La tasa de duración de los apagones en 2024 –que concluyó con un apagón general causado por una avería en una subestación eléctrica– cerró casi 11% por encima del año anterior, revelaron los datos presentados por LUMA Energy esta semana al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

De acuerdo con las métricas recopiladas trimestralmente por LUMA, los clientes experimentaron, en promedio, 1,470 minutos sin servicio eléctrico en el año, el equivalente a 24 horas y media. El índice de duración de las interrupciones por consumidor (SAIDI, en inglés) en el año recién concluido excedió en 10.7% los 1,328 minutos (22 horas y ocho minutos) del 2023.

La mayor diferencia entre los dos años se reflejó, precisamente, en el último trimestre, cuyos indicadores LUMA reportó el martes al NEPR. Entre octubre y diciembre, los clientes sufrieron un promedio de 371 minutos de averías, en comparación con 305 minutos en el mismo periodo de 2023.

El pasado año, el mes con la menor duración de los eventos fue enero, con 64 minutos, mientras que el pico se registró en septiembre, con 168 minutos.

El incremento de más de 10% en la extensión de los apagones se produjo a pesar de que LUMA –que entró en funciones en 2021– registró una leve baja en la frecuencia (SAIFI) de los eventos. Mientras que en 2023 los abonados promediaron 7.76 interrupciones, en 2024, la media se redujo a 7.64, una baja de 1.5%. Al igual que con la duración, enero y septiembre fueron, respectivamente, los meses con la menor y mayor tasa de eventos, con 0.43 y 0.86 apagones por cliente.

Tanto el SAIDI como el SAIFI reflejan las interrupciones vinculadas a las fallas en el sistema de transmisión y distribución, en manos de LUMA, excluyendo el efecto de los relevos de carga, que responden a deficiencias de producción eléctrica.

Según el NEPR, los estándares de la industria disponen que anualmente los abonados no deben sufrir más de una interrupción y que la duración no debe exceder los 100 minutos.

Junto a los datos de la red de transmisión y distribución, LUMA entregó al NEPR la información provista por Genera PR en torno a la flota de generación, que reflejó en diciembre una baja sustancial en la disponibilidad de las unidades respecto a los meses anteriores.

Específicamente, en el último mes de 2024, Genera tuvo disponible el 44% de la capacidad nominal de las plantas, reduciéndose respecto al 51% y 53% de octubre y noviembre, respectivamente.

Con los datos del último trimestre, Genera cerró el año con un promedio de disponibilidad de 48.6%, una mejoría en comparación con el 46.4% de 2023. Genera comenzó a operar la flota generatriz en julio de 2023, tras completarse la transición con la Autoridad de Energía Eléctrica y, anteriormente, ha fijado el objetivo de alcanzar una disponibilidad de 65%.

La baja en la disponibilidad de las plantas suele reflejarse en los últimos meses del año, cuando se opta por sacar las unidades de servicio para trabajos de mantenimiento. Aunque el informe de generación no precisa el porcentaje de unidades en mantenimiento programado, sí se detalla que la capacidad de producción que sufrió salidas forzadas se redujo hasta un 12% y un 15% en noviembre y diciembre, respectivamente. El pico de salidas forzadas se había registrado en septiembre, cuando ascendió a un 33%.

En balance, el promedio de salidas forzadas a lo largo del 2024 se ubicó en 23.8%, una reducción respecto al 30.8% del año previo.

Genera ha proyectado previamente que, para finales de 2025, la tasa de salidas forzadas ronde el 15%.

Por otro lado, las instalaciones de sistemas de energía renovable en hogares y comercios se mantuvieron a un ritmo en exceso de 3,300 mensuales entre octubre y diciembre, llevando el total a 145,715. Los clientes participantes del programa de medición neta representan el 9.6% del universo de 1,513,504 abonados de LUMA.

En octubre, fueron 3,743 los clientes interconectados, seguido de 3,157 en noviembre y 3,090 en diciembre, para un total de 9,990 sistemas adicionales.

De acuerdo con el informe de métricas, en noviembre se superó, por primera vez, el umbral de 1,000 megavatios (MW) de capacidad entre los sistemas renovables a nivel distribuido, el equivalente a una tercera parte de la demanda pico que se registra durante el año. La capacidad de los sistemas de medición neta contrasta con la de las fincas solares y eólicas, que ha permanecido estancada en 273 MW desde mayo de 2024.