“El Negociado de Energía determina que las prácticas de mantenimiento preventivo de LUMA y las inspecciones visuales externas no fueron suficientes”, reza un documento oficial.

El Negociado de Energía concluyó que el apagón general del 16 de abril de 2025 ocurrió debido a la combinación de dos factores: la caída de un árbol sobre una línea de 50100 kilovatios que provocó arco eléctrico y la falla de un interruptor en la central Cambalache que no despejó la falla debido a que roedores habían dañado el cable de control que llevaba las señales de disparo.

«El Negociado de Energía determina que las prácticas de mantenimiento preventivo de LUMA y las inspecciones visuales externas no fueron suficientes para detectar condiciones críticas dentro de gabinetes cerrados, incluyendo corrosión significativa, deterioro estructural y la presencia de roedores que ocasionaron daños al cableado del interruptor», lee el informe del Negociado de Energía al concluir que la falla impidió protecciones primarias, secundarias y de respaldo, lo que creó un único punto de falla.

También se encontró que se realizó un patrullaje aéreo cinco días antes del apagón sobre el área en que cayó el árbol y no se identificó la vegetación que causó la falla.

El informe también identificó otros factores: el esquema POTT (esquema primario de protección) estaba fuera de servicio por problemas con el canal de comunicaciones; la central Costa Sur no contaba con la zona de respaldo que habría detectado la falla en la línea 50100; y eso provocó que la línea 51200 continuara energizada, lo que provocó la salida de EcoEléctrica y una pérdida aproximada de 300 megavatios de generación.

“Los esquemas de protección por frecuencia (UFLS) actuaron correctamente, pero resultaron incapaces de estabilizar la frecuencia debido a que la falla seguía activa. La caída rápida de frecuencia ocasionó el disparo sucesivo de unidades generatrices, provocando el colapso total del sistema eléctrico en menos de 20 segundos desde el inicio del evento”, lee el informe.

LUMA informó que removió la vegetación, reparó el cableado afectado, reforzó el conductor con una abrazadera especial e implantó un nuevo diseño de protección con «relés» diferenciales redundantes, fuentes de energía independientes y circuitos de disparo separados. También sustituyó el relé de falla del interruptor y avanzó la actualización del sistema de protección en Costa Sur.

El Negociado determinó que LUMA cumplió con la orden de entregar un análisis de causa raíz y consideró adecuadas las medidas correctivas implantadas. No obstante, concluyó que las inspecciones visuales y el mantenimiento preventivo fueron insuficientes para detectar corrosión, deterioro y actividad de roedores dentro de gabinetes y conductos cerrados.

Por ello, ordenó a la empresa ampliar sus inspecciones internas, establecer mecanismos de mantenimiento preventivo para identificar vulnerabilidades en cableado y equipos y reforzar el programa de manejo de vegetación en las servidumbres de transmisión. LUMA también deberá orientar a comunidades y municipios para desalentar la siembra de árboles en zonas que puedan comprometer la seguridad del sistema.

La agencia dio por concluida la investigación y ordenó a LUMA presentar, en un plazo de 10 días desde la notificación, una versión pública del informe final ajustada a la determinación de confidencialidad emitida el 8 de septiembre de 2026. Una parte sustancial del expediente fue clasificada como información crítica de infraestructura energética y permanecerá confidencial. LUMA tendrá 20 días para expresarse sobre la resolución.

Reacciona LUMA

LUMA Energy alegó que el informe del Negociado de Energía confirma lo planteado por la empresa: los sistemas de protección en Manatí lograron despejar la falla en ese terminal, pero el interruptor en Cambalache no operó debido a que unos roedores habían dañado el cable de control, inhabilitando así el mecanismo de protección.

«El informe también concluyó que deficiencias de diseño heredadas, que se remontan a la época de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE), dejaron al sistema sin medios alternativos para controlar reacciones en cadena como las desencadenadas por este incidente. El NEPR determinó que el suceso fue el resultado de una combinación de fallas físicas en el sistema de transmisión, vinculadas a una corrosión avanzada y al deterioro de los equipos, producto de décadas de inversión insuficiente y de la ausencia de programas de mantenimiento proactivo en ciertas instalaciones clave», lee una declaración de la privatizadora.