Sube la demanda y persisten interrogantes: ¿dónde está el sistema eléctrico de cara a la época más crítica del año?
La posibilidad de evitar interrupciones depende hoy, esencialmente, de las mismas fuentes de generación que hace un año, mientras LUMA Energy apuesta a trabajos en las líneas de transmisión
Periodista de Noticiasmanuel.guillama@gfrmedia.com
En un año que ya refleja niveles de consumo eléctrico mayores que en 2025, Puerto Rico se acerca a la temporada pico de demanda sin tener todavía certeza de cuándo contará con recursos adicionales de generación, lo que coloca mayor presión sobre las antiguas plantas que Genera PR administra para evitar eventos como el del lunes pasado en la central Costa Sur, donde la salida de la unidad #6 dejó sin servicio a cerca de 150,000 abonados.
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A lo largo de los próximos meses, el aumento en las temperaturas y, por consiguiente, en la demanda eléctrica también causará mayor estrés en las líneas de transmisión y distribución de LUMA Energy, ante el incremento en la posibilidad de averías por sobrecargas, que se suman a las acostumbradas interrupciones asociadas al contacto de la vegetación con el tendido eléctrico.
“No puedo dejar fuera la importancia de que la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) acabe de aprobar los contratos de generación temporera que están pendientes y que, en algunos de los casos, están desde finales del año pasado ante (la) atención (del ente)”, señaló el zar de Energía, Josué Colón, días antes que el organismo emitiera un aval condicionado a dos acuerdos preliminares.
La aprobación que la JSF dio el viernes a los pactos con Power Expectations y Gothams Energy –que en conjunto proponen sumar entre 600 y 800 megavatios (MW) al sistema de generación– estipuló que la Autoridad de Energía Eléctrica y la Oficina Independiente de Adquisiciones (3PPO, en inglés) de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas (AAPP) deben renegociar los contratos para incorporar garantías de tiempo en la fase de movilización, fianzas de cumplimiento a lo largo de los 10 años de vigencia de los pactos y detallar la logística de combustible, con el gas natural como fuente primaria y el diésel como opción secundaria.
En el caso de Gothams Energy –que ofrece generar energía mediante una barcaza–, la JSF instruyó a relocalizar el proyecto al muelle de la central Costa Sur, en Guayanilla, en lugar de la bahía de San Juan, donde hay limitaciones de espacio físico y capacidad eléctrica.
Los esfuerzos para sumar generación temporal datan de inicios de 2025, al comienzo de la administración de Jenniffer González, pero se han visto dilatados por las interrogantes que la JSF ha levantado sobre las condiciones técnicas, logísticas y financieras de los borradores de contratos, así como impugnaciones de proponentes desfavorecidos.
“La dinámica en contratos que no tienen fondos públicos asignados, que el riesgo y el capital es privado y que, si no producen energía, nada se les paga, que todavía estemos esperando por ellos y estén en un ‘back-and-forth’ (para adelante y para atrás) con el 3PPO, de verdad que, pasado un año, dos subastas y procesos en los tribunales y el Negociado de Energía (NEPR), no deja de ser una de las preocupaciones más grandes que tenemos”, sostuvo Colón, también director de la AAPP.
“Posiblemente, se va a tardar y la instalación esté para finales de la temporada, pero no es un contrato de un año, sino que pueden estar 10 años produciendo”, abundó.
500 megavatios en camino
Considerando que, incluso si la JSF aprueba definitivamente los contratos, difícilmente la capacidad adicional estaría disponible para gran parte del período de junio a septiembre –cuando suele registrarse el pico de demanda anual–, la disponibilidad de la generación dependerá, una vez más, de la flota permanente, en manos de Genera PR y las cogeneradoras privadas AES y EcoEléctrica.
Según el portavoz de Genera PR, Iván Báez, al incluir unidades que entraron en servicio en pasados meses, la empresa proyecta que, a lo largo del año, se rehabiliten 725 MW. De ese total, se anticipa que cerca de 500 MW se sumen para el verano, con la vuelta a servicio, para finales de mayo, de la unidad #7 de la central San Juan (100 MW) y la unidad #3 de la central Palo Seco (200 MW), y, para junio, de San Juan #6 (220 MW).
Flota generatriz en Puerto Rico: conoce las plantas que producen la energía que consumes. La central Aguirre, en Salinas, consiste de dos unidades base de 450 megavatios (MW) cada una, inauguradas en 1971. Además, la instalación cuenta con dos unidades de ciclo combinado, con capacidad nominal de 592 MW, que al presente enfrentan limitaciones mayores en su operación. – Ramon «Tonito» Zayas
Báez precisó que la avería en Costa Sur #6 –que se restauró en alrededor de dos horas– estuvo relacionada con la activación de un sensor de humedad. Una vez concluya el período de mayor demanda, la unidad saldrá de servicio para reparaciones de caldera que añadirán alrededor de 60 MW de capacidad, indicó.
Al sábado, la flota contaba con alrededor de 3,400 MW disponibles, capacidad que dejaría cerca de 200 MW en reserva si se alcanzan picos similares a los de los pasados años, en torno a los 3,200 MW. Como operador del sistema de transmisión y distribución, LUMA estipula que una reserva óptima debe superar, al menos, los 600 MW, de forma que no se produzca un déficit inmediato si ocurre una salida súbita de las plantas de mayor capacidad.
De 2023 a 2025, los picos de demanda anual se han producido en agosto, alcanzando los 3,151, 3,184 y 3,194 MW en ese período. Tan solo en la primera semana de mayo, sin embargo, ya se había registrado un máximo de 2,944 MW, que supera significativamente el tope de 2,816 MW que LUMA reportó este mismo mes en 2025.
