Puerto Rico operó desde finales de 2023 la primera planta virtual de energía (VPP) de la región, bajo el programa CBES (Community Battery Emergency Sharing), coordinado por LUMA. El modelo integró a más de 63,000 hogares con baterías, que se activaron en red ante picos de demanda o caídas en el suministro, despachando energía almacenada de manera casi instantánea.
El mecanismo consistió en una señal del operador de la red a los agregadores tecnológicos —Tesla Energy, Sunrun, Sonnen, entre otros— que enviaron comandos a sus flotas de baterías domésticas. Las unidades se activaron de forma automática, respetando los parámetros definidos por los usuarios. “Estas baterías pueden ser gestionadas como una flota; LUMA puede solicitar un despacho específico para evitar un apagón”, explicó Javier Rúa Jovet, Chief Policy Officer de la Solar + Energy Storage Association of Puerto Rico (SESA).
En cada evento, los hogares decidieron cuánto aportar. La mayoría optó por despachar solo un 20 % de la capacidad, priorizando su respaldo individual en caso de cortes prolongados. Sin embargo, el sistema aportó hasta 50 MW, una capacidad comparable a una planta de generación tradicional en la isla. Según Rúa Jovet, el potencial inmediato pudo haber alcanzado los 200 MW con las baterías registradas en el programa. Si se consideraban todas las baterías instaladas, esa cifra se duplicaba.
Cada mes se instalaron unas 4,000 baterías nuevas, principalmente Tesla Powerwall 2, aunque también se sumaron modelos Powerwall 3, Sonnen y SolarEdge. El crecimiento sostenido del almacenamiento residencial planteó la posibilidad de escalar el modelo. “Con 135,000 baterías desplegadas y un ritmo de instalación constante, el potencial podría llegar a 700 MW si el 80 % de los usuarios aceptan participar activamente”, proyectó Rúa Jovet.
El programa eliminó sus límites iniciales —que restringían la participación a 6,000 hogares— y funcionó como un esquema abierto a todos los usuarios con equipos compatibles. Esto permitió consolidar la VPP como un recurso adicional para mitigar el riesgo de apagones, sin necesidad de activar plantas fósiles de emergencia. La activación de la flota fue más rápida y flexible, y permitió ajustar la potencia aportada en función de las necesidades del sistema.
Uno de los aspectos que Rúa Jovet consideró clave fue el modelo de incentivos. Los hogares participantes recibieron un crédito por cada kWh despachado, pagado por LUMA a través de las tarifas de respuesta a la demanda y reserva de capacidad. “El incentivo dado a los clientes es de US$1 por kWh, mientras que en California es de US$2. Pero aquí logramos evitar apagones con un costo mucho menor al de construir o operar plantas de picos fósiles”, sostuvo.
El esquema también representó una oportunidad económica para los hogares con baterías. Según SESA, los ingresos anuales promedio alcanzaron los US$550 por cliente, dependiendo de la cantidad de eventos en los que se activó la flota. Algunas empresas, como Sonnen, ofrecieron tarifas anuales fijas de US$750, mientras otros agregadores propusieron modelos híbridos de pago por evento o por capacidad contratada.
Rúa Jovet advirtió, sin embargo, que para sostener el crecimiento sería necesario actualizar la regulación y los estándares técnicos. “La coordinación entre LUMA, los agregadores y la Autoridad de Energía Eléctrica debe ser fluida. Necesitamos lineamientos claros y modernos para seguir avanzando”, señaló. También subrayó la importancia de garantizar la interoperabilidad entre diferentes plataformas y asegurar que los usuarios mantuvieran el control sobre sus recursos energéticos.
La red eléctrica de Puerto Rico, afectada por huracanes y con infraestructura vulnerable, encontró en este modelo una herramienta complementaria para mejorar su resiliencia. “Esto es resiliencia comunitaria en acción. El usuario controla su batería, puede decir cuánto quiere aportar y puede optar por no participar en un evento si lo desea. Es un empoderamiento real del consumidor”, afirmó Rúa Jovet.
El sistema aún enfrentaba retos técnicos y regulatorios, pero la experiencia de Puerto Rico ya ofrecía un caso concreto de cómo la agregación de almacenamiento distribuido podía transformarse en un recurso estructural del sistema eléctrico. El modelo fue visto por SESA como una herramienta replicable en otros mercados, tanto por su capacidad de respuesta como por su esquema de participación ciudadana. “Estamos hablando de seguridad energética y de sostenibilidad. Es una nueva forma de entender cómo se genera, almacena y distribuye la energía en tiempos de cambio climático y eventos extremos”, concluyó Rúa Jovet.
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