EIA: apagones en Puerto Rico duran 36 horas al año, 19% más en 2025 | Comprando América
Por Equipo Comprando América · 2026-08-10
La EIA reporta 36 horas de apagones ordinarios en Puerto Rico, 19% más en 2025. Claves para evaluar energía, continuidad y riesgo antes de invertir.
Los clientes de electricidad en Puerto Rico experimentaron un promedio de 36 horas de interrupciones durante 2025 sin contar días de eventos mayores, 19% más que en 2024. El dato fue publicado el 10 de agosto de 2026 por la U.S. Energy Information Administration (EIA) y muestra que la confiabilidad de la red no es solo un asunto de huracanes: también es un riesgo operativo recurrente que debe entrar en cualquier análisis de inversión, compra de negocio o adquisición inmobiliaria en la isla.
La EIA compara ese resultado con aproximadamente dos horas anuales de interrupciones sin eventos mayores para un cliente típico en el territorio continental de Estados Unidos. La diferencia no permite predecir el desempeño de una propiedad específica, pero sí obliga a elevar el estándar de due diligence. Para capital latinoamericano interesado en hoteles, multifamiliares, comercio, manufactura, almacenamiento, salud o servicios profesionales, la energía afecta ingresos, inventario, seguros, mantenimiento y experiencia del cliente.
Qué significa el dato de 36 horas
La medida utilizada por la EIA es el System Average Interruption Duration Index, conocido como SAIDI. Representa la duración total promedio de interrupciones no momentáneas que enfrenta un cliente durante un año. La publicación separa los días de eventos mayores, o Major Event Days, de la operación ordinaria para mostrar con más claridad qué tan confiable es la red fuera de episodios excepcionales.
En Puerto Rico, las 36 horas de 2025 corresponden a interrupciones que no fueron atribuidas a esos días mayores. Entre 2021 y 2025, el promedio fue de 29 horas anuales. La EIA también señala que la duración de las interrupciones ordinarias aumentó desde 2023. El incremento de 19% frente a 2024 confirma que el problema no puede modelarse únicamente como una contingencia remota asociada con un gran huracán.
Los eventos mayores añadieron otras 23 horas
Los días de eventos mayores agregaron 23 horas de interrupciones para el cliente promedio en 2025. La EIA explica que no hubo huracanes mayores con impacto directo sobre Puerto Rico durante el año, aunque las lluvias intensas, inundaciones, vientos con fuerza de tormenta tropical, deslizamientos y árboles caídos afectaron la red y otra infraestructura.
Esta separación importa para un inversionista. El riesgo ordinario exige mantenimiento, redundancia y disciplina de operación durante todo el año. El riesgo de eventos mayores requiere además protocolos de emergencia, reservas de combustible, comunicación con inquilinos o clientes, seguros adecuados y un plan para operar cuando proveedores y empleados también enfrentan interrupciones.
Casi 16 interrupciones por cliente
La frecuencia también empeoró. Sin contar días de eventos mayores, un cliente en Puerto Rico sufrió casi 16 interrupciones durante 2025. Al incluir esos días, el promedio se acercó a 17. La frecuencia ordinaria se duplicó desde 2021 y aumentó 13% entre 2024 y 2025, según el análisis de la EIA basado en la entrega temprana de datos de confiabilidad del Annual Electric Power Industry Report.
No todas las interrupciones tienen la misma duración ni el mismo costo. Un corte breve puede afectar sistemas de pago, internet, control de acceso o aire acondicionado. Uno más largo puede comprometer refrigeración, equipos médicos, bombas de agua, ascensores, seguridad, productividad y ocupación. El impacto económico depende del tipo de activo, la hora del corte y la calidad de la infraestructura de respaldo.
Cómo llevar la confiabilidad eléctrica al modelo financiero
El error común es tratar un generador, una batería o un sistema solar como gasto accesorio después de fijar el precio de compra. La confiabilidad debe analizarse antes de cerrar. El presupuesto debe considerar adquisición, instalación, permisos, interconexión, mantenimiento, pruebas, reemplazo de componentes, combustible, contratos de servicio y vida útil. También debe incluir el costo de operar sin energía cuando la solución de respaldo no cubre toda la carga.
En una propiedad de alquiler, por ejemplo, los cortes pueden afectar retención de inquilinos, áreas comunes, bombas, portones y refrigeración. En hospitalidad o comercio, pueden reducir ventas y elevar reembolsos. En manufactura o alimentos, el costo puede concentrarse en producto perdido y reinicios. En una oficina remota, el problema puede migrar a telecomunicaciones y disponibilidad del personal.
Checklist antes de invertir en Puerto Rico
Historial del activo: pedir facturas, bitácoras de apagones, reclamaciones, fallas de equipos y costos de combustible.
Carga crítica: identificar qué sistemas deben permanecer activos y por cuántas horas.
Respaldo: verificar capacidad real de generadores, baterías, solar, transfer switches y tableros.
Mantenimiento: revisar contratos, pruebas bajo carga, piezas, combustible y tiempos de respuesta.
Seguros: confirmar cobertura y exclusiones para daño eléctrico, pérdida de ingresos y alimentos o inventario.
Interconexión y permisos: validar autorizaciones, diseño, inspecciones y relación con la red.
Escenario financiero: modelar horas sin servicio, ingresos perdidos y gasto extraordinario bajo distintas duraciones.
El dato insular no reemplaza la revisión del activo
Los promedios de la EIA describen el sistema y no garantizan que todos los municipios, circuitos o propiedades tengan el mismo desempeño. Una ubicación puede experimentar resultados mejores o peores según circuito, vegetación, exposición, mantenimiento, carga local y cercanía a infraestructura crítica. Por eso, la cifra de 36 horas debe funcionar como señal para investigar, no como estimación automática del tiempo que perderá una empresa concreta.
La verificación más útil combina datos del vendedor, entrevistas con operadores e inquilinos, inspección eléctrica independiente y revisión de facturas y reclamaciones. Si el activo ya tiene respaldo, no basta con confirmar que el equipo existe: hay que probar su capacidad, autonomía, transferencia y mantenimiento.
Conclusión: la energía forma parte del precio
La publicación de la EIA muestra una red que produjo más horas y más episodios de interrupción ordinaria en 2025. Para un inversionista LATAM, la respuesta no es descartar Puerto Rico, sino fijar precio y estructura con información real. La resiliencia puede convertirse en ventaja competitiva cuando está bien diseñada; también puede destruir margen cuando se subestima.
Antes de comprar una propiedad o negocio, incorpore la continuidad eléctrica al modelo, al contrato y al plan de capital. La pregunta no es solo cuánto cuesta el activo, sino cuánto cuesta mantenerlo operativo cuando la red falla.
Fuentes: U.S. Energy Information Administration, Duration of power outages in Puerto Rico not caused by major events increased 19% in 2025, 10 de agosto de 2026; y Annual Electric Power Industry Report, Reliability—2025 Data Early Release.
Imagen contextual: reparación de postes eléctricos en Ponce, Puerto Rico, fotografiada por Andrea Booher para FEMA en 2008; dominio público vía Wikimedia Commons. La imagen es real, no fue generada por IA y no representa el evento estadístico de 2025.