¿Una década perdida en el sistema eléctrico?

En septiembre de ese año, el huracán María expuso las deficiencias de un sistema energético cuya fragilidad se había denunciado durante años y que requería una inversión sustancial para fortalecer la infraestructura existente. Entre las necesidades identificadas figuraba el reemplazo de postes, transformadores, torres de transmisión y subestaciones; componentes que, una década después, aún quedan por reemplazar.

Para el abogado y experto en temas energéticos, Ramón Luis Nieves, Puerto Rico ha perdido muchas oportunidades para tener un sistema eléctrico estable y fortalecido. Entre ellas, mencionó la politización y el proceso inicial de privatización de la Autoridad, que en su momento “aún estaba dando sus últimos aleteos”.

En 2021, se privatizó el sistema y LUMA Energy llegó para reemplazar a la corporación pública en el manejo de la transmisión y distribución (T&D) de la red, lo que provocó incertidumbre debido a que el gobierno escogió una “compañía inexistente” que comenzaba operaciones en la isla apenas un año luego de haberse registrado.

“Aquí uno de los errores, a mi juicio, fue no dejar que la reforma de la Autoridad dentro de su modelo público ocurriera. Todos los elementos estaban listos para que esa reforma arrancara, pero fue un error descartar ese proceso”, señaló Nieves al referirse al Plan Integrado de Recursos (PIR) de la AEE.

Por otro lado, el ingeniero y ex representante de los consumidores ante la Junta de Gobierno de la AEE, Tomás Torres Placa, indicó que la crisis energética respondía a “un problema de manejo” y a la falta de “conceptos básicos” como lo son el mantenimiento y el buen funcionamiento de la red.

Aseguró que el contrato de LUMA debía enmendarse para que la ejecución de la empresa fuese determinada a través de métricas —los indicadores de desempeño de la compañía— que, entre otras cosas, evalúan la estabilidad del servicio. “LUMA rinde una métrica, pero no tiene un efecto en su compensación. No hay consecuencias según el acuerdo suplementario que tenemos”, planteó el ingeniero.

Nieves justificó su postura al explicar que, según datos reportados por LUMA, hasta junio de este año, los clientes pasaban un promedio de 27.61 horas al año sin servicio eléctrico, la cifra más alta desde que el operador asumió sus funciones. Por el contrario, en Estados Unidos, el promedio es de unas dos horas al año.

Mientras, el exdirector ejecutivo interino de la AEE, Justo González, opinó que “no es normal” sufrir tantos apagones. También dijo que la etapa de mitigación para fortalecer la resiliencia de la red eléctrica aún no se ha completado y la catalogó como “estancada”, por lo que recomendó designar un grupo de brigadas destinadas únicamente a eso.

“Estamos viendo sistemas que necesitan cableado, que necesitan ser cambiados porque fueron reciclados, incluso postes que eran para líneas primarias, se les cortó la base y se usaron para líneas secundarias. Todo eso se supone que se haya trabajado, pero todavía no se ha hecho”, denunció González.

Detenida la eliminación de las centrales termoeléctricas

Desde hace más de siete años, se comenzó a hablar sobre incorporar gas natural a la generación mientras se eliminan las unidades que operan con petróleo. Esto fue parte del fin por el que la empresa Genera PR se incorporó en 2023: eliminar las plantas de combustibles fósiles y administrar el sistema de generación en la isla.

Sin embargo, las plantas Aguirre en Salinas, Costa Sur en Guayanilla y la Central San Juan, por ejemplo, continúan operando por debajo de su capacidad al haber superado su vida útil.

“La ley obligaba a que se integrara cada vez más energía renovable en el sistema (y) podías entonces ir apagando las plantas, pero como el gobierno se ha retrasado tantos años, básicamente una década en conectar energía renovable a gran escala, pues la visión de Genera ha cambiado”, aseguró Nieves.

Según Torres Placa, si todas las unidades y los generadores de turbina estuvieran encendidos y funcionando, las unidades tendrían más capacidad energética y se evitarían las sobrecargas en el sistema. Del mismo modo, el costo del combustible sería menor. Sin embargo, la reparación de los generadores ronda los $22 millones. “Esta ha sido la batalla eterna. Si los recuperadores no funcionan, la energía es más cara”, dijo el ingeniero.

González indicó que la falta de capacidad del sistema para suplir la alta demanda de energía, “no es una forma de operar un sistema saludable, es una deficiencia tercermundista”. Indicó que, por ejemplo, la central Aguirre opera con una eficiencia de apenas un 33% de su capacidad.

Mientras, el único proyecto reciente sobre gas natural fue anunciado en 2024 para crear una nueva planta de generatriz que se conocería como Energiza, sin embargo, la iniciativa enfrenta cuestionamientos de la AEE por costos de interconexión a la red, por lo que entraría en operaciones en 2030.

