Una semana después del apagón general de Año Viejo, el Negociado de Energía (NEPR) inició una investigación sobre el evento, originado en un cable soterrado de la subestación de LUMA Energy frente a la central Costa Sur, en Guayanilla.

El NEPR, en la resolución y orden expedida el martes, detalló que LUMA deberá presentar, en o antes del 15 de enero, un resumen cronológico del incidente, una descripción de las investigaciones o acciones correctivas tomadas desde el apagón y cualquier información que se haya entregado “a las autoridades federales o locales con relación al incidente”.

Este diario supo que LUMA se encamina a reclutar –como ha hecho anteriormente– a una firma externa para liderar la investigación sobre las causas del apagón. El martes, ningún oficial del consorcio estuvo disponible para abundar sobre los hallazgos identificados desde la avería, registrada a eso de las 5:30 a.m. del último día del 2024.

A raíz del evento, el país entero quedó a oscuras en plena celebración de despedida de año, y el servicio eléctrico fluctuó por más de 72 horas, en tanto varias de las principales plantas generatrices sufrieron numerosas salidas forzadas hasta alcanzar su estabilidad.

En entrevista con El Nuevo Día, el catedrático de Ingeniería Eléctrica Agustín Irizarry cuestionó la dilación del NEPR para ordenar una pesquisa sobre el apagón general.

“Aquí hace falta una regla que existe en el North American Energy Reliability Corporation donde, si causas un apagón (que afecta a) mucha gente, aunque sea cortito, tienes que presentar un informe de qué pasó y cómo vas a evitarlo a futuro. Si causas un apagón de poca gente, pero muy largo, lo mismo aplica. El NEPR no se ha puesto los pantalones largos para poner una regla que aplique tanto a LUMA como a Genera (PR) y todas las compañías privadas”, señaló Irizarry.

Ante eventos mayores previos, como el apagón del pasado 12 de junio que dejó sin servicio a 350,000 clientes y la avería del 6 de abril de 2022 que dejó a todo el país sin luz, el NEPR ha abierto expedientes dentro de las 24 horas siguientes, en contraste con la semana que transcurrió en esta ocasión.

El exdirector ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) Juan Alicea subrayó que urge conocer por qué, ante la falla registrada en el patio de interruptores –que es la instalación donde se recibe inicialmente la energía producida en las centrales Costa Sur y EcoEléctrica (Peñuelas)– no se activaron los sistemas de protección para “aislar” el problema e impedir que se dispararan todas las plantas del país.

Algo similar ya había ocurrido el 6 de abril de 2022, en un evento que se originó en el mismo “switchyard”, aunque, en ese caso, se trató de una explosión de interruptor de aceite.

“Las averías van a ocurrir, porque son fallas mecánicas que pueden ocurrir. Lo que sí es importante es (conocer por qué ocurre) un apagón general, porque el sistema tiene los mecanismos de protección para que, si todo está ajustado adecuadamente, se aísle la avería”, dijo Alicea.

El ingeniero mecánico señaló que, en primer lugar, las líneas de transmisión principales deben tener múltiples capas de protección que se activan en “milisegundos” para evitar que los daños sufridos en un punto de la red afecten otros lugares. Por otro lado, las plantas principales deben contar con la capacidad de regular la “carga” de manera automática ante un bajón drástico en la producción de otras unidades generatrices, de forma que, incluso ante un déficit súbito en la disponibilidad de energía, se minimice la cantidad de clientes afectados.

“Una de las cosas por las que se evaluaba la ejecutoria de los gerentes generales de las plantas era, entre otras cosas, que las unidades regularan carga. Eso se puede hacer en corto plazo, no requiere una inversión de dinero bien significativa, pero sí requiere mucha experiencia en la propia central”, abundó Alicea, al detallar que la regulación supone, en esencia, “coger todos los sistemas, que son cientos, y sincronizarlos para que, en su respuesta, cuando ocurren cambios, unos sigan a otros”.

El exfuncionario –quien dirigió la AEE entre 2014 y 2015– lamentó que, hasta la fecha, LUMA y Genera no hayan hecho disponibles a sus ingenieros expertos en aspectos operacionales para explicar el origen de los problemas reportados el 31 de diciembre, pero sostuvo que, a base de la información que ha trascendido, ha podido identificar elementos que hubieran permitido una restauración más rápida del servicio.

Como ejemplo, mencionó que Genera pudo haber “embotellado” las unidades generatrices, como se conoce a la operación de mantener el nivel de presión en las calderas por algunas horas, hasta que LUMA notificara la disponibilidad de las líneas de transmisión.

Irizarry, por su parte, sentenció que la avería en el mismo patio de interruptores donde hace menos de tres años se originó un apagón general evidencia deficiencias en las labores ordinarias de mantenimiento.

“Hacer una inspección y determinar qué necesita reemplazo, qué necesita mantenimiento y hacerle pruebas, eso debe ser labor rutinaria, y ya LUMA va para cuatro años. Si LUMA no puede hacer ese trabajo rutinario en las subestaciones de mayor importancia, ¿qué puede hacer?”, cuestionó el profesor del Recinto de Mayagüez de la Universidad de Puerto Rico.

De otra parte, rechazó que el sistema requiera un rediseño para evitar que un solo patio de interruptores reciba la energía de Costa Sur y EcoEléctrica, dos de las principales centrales. “Es común, en muchas partes del mundo, que un patio de interruptores dé servicio a más de una planta. No es una situación especial o única. Si das mantenimiento a ese patio de interruptores, estas cosas no pasan”, afirmó Irizarry.