Al responder a los cuestionamientos recientes del Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) sobre los índices ascendentes de interrupciones de servicio que se registraron en el año fiscal 2023-2024, LUMA Energy insistió en que la combinación de distintos fenómenos naturales y el deterioro histórico de la red eléctrica le han impedido reducir tanto la duración como la frecuencia de los apagones.

“LUMA continúa haciendo progreso en condiciones que continúan deteriorándose”, expresó el consorcio, en respuesta al requerimiento de información del NEPR, específicamente en la contestación a la pregunta de por qué el pasado año fiscal los clientes experimentaron, en promedio, un 19% más de tiempo sin servicio eléctrico que en el 2022-2023.

“La infraestructura por la que LUMA es responsable continúa sufriendo los efectos de décadas de submantenimiento y subinversión, así como de cinco desastres declarados en los pasados ocho años”, abundó la empresa.

Según LUMA, entre julio de 2023 y junio de 2024, hubo 59 eventos de apagones asociados a “clima extremo”, lo que representó un 33% más que en los 12 meses previos, produciendo “impactos incrementales en un sistema que ya era altamente frágil”.

Específicamente, a lo largo del último año fiscal, los abonados de LUMA sufrieron un promedio de 1,448 minutos (24 horas y ocho minutos) sin electricidad por averías en la red de transmisión y distribución, que maneja el consorcio. El año fiscal previo, esa métrica –conocida por sus siglas en inglés como SAIDI– fue de 1,218 minutos (20 horas y 18 minutos). El SAIDI de 2023-2024, asimismo, fue mayor al del año fiscal 2020, de 1,243 minutos (20 horas y 43 minutos), que el NEPR utiliza como base para medir el desempeño de LUMA.

LUMA entró en funciones en junio de 2021, por lo que el año 2023-2024 fue su tercero completo a cargo de la red.

El pasado año, a su vez, el SAIFI –índice de frecuencia de interrupciones por cliente– también registró un aumento, de siete a ocho eventos por abonado. Como parte de la respuesta al requerimiento del NEPR, LUMA apuntó, esencialmente, a los mismos factores que explican el incremento en SAIDI: problemas con la vegetación en el tendido eléctrico; daños en equipos como cables conductores, aisladores, interruptores y transformadores; y averías en líneas de transmisión y subestaciones.

“En el año fiscal 2024, hubo un alza significativa en eventos de T&S (transmisión y subestaciones), con un aumento de 14% respecto al año previo. Si bien una porción significativa de estos eventos fue de corta duración (menores a 15 minutos), estos eventos tienden a impactar un gran número de clientes”, señaló LUMA en el documento, sometido al NEPR el 30 de agosto.

En el caso de la vegetación, LUMA informó que la frecuencia de los “eventos” aumentó en 40% respecto al 2022-2023, causando directamente un alza de 300 minutos en el SAIDI. La diferencia se produjo a pesar de que el consorcio destina anualmente cerca de $50 millones de su presupuesto operacional a trabajos de mantenimiento ordinario de vegetación en torno al tendido eléctrico.

El pasado verano, LUMA dio paso al esfuerzo de despeje de vegetación bajo las 16,000 millas de líneas de transmisión y distribución, pero, al momento, solo ha logrado que la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias –que financia la iniciativa– le apruebe uno de más de 30 proyectos en que se subdivide el trabajo, en medio de cuestionamientos por el manejo ambiental. Según LUMA, el proyecto de despeje debe completarse para 2027, reduciendo en 45% las interrupciones de servicio, aunque el presidente de la empresa, Juan Saca, reconoció recientemente que existe incertidumbre sobre ese plazo.

De otra parte, ante las preguntas del NEPR sobre los niveles “notablemente más altos” de SAIDI que se registraron en cinco distritos –Barranquitas, Caguas, Guayama, Utuado y Vega Baja– en junio de este año, LUMA replicó que observar los datos correspondientes a un mes específico, en lugar de tendencias a más largo plazo, “puede ser engañoso debido a los impactos estacionales en Puerto Rico”.

“La confiabilidad (del servicio), típicamente, se analiza sobre una base multianual para determinar tendencias significativas, dada la variación en el clima y otros factores externos experimentados a lo largo del año”, sostuvo LUMA.

Para los cinco distritos operacionales, no obstante, el consorcio identificó los mismos tres factores –vegetación, equipos dañados y averías de transmisión y subestaciones– como los propulsores del incremento en apagones.

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REFERENCIAS:

Respuesta de LUMA Energy al NEPR, del 30 de agosto