“Si el problema principal del sistema eléctrico hoy es la generación, no lo estamos resolviendo. A eso tiene que sumarle la lentitud horrorosa en lograr utilizar los fondos para la reconstrucción de la red que fueron aprobados por Trump en el 2020. Llevamos seis años y todavía no hemos visto un movimiento grande de inversiones y de reconstrucción de la red eléctrica”, señaló Nieves.

“No hemos avanzado en la reconstrucción del sistema, ahí estamos todavía gateando”, añadió Nieves quien también indicó que la crisis energética se agravó con la controversia del contrato fallido de Power Expectations para generación temporera y la renuncia de la ex directora ejecutiva de la AEE, Mary Carmen Zapata.

Del mismo modo, Torres Placa indicó que el precio del gas natural se mantiene relativamente estable a lo largo del tiempo, por lo que el uso de maquinaria que opere con este combustible ayudaría a reducir la exposición de las tarifas eléctricas a las fluctuaciones en los costos energéticos como sucede con el diésel. Según datos de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA, en inglés), en septiembre de 2026, el precio del gas natural se situó en $2.95 por millón de unidades térmicas británicas (BTU), frente a los $2.99 registrados en el mismo mes de 2016.

A esto se suma un “monopolio” en las inmediaciones del muelle de la bahía de San Juan por New Fortress Energy Inc. (NFE) que ha provocado que la compañía utilizara la entrada de embarcaciones con Gas Natural Licuado (GNL) como elemento de presión durante controversias contractuales recientes.

“Aunque el gobierno ha estado bien entusiasmado a través de los años en impulsar una agenda de integrar más gas natural al sistema, ciertamente lo está haciendo sin que contemos con la infraestructura adecuada para hacerlo, y eso se ha demostrado con toda la controversia que ha habido con respecto a los barcos de New Fortress”, explicó Nieves, quien catalogó como “mal negocio” la contratación por siete años que hizo el gobierno con NFE.

A consecuencia de esto, el licenciado calculó que el país paga $1.2 millones diarios debido al aumento en el costo del combustible diésel que se usó durante los meses de verano y septiembre que no se suplió el GNL.

Nieves sostuvo que el gobierno demoró durante años la evaluación de alternativas para sustituir el carbón por gas natural y energía renovable, pese a que la planta carbonera AES Puerto Rico —la única de su tipo en la isla— había presentado propuestas desde 2019 para desarrollar una planta de ciclo combinado con gas natural e integrar fuentes renovables.

“El gobierno arrastró los pies, por años”, opinó Nieves, quien describió la falta de acción como una oportunidad perdida.

González, a su vez, expresó que “la emergencia de María está presente, el sistema eléctrico está operando bajo una emergencia”.

Por otra parte, el desarrollo de energía renovable en Puerto Rico se ha atrasado durante los pasados años. Según el también exsenador, en los últimos dos años han entrado poco más de 300 megavatios (MW) de energía renovable y unas cantidades importantes de almacenamiento, “pero perdimos casi una década, porque realmente no entró ninguna generación de energía renovable a gran escala nueva”.

En el portal de Genera PR, los datos de los proyectos de energía renovable a gran escala reflejaban una generación conjunta de aproximadamente 27 MW de un total de 150 MW entre seis unidades: San Fermín, Ilumina, Horizon, Coto Laurel, Oriana y Fonroche.

La Junta de Supervisión Fiscal aún tiene pendientes tres acuerdos de almacenamiento de energía que suman 759 MW: el Coquí Power Portfolio, con 11 proyectos y 599 MW, que la AEE sometió el 1 de junio y volvió a someter el 29 de junio; Xzerta-Tec Solar I, de 60 MW, sometido el 5 de junio, y Yabucoa Energy, de 100 MW, que llegó a la Junta apenas el 9 de octubre, 102 días después que los de Coquí.

Problema de gobernanza

Los expertos coincidieron en que la falta de una estructura de gobernanza clara y coordinada en el sector energético dificulta la planificación a largo plazo y retrasa la toma de decisiones necesarias para transformar el sistema eléctrico de Puerto Rico.

Según González, el país carece de una dirección central que establezca prioridades y dé continuidad a los proyectos dirigidos a modernizar la infraestructura y diversificar las fuentes de generación. “Tenemos muchas cabezas y no hay una cabeza planificadora”, sostuvo.

A preguntas de este medio sobre la disposición de la administración actual para atender estos problemas, Nieves, quien perteneció al Comité de Energía presentado por la gobernadora Jenniffer González, planteó que el gobierno ha perdido capacidad para dirigir y establecer el rumbo de la política energética, en medio de la fragmentación de responsabilidades entre las distintas entidades que participan en la operación, regulación y planificación del sistema.

“El gobierno perdió el control del tema energético, ya lo perdió”, afirmó. Esta falta de dirección, advirtió, complica la ejecución de soluciones a los problemas de generación y distribución eléctrica, así como la transición hacia fuentes de energía más económicas y confiables.