Un antes y un después
Parte 2
Reportaje Especial por Philipe Schoene Roura
Para los residentes de Puerto Rico, el 20 de septiembre de 2017 fue un día eterno. Comenzó con una ansiedad espantosa previo a la embestida del Huracán María, una bestia soplando vientos sostenidos de 185 millas por hora; luego vino la interminable lucha de un pueblo amarrado a la esperanza durante el evento—la devastación incomprensible vino seguida por una tenebrosa calma entre los escombros.
Las ráfagas dejaron expuestas las fragilidades de nuestra infraestructura, tanto en la construcción de puentes como de carreteras. Sobre todo, desenmascararon el decrépito estado de nuestro sistema eléctrico.
Semanas antes de que el Huracán María devastara a Puerto Rico, Ricardo Ramos, entoncesdirector de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico, dudaba que la red eléctrica pudiera resistir un huracán de categoría mayor y le dijo a un rotativo del país que la vida útil de la mayoría de los equipos de la AEE había expirado. Si un gran “evento atmosférico” golpeara a Puerto Rico, “causaría estragos porque estamos hablando de
un sistema muy vulnerable y frágil en este momento”, dijo Ramos. Predijo que no habría electricidad durante semanas, pensando en el mejor escenario posible, ante la catástrofe que se avecinaba.
El Huracán María reveló que la AEE no contaba con los postes, transformadores, cables y otros equipos para reparar la red eléctrica. Se observaban brigadas de otras jurisdicciones y de compañías privadas, tanto locales como de Estados Unidos, en la Isla, pero no existía progreso sin las piezas para la reconstrucción.
Por ejemplo, al 15 de diciembre de 2017, la isla necesitaba 52,480 postes. Tenía 6,228 hasta esa fecha y otros 8,500 llegarían dos semanas después, según informes en la prensa. Los trabajadores tenían a su disposición solo 7,639 aisladores de los 184,750 que hacían falta.
No
es lo Mismo Llamar al Huracán
La devastación y la escasez no debió sorprender a nadie, pues se advertía desde el 2012 todo el trabajo de resiliencia aún por hacer y el impacto de las medidas de austeridad impuestas desde el 2014.
La pregunta que se hacían todos—reguladores, observadores en el congreso y agencias federales: “¿cómo cayó la Autoridad en tan grave estado, tanto en sus plantas de generación, como en sus líneas de transmisión y distribución?” Al parecer, no existe un epicentro como contestación, sino el récord de un abandono gradual que comenzó en la década de los ’80 y persistió hasta que la Autoridad entorchó la rabiza en el 2014. Ya para ese entonces expertos energéticos sonaban la voz de alerta. Aunque coincidían en sus planteamientos, lo hacían como parte de un plan necesario, lejos de concretarse. Según un artículo publicado en un rotativo de negocios en el 2014, aún con nuevas plantas de generación, el costo energético permanecería alto por ineficiencias en las líneas de transmisión y distribución.
Durante una entrevista en el 2013, el entonces director ejecutivo de la AEE Juan Alicea Flores explicó que la parte más frágil del sistema eléctrico era la transmisión y distribución. “Ahora mismo (en el 2013) esa es la parte más débil,” dijo Alicea Flores. “No vale nada generar electricidad a 10 centavos por kilovatio hora (kVh) si no se lo puedes llevar a tus clientes y los apagones aumentan.”
Preocupado por el aumento en interrupciones al servicio eléctrico en aquel entonces, Alicea Flores dedicó los primeros seis meses de su mandato a hacer un inventario de la infraestructura del sistema energético en la isla. “El sistema cumplía más de 50 años sirviendo a comunidades que habían crecido enormemente durante ese tiempo. En algunos lugares, el sistema fue diseñado para comunidades donde residían 2,000 familias; ya ahora (2013) viven 6,000
El Plan de Mejoras del Sistema atiende las vulnerabilidades y consiste
Mejoras mayores en las subestaciones
13 transformadores
4 equipos críticos
Grandes proyectos de mejoras de transmisión
5 líneas críticas
Mantenimiento preventivo en transmisión
51 están críticos
familias,” señaló Alicea Flores.
Varios oficiales de la AEE entrevistados para esa época coincidieron con Alicea Flores en sus planteamientos sobre las líneas de transmisión y distribución. “Para cortar pérdidas, todas las líneas—de 4 kilovoltios (kV), de 7 kilovoltios (kV) y de 8 kilovoltios (kV) tendrán que ser reemplazadas por líneas de 13 kilovoltios (kV), en el sistema de distribución,” declaró Alicea Flores, quien añadió que “entre más bajo el
voltaje, más grandes las pérdidas”.
“Esto es necesario porque las líneas de alto voltaje en la transmisión tumban [dejando a] las líneas de menor voltaje desperdiciando la carga; todas las líneas en el sistema, las de 115 (kV) y las de 230 (kV) deben ser sustituidas por líneas de 500 (kV)”, explicó Alicea Flores.
En el 2012, José Ortiz, ex presidente de la junta de directores de la AEE, reconoció la urgencia de realizar mejoras inmediatas al sistema de transmisión y distribución. Coincidió con la sugerencia de reemplazar las líneas de 115 (kV) y 230 (kV) por líneas de 500 (kV). En el libro energético, líneas que están por debajo de los 38 (kV) son parte del sistema de distribución, mientras que las líneas preparadas para una carga mayor componen el sistema de transmisión.
Ingeniería 101
“Esto es ingeniería 101, pero el plan de mejoras capitales no atiende este problema. Existen muchas prioridades equivocadas,” dijo Ortiz en el 2012. “También existen miles de líneas haciendo contacto con postes y árboles a través de la isla.”
En el 2013, la AEE invertía “$270 millones anualmente en sus sistemas de transmisión y distribución; de ese total $170 millones estaban dirigidos a proyectos de obra pública y $100 millones a gastos operacionales y mantenimiento. Es de conocimiento público que desenredar el enjambre de 2,416 millas de líneas de transmisión y más de 30,000 millas de líneas de distribución era un proceso repleto de caminos empinados y precipicios abruptos; no importaba el operador— fuese la Autoridad o empresa privada.
Esa radiografía de la red comenzada por Alicea Flores en el 2013 es importante porque establece un referente para la inacción retratada en el plan fiscal del 2017. El plan sometido por Lisa Donahue y AlixPartners, contratados para hacerse cargo de la restructuración de una deuda y la transformación de la AEE en el 2014, no menciona cambios de líneas ni el remplazo de postes y torres.
Una y otra vez se hacen referencias a la falta de capital para iniciar mejoras. Ese plan fiscal, basado en las recomendaciones hechas por AlixPartners, fue recibido con la incredulidad de reguladores y de observadores en el Congreso— el plan se percibió como un panfleto repleto de declaraciones obvias, sin acción alguna por iniciar.
Lo Que el Viento se Llevó
El Plan de Recursos Integrados (PRI) preparado en el 2016 por Seimens, una empresa global dedicada a la producción de energía resiliente y confiable, explica que se contemplaba reducir la dependencia del sistema en solo una región geográfica. En otras palabras, había que añadir un corredor en el Norte a los dos corredores de transmisión desde el Sur. Durante el análisis que condujo Seimens, los ingenieros descubrieron que mover la generación a solo Aguirre, sacando a Costa Sur como planta en combinación, resultaba en un colapso de voltaje en 60 escenarios separados.
El PRI reporta que: “la inversión en transmisión implicaba un nuevo gasto con líneas que pudieran tomar tiempo en instalar, aún bajo circunstancias favorables”. En los Estados Unidos, el plazo de tiempo típico para nuevas líneas es de entre 5 a 10 años, una vez tomada una decisión dependiendo de los permisos y la estructura reglamentaria envuelta.
Un antes y un después
“Desviarse de la configuración básica del sistema de transmisión de la Autoridad representaría una inversión de capital enorme que pondría en riesgo el PRI, como uno de dudosa implementación”, advertía el informe.
El borrador del PRI entregado por Seimens corrió de mano-en-mano entre los asesores de AlixPartners y, luego, entre asesores de la administración del entonces-Gobernador Ricardo Rosselló, quienes estaban más pendientes a una sana administración de la AEE.
Para ellos era importante reestructurar, ir despacio—por la falta de capital. En ese sentido el plan fiscal de la AEE del 2017, publicado por la Junta de Supervisión Fiscal, era un mapa de retos y metas de transformación mientras se reestructuraba una deuda de $9.3 mil millones.
Cuando la administración de Alejandro García Padilla contrata a AlixPartners para ejecutar la reestructuración y la transformación de la Autoridad, ya la realidad de la insuficiencia hacía imposible ejecutar las mejoras recomendadas. Si algo hicieron los huracanes históricos del 2017—tanto Irma, como María— fue claramente establecer la trágica fragilidad de nuestro sistema eléctrico y reiterar la falta de acciones correctivas para modernizar las plantas de generación y para robustecer la red de transmisión y distribución. La falta de mejoras a la infraestructura y la gigantesca misión de reconstrucción del sistema
“Esto es ingeniería 101, pero el plan de mejoras capitales no atiende este problema. Existen muchas prioridades equivocadas,” dijo Ortiz en el 2012. “También existen miles de líneas haciendo contacto con postes y árboles a través de la isla.”
José Ortíz, Ex-presidente de la Junta de Directores de la AEE
eléctrico obligan la entrega de dos planes fiscales— en abril de 2018 y agosto de 2018—sometidos por la Autoridad a la Junta de Supervisión Fiscal.
Misión
Imposible
En marzo de 2018, se plantea un proceso de transformación y privatización del sistema energético haciendo la advertencia de que tomaría
más de 18 meses ir al mercado a buscar licitadores para los activos de la Autoridad y conseguir las aprobaciones reglamentarias. El 20 de junio de 2018, Rosselló firma la Ley 120, la cual autoriza la venta de activos de generación y la búsqueda de un concesionario para operar la red de transmisión y distribución.
Esa iniciativa de reinventar una Autoridad moderna con activos antiguos, cuando apenas comenzaban a reemplazar líneas, torres y postes— en medio de una quiebra—añadía incertidumbre a la ecuación.
Con esas duras realidades era casi una misión imposible encontrar operadores dispuestos a correr los activos de la Autoridad—en generación bajo GenCo. y en transmisión y distribución bajo GridCo.
Según el plan fiscal: “La capacidad de Puerto Rico para ejecutar la transformación del sector energético y la estructura final puede verse afectada por la cantidad, la estructura y los términos de los fondos federales disponibles para apoyar la transformación.” En otras palabras, sin fondos federales, no existían licitadores haciendo fila para operar el sistema. Por eso, el plan advierte—sin tapujos—que una red de transmisión y distribución costaría $12 mil millones en vez de $2.5 mil millones como se había planteado originalmente.
Entonces, la transformación se ha caracterizado
Un antes y un después
por una lentitud glacial; ha tomado dos administraciones de gobierno y cambios en la composición de la Junta de Supervisión Fiscal para llegar a donde estamos. Los retos—transacciones en el lado de generación aún por cerrar, un nuevo PRI por presentar y la conclusión de la reