que comenzar con las líneas de distribución en las zonas costeras y urbanas densamente pobladas, y con los alimentadores que sirven a hospitales y plantas de agua. Las líneas soterradas no son invulnerables. El apagón del 31 de diciembre de 2024 comenzó con la falla de un cable soterrado, y las líneas soterradas pueden inundarse y tardan más en repararse. Donde soterrar no sea práctico, como ocurre con la mayor parte de la transmisión de alto voltaje a través de las montañas, las líneas deben reconstruirse para resistir los huracanes más fuertes.

La objeción es el costo. Mantener unidades de vapor de la década de 1960 es caro, y estas enfrentan límites de la Agencia de Protección Ambiental (EPA). Por eso la reserva debe ser selectiva. Pero el propio gobierno dice que la flota necesita más de 5,000 megavatios para mantener unos 700 megavatios en reserva. Una red que pueda perder una planta sin quedarse a oscuras necesita capacidad de sobra en algún lugar.

Esta sección es mi opinión.

La estructura que no ha logrado reconstruir la red eléctrica de Puerto Rico en nueve años no terminará el trabajo. La red necesita una sola autoridad con el poder, y el dinero, para hacerlo. Seis puntos sustentan el argumento.

Washington ya está pagando. Las agencias federales han obligado alrededor de $14,300 millones para la red, la mayor parte de una asignación de FEMA de $9,600 millones para la red que la administración Trump anunció en 2020. Los abonados pagan el combustible, las operaciones y la deuda. Una reconstrucción financiada en Washington y administrada en San Juan había completado nueve de 258 grandes proyectos de FEMA.

El dueño está en quiebra. La Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) está en el tribunal desde 2017 y no puede tomar dinero prestado. Sus bonistas reclaman alrededor de $8,500 millones. Cualquier planta nueva construida en terrenos de la AEE, a nombre de la AEE, corre el riesgo de quedar atrapada en ese caso.

La autoridad está fragmentada, y la política la fragmenta aún más. Más de una docena de entidades públicas y privadas son dueñas, cada una, de una parte de la red. Alcaldes de oposición han alegado durante años que el gobierno central reparte el dinero discrecional según el partido. Las sucesivas administraciones lo han negado.

El dinero está ahí. La autoridad para usarlo, no. Alrededor de $10,700 millones de los $14,300 millones obligados para la red no se han desembolsado. FEMA ha aprobado alrededor de $2,100 millones adicionales para la red que aún no ha obligado. La GAO también informa que la AEE podría tener acceso a hasta $7,600 millones en beneficios de mitigación de riesgos de FEMA, de los cuales se han obligado alrededor de $661 millones. En conjunto, son hasta $20,000 millones en fondos federales para la red que aún no se han gastado, y alrededor de $9,000 millones de esa cantidad todavía no están comprometidos con ningún proyecto. El programa principal de FEMA paga para restaurar y fortalecer lo que María dañó. Más del 90% de sus fondos para la red se destinó a transmisión, distribución y subestaciones, y alrededor del 1% a reparar las plantas viejas. No fue diseñado para construir plantas nuevas, y no está resuelto si sus reglas de gasto flexible podrían alcanzar la generación nueva.

El combustible, no la deuda, es lo que encarece la factura. Desde el 1 de octubre, los clientes residenciales pagan una cifra récord de 33.58 centavos por kilovatio hora. En el desglose más reciente publicado, el combustible y la compra de energía representaban alrededor de dos terceras partes de la tarifa. Las unidades de vapor de la década de 1970 queman mucho más combustible por kilovatio hora que una planta moderna de gas de ciclo combinado.

Según mi estimado, una planta moderna de gas que el público no tuviera que financiar podría generar energía a alrededor de entre 7 y 10 centavos por kilovatio hora, suponiendo gas entregado a entre $10 y $14 por millón de Btu. Con los cargos de la red, de pensiones y otros sin cambios, las tarifas residenciales bajarían a aproximadamente entre 18 y 21 centavos, cerca del promedio continental de 18.3 centavos, antes de cualquier cargo nuevo derivado del caso de la deuda de la AEE. Eso no haría que la energía de Puerto Rico fuera barata para los manufactureros. La haría normal, y para ellos la confiabilidad importa tanto como el precio.

Las plantas son costeables con el dinero ya asignado. Las nuevas plantas de ciclo combinado en el territorio continental cuestan ahora más de $2,000 por kilovatio. A ese precio, 3,000 megavatios, la meta de adquisición del propio gobierno, costarían aproximadamente entre $6,000 y $7,500 millones, probablemente más en una isla. Eso utilizaría la mayor parte de los aproximadamente $9,000 millones que FEMA ha aprobado o puesto potencialmente a disposición para la red, pero que aún no ha comprometido con proyectos, y dejaría financiadas las obras de la red ya en curso. Construir en lugares del norte como Palo Seco y San Juan, cerca de la carga, también reduciría la necesidad de nuevas líneas de transmisión de norte a sur.

Los defensores de otras alternativas han argumentado durante años que Puerto Rico debería reconstruir en torno a placas solares en los techos y baterías. En 2023, grupos ambientalistas demandaron a FEMA alegando que gastaba miles de millones en reconstruir una red poco confiable sin sopesar esas alternativas. Tienen algo de razón. Alrededor de 1,450 megavatios de placas solares en techos protegen ahora a los hogares y negocios que las tienen. Pero los hospitales, las plantas de agua y las fábricas necesitan energía firme las 24 horas. Las plantas modernas de gas pueden proveerla ahora. La energía solar y el almacenamiento deben complementarlas, no reemplazarlas.

El propio rumbo de Washington ha cambiado con cada administración. En 2023, seis demócratas del Congreso instaron al DOE a gastar su dinero para Puerto Rico en energía solar y almacenamiento. En 2025 y 2026, el DOE desvió $365 millones que estaban destinados a placas solares en techos y canceló hasta $350 millones más. El dinero esperó mientras la política cambiaba. Una autoridad con un mandato fijo y un término fijo no cambiaría de rumbo cada cuatro años.

Los poderes ya existen. Están dispersos. Hoy nadie tiene la autoridad para hacerse cargo de todo el trabajo. Pero las piezas de esa autoridad ya están en la ley federal, en manos de tres entidades distintas.

El Departamento de Energía federal tiene poderes de emergencia sobre las operaciones. Desde mayo de 2025, ha emitido órdenes de emergencia al amparo de la Ley Federal de Energía (Federal Power Act) que ordenan a la AEE operar unidades generatrices específicas y despejar la vegetación a lo largo de líneas de transmisión clave. La gobernadora les atribuye haber restaurado o rehabilitado cerca de 1,600 megavatios. Pero las órdenes son de corto plazo y deben renovarse. No pueden construir una planta, mover dinero de FEMA ni cancelar un contrato.

La Junta de Supervisión Fiscal tiene un poder para agilizar permisos que rara vez utiliza. El Título V de PROMESA permite a su Coordinador de Revitalización designar proyectos de energía e infraestructura como "críticos". Cada agencia de Puerto Rico involucrada debe entonces establecer un proceso de permisos expedito en un plazo de 20 días. Los proyectos críticos deben recibir prioridad incluso donde la facultad de otorgar permisos se haya delegado a un municipio. El propio coordinador de la Junta testificó que, más allá de agilizar proyectos individuales, el Título V ofrece pocas otras herramientas. Puede acelerar un permiso. No puede financiar, construir ni operar nada.

FEMA tiene el dinero, bajo reglas diseñadas para restaurar lo que María dañó.

La Junta de Supervisión Fiscal, creada por el Congreso, muestra el límite de una entidad concebida principalmente para decir que no. Revocó el contrato de Power Expectations en cuanto se enteró del problema, pero nunca ha sido responsable de entregar una red terminada. La autoridad que Puerto Rico necesita es lo opuesto: una sola entidad que tenga el poder operacional, el poder de otorgar permisos y el dinero, y que responda por el resultado.

El Congreso debe crear una Autoridad de la Red Eléctrica de Puerto Rico con un término fijo:

Esto le pide al Congreso autoridad, no dinero nuevo.

La objeción más fuerte es el consentimiento. Los puertorriqueños no pueden votar por el presidente que nominaría al director de esta autoridad.

Pero esa objeción supone que el gobierno de Puerto Rico tiene una autoridad soberana propia. No la tiene. Los puertorriqueños eligen a su gobernador y a su Legislatura, pero en 2016 el Tribunal Supremo resolvió en Puerto Rico v. Sánchez Valle que el poder de la isla para gobernarse emana, en última instancia, del Congreso, no de una soberanía separada. El Congreso puede imponerse a ese gobierno, y lo hizo cuando creó la Junta de Supervisión Fiscal en 2016, una junta que muchos puertorriqueños resienten profundamente. En la práctica, el gobierno en San Juan es provisional: gobierna con el permiso del Congreso hasta que el Congreso resuelva el estatus de la isla. El problema del consentimiento es real, pero una autoridad de la red no lo crearía. Ya existe. Como argumenté en "Puerto Rico lo ha pedido. El Congreso debe responder que sí.", la respuesta duradera es la estadidad.

Tomo la objeción en serio. Pero el consentimiento también significa un gobierno capaz de entregar aquello por lo que su pueblo paga. Los puertorriqueños han elegido líderes y no tienen energía confiable. El consentimiento de la gobernadora y un término fijo mantendrían a esta autoridad responsable ante la isla, y temporal.

La condición de la red se ha gestado durante nueve años y es responsabilidad de muchas administraciones, en San Juan y en Washington. El contrato de LUMA se firmó en 2020 bajo la gobernadora Wanda Vázquez Garced y se extendió en 2022 bajo el gobernador Pedro Pierluisi. La ayuda federal para la red se aprobó bajo el presidente Trump en 2020 y desde entonces ha avanzado lentamente bajo los presidentes Biden y Trump.

Pero la estructura es una decisión del presente, y tres grupos de funcionarios pueden cambiarla.

Lo que hay que vigilar:

En 2017, guié hacia el oeste desde San Juan pasando junto a postes partidos y cables tirados en el suelo. Si se recorren esas carreteras hoy, casi todos los postes han sido reemplazados, las líneas vueltas a tender y las acometidas reconectadas. La red que María derribó se reconstruyó tal como estaba: sobre postes, a merced del viento.

Nueve años, $14,000 millones y más de una docena de agencias y contratistas después, quienes pagan por la red de Puerto Rico todavía no pueden pedirle cuentas a ninguno de ellos. Pagan en sus facturas, y pagan a oscuras.

Por el bien y en beneficio del pueblo de Puerto Rico, es hora de que la gobernadora, el presidente y el Congreso actúen.