“Mayo y junio son los meses que tenemos para meter esas unidades y aumentar capacidad. Con la capacidad que estaríamos aumentando, vislumbramos nuevamente no tener el verano que se había pronosticado el año pasado y que, gracias a Dios, no tuvimos esos eventos porque logramos tener suficiente capacidad para que, si se caía una unidad, no tuviéramos que estar racionando la luz para los días más calientes”, enfatizó Báez.
De acuerdo con datos de LUMA, en el período de mayo a octubre de 2025, se produjeron 16 eventos de insuficiencia de generación, una merma respecto a los 34 que hubo en 2024 y los 94 que el consorcio había pronosticado a inicios del pasado año, a base de los recursos de producción eléctrica que estaban disponibles.
Por otro lado, Báez dijo que, tras el despido en abril de los jefes de las centrales Palo Seco, San Juan, Aguirre y Costa Sur –que Genera PR atribuyó a razones presupuestarias a consecuencia del recorte que el NEPR aplicó por medio de la nueva tarifa base–, la empresa reorganizó su cadena de mando. En lugar de contar con un gerente para cada central, optó por subdividir las regiones norte –Palo Seco y San Juan– y sur –Aguirre y Costa Sur–, y asignar un director operacional y otro de proyectos de mantenimiento para cada una.
“Está funcionando bastante bien”, aseguró.
“Se ha hecho mucho trabajo”
El principal oficial regulatorio de LUMA, Alejandro Figueroa Ramírez, señaló, en tanto, que gran parte del trabajo del consorcio se ha concentrado en brindar estabilidad a las líneas de transmisión, que describió como “la espina dorsal” del sistema eléctrico.
“Se ha hecho mucho trabajo, se han reemplazado muchísimos transformadores. Uno de los problemas más grandes que teníamos cuando llegamos era (que había) un sinnúmero de transformadores fuera de servicio, lo que quiere decir que teníamos subestaciones que estaban trabajando con un solo transformador, sin contingencia, y si ese transformador fallaba, tenías una cantidad sustancial de clientes sin servicio”, dijo, al sostener que se han reemplazado “más de 20” transformadores de gran capacidad.
¿Cuál es la estrategia de LUMA Energy para reducir las interrupciones de luz causadas por animales?. Puerto Rico, con su alta vegetación y abundante vida silvestre, enfrenta un reto constante: interrupciones de servicio que afectan a miles de clientes cuando animales entran en contacto con equipos energizados en subestaciones y líneas de transmisión. – Xavier Araújo
“Eso ayuda a poner el sistema en una mejor posición enfoque de cara al periodo de mayor demanda, donde el sistema, por naturaleza, va a estar más expuesto, más estresado, ante el aumento en consumo que se proyecta”, recalcó.
De acuerdo con el informe mensual sometido al NEPR en abril, LUMA ha completado ocho proyectos de estabilización en segmentos de líneas de transmisión, de un total de 20 que espera culminar en o antes de junio. De igual forma, Figueroa Ramírez subrayó que, en el pasado año, ha habido un aumento de un 56% en el volumen de inspecciones –por aire y tierra– de líneas de transmisión.
Pese a esos trabajos, Figueroa Ramírez señaló que los análisis de LUMA revelan que una proporción cada vez más alta de las interrupciones de servicio responde a fallas en “equipos” –como transformadores, cables o aisladores–, mientras se reducen las causadas por contacto de vegetación con las líneas. Al momento de publicación, LUMA no había provisto los datos que sustenten la tendencia más reciente.PUBLICIDAD
Entre los años fiscales de 2019 y 2024, los eventos asociados a vegetación se duplicaron de 6,464 a 14,561, mientras que las fallas de equipo subieron de 10,897 a 15,726.
En cambio, Colón insistió en que el componente de manejo de vegetación sigue siendo el área de mayor rezago para LUMA. Según datos del zar de Energía, entre los proyectos con dinero obligado por la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA), LUMA ha completado el despeje del 13% de 4,266 millas en las líneas de distribución, y el 6.9% de 151 millas de líneas de transmisión.
De acuerdo con Colón, entre los proyectos energéticos que se contempla se deleguen al Cuerpo de Ingenieros del Ejército de Estados Unidos (USACE, en inglés), figuran, precisamente iniciativas de manejo de vegetación.
En la oscuridad: así han sido los últimos apagones generales en Puerto Rico. El 6 de abril de 2022, un apagón se originó en el patio de interruptores de la central Costa Sur, en Guayanilla, donde uno de los aparatos se averió provocando, a su vez, múltiples fallas. – David Villafañe Ramos
“No es que estemos relevando a LUMA de esa responsabilidad, siendo una cosa que ellos tienen que atender como parte del contrato que tienen. No obstante, estamos añadiendo al USACE para ver, de una manera u otra, añadir recursos y acelerar ese tipo de tarea”, dijo el ingeniero, quien envió, en pasadas semanas, comunicaciones a LUMA y Genera PR recalcando las obligaciones con relación a la preparación de cara a la temporada de huracanes, incluyendo mantener inventario de equipo y materiales y contratos de respuesta a emergencias.
“Hemos hecho inversiones que refuerzan componentes críticos de la red, y eso es indudable. Ha sido parte del enfoque del último año con el plan de estabilización. Desde ese punto, se han atacado vulnerabilidades que sabíamos que el sistema tenía y era necesario atacar y remediar para que el sistema esté en mejor posición. Pero tú no remedias esto con una inversión de una sola vez, sino que requiere inversión continua, con mantenimiento continuo”, dijo Figueroa Ramírez, al indicar que los apagones provocados por fallas en líneas de transmisión han ido a la baja.
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Manuel Guillama Capellamanuel.guillama@gfrmedia.com
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