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En los meses más calurosos de 2025, la cifra de relevos de carga fue de apenas una sexta parte de la que LUMA Energy había pronosticado, un comportamiento de la flota de producción que Genera PR y el zar de Energía, Josué Colón, atribuyeron a los trabajos de reparación ejecutados, pero que el administrador del sistema eléctrico advirtió que podría revertirse en el nuevo año, ante el estado todavía precario de las unidades generatrices.

De mayo a octubre de 2025, LUMA contabilizó 16 relevos de carga manuales, que son los apagones que ocurren cuando el sistema se queda sin capacidad para suplir el consumo eléctrico, y el operador de la red opta por desconectar bloques de clientes para evitar un desbalance entre la generación y la demanda. En marzo del pasado año, en un informe sometido al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR), el consorcio había proyectado entre 93 y 94 eventos de este tipo para ese período, que comprende los meses del verano, cuando la demanda energética alcanza picos de más de 3,000 megavatios (MW).

“Ciertamente, se hicieron muchas de las reparaciones que evitaron los apagones pronosticados para el verano. Se añadieron 1,200 MW, que es una petición que nos hizo la gobernadora (Jenniffer González) y el zar de Energía, de agilizar, y cumplimos con esa petición. En ese aspecto de añadir y ver que estamos dando estabilidad al sistema, creo que ha sido una gesta muy positiva para el equipo de proyectos y operaciones de Genera”, afirmó Iván Báez, portavoz del operador privado de la flota generatriz de la Autoridad de Energía Eléctrica.

En tanto, Colón señaló que, a lo largo del año recién concluido, fue posible completar reparaciones de emergencia o programadas a múltiples plantas, entre ellas, las unidades #5 de Costa Sur (Guayanilla), #4 de Palo Seco (Toa Baja), #6 de San Juan, el ciclo combinado y la #2 de Aguirre (Salinas) y las cogeneradoras EcoEléctrica (Peñuelas) y AES (Guayama).

“Logramos que esa capacidad de reserva se mantuviera prácticamente todo el año, que es lo que nos daba la capacidad de que, cuando llegaban los picos en las noches y los meses de alta demanda, pudiéramos atenderla. Si por la mañana, a mediodía y por la tarde tenemos una reserva de mil y pico de MW, significa que, cuando caiga la noche, estará en 400 o 500 MW, pero es porque teníamos mil y pico”, manifestó Colón, recordando que 2025 arrancó con las secuelas del apagón general el último día del año previo.

Subrayó que, el pasado año, las declaraciones de emergencias federales y estatales –que siguen vigentes– fueron claves en acelerar los trabajos en múltiples unidades de generación y permitir la continuidad del servicio ante situaciones imprevistas. Mencionó que, durante la crisis del Superacueducto en octubre, se afectó el suplido de agua a las centrales San Juan y Palo Seco, pero que, al amparo de los decretos del secretario de Energía federal, Chris Wright, se autorizó la operación de unidades con menor inyección del líquido que habitualmente se utiliza para los controles de emisiones contaminantes.

“Se permitió que esas unidades operaran sin violar ninguna ley federal. Se pudo llevar el servicio que, de otra forma, se hubiera visto interrumpido. Hubiéramos tenido falta de agua y luz a la vez”, dijo.

¿Mejoría sostenible?

En la industria eléctrica, se considera que un sistema no debe tener insuficiencia de generación más de un día cada 10 años, o el equivalente a 2.4 horas al año, umbrales que Puerto Rico, pese a la mejoría sustancial experimentada, rebasó marcadamente una vez más en 2025. El año anterior, en el semestre de mayo a octubre, LUMA había registrado 34 relevos manuales, una cifra que triplicó en sus pronósticos para 2025 luego de que, en febrero, se produjera la avería catastrófica de la unidad #1 de la central Aguirre, la de mayor potencia en el sistema, con una capacidad nominal de 450 MW.

Fue en ese entonces que LUMA y Genera PR solicitaron al NEPR que autorizara la adquisición de hasta 800 MW adicionales de energía a modo de emergencia, un proceso de licitación que, casi un año después, no ha concluido, en medio de repetidas impugnaciones por parte de proponentes.

“La cantidad de relevos fue menor a la proyectada debido a una combinación de factores. Durante dicho período, la flota de generación mostró un desempeño más estable de lo anticipado, se implementaron medidas operacionales como el programa CBES (uso compartido de baterías de energía de clientes) y la demanda de energía fue menor a la prevista, en parte por temperaturas más bajas que las proyectadas”, expresó, por escrito, Gary Soto, director del Centro de Control Energético en Monacillos, que administra LUMA.

El pasado 5 de diciembre, LUMA entregó al NEPR una actualización de su “Estudio de Idoneidad de Recursos”, que analiza la disponibilidad de generación hasta junio, cuando concluye el año fiscal 2026.

“En términos generales, los resultados son prácticamente similares a los del informe del año pasado”, indicó Soto. “Desde la perspectiva de capacidad, sigue siendo necesario contar con recursos adicionales a corto plazo, ya que la flota generatriz existente continúa enfrentando averías. Según los estándares de la industria, el sistema eléctrico de Puerto Rico debería contar en todo momento con reservas de energía que superen los 750 MW, sin embargo, comúnmente se opera en promedio de 400 MW de reserva, lo que pone al sistema en una situación de vulnerabilidad continua”.

Aunque Colón coincidió en que sigue siendo necesario agregar recursos de generación, planteó que las reparaciones culminadas deben proveer mayor confiabilidad a mediano plazo, reduciendo la incidencia de salidas forzadas.

“Los componentes que se mejoraron, sin duda (proveerán beneficios sostenibles). La inversión que se hizo en las unidades #5 y #6 de San Juan fue millonaria, en Aguirre #2 se reparó el rotor del generador y en Palo Seco #4 se rebobinó el estator. Son reparaciones (mayores). Con las que se realizaron, se permite que las unidades entren a servicio y luego se puedan sacar de manera coordinada para atender otras áreas”, puntualizó.

“Queda trabajo por hacer. Tenemos reparaciones en las plantas ‘peakers’ de Mayagüez y Cambalache (Arecibo). Son unidades que tienen sus años, pero demostramos que eso no es excusa para ponerlas a correr y operar efectivamente”, dijo, en tanto, Báez sobre unidades que, junto a Aguirre #1, permanecen fuera de servicio.

Sistema todavía inflexible

Incluso si la flota se mantuviera con suficiente capacidad para suplir la demanda a lo largo de 2026, Colón recordó que buena parte de los apagones selectivos se producen a raíz de “salidas forzadas” de unidades, tras las cuales suele transcurrir un tiempo –generalmente en torno a los 20 minutos– en lo que otras plantas entran en servicio o incrementan su producción para cubrir el consumo. Es decir, que se produce una interrupción a pesar de haber suficiente generación disponible.

Entre mayo y octubre de 2025, por ejemplo, además de los 16 relevos de carga manuales –por falta de capacidad de generación disponible–, LUMA reportó 22 eventos de salidas forzadas, que igualmente pueden impactar a cientos de miles de clientes, aunque por menos tiempo. En promedio, los relevos manuales se extienden por más de dos horas.

En el mismo período en 2024, hubo 67 apagones selectivos, subdivididos en 34 relevos manuales y 33 salidas forzadas.

Colón señaló que las intermitencias en la producción de energía solar –sobre todo cuando se registra una pérdida súbita de cientos de MW en horario diurno– puede tener un efecto similar a la salida forzada de una unidad de generación térmica.

“Hay una alta probabilidad de que, aunque tengamos reserva, ocurra una interrupción de servicio, porque eso tiene que ver con la naturaleza del sistema y los parámetros. En la medida que logremos reemplazar las unidades existentes que, por diseño, tienen una capacidad limitada de incrementar su producción energía, con unidades de nueva tecnología, con capacidad superiorísima de añadir generación de momento (…) puede que no ocurra ningún relevo de carga o que sean de (pocos) minutos”, dijo el también director ejecutivo de la Autoridad para las Alianzas Público Privadas, aludiendo, además, a los proyectos en curso para instalar baterías de almacenamiento de energía, que igualmente tienen la capacidad de responder, prácticamente, en tiempo real a salidas forzadas.

FUENTE: El Nuevo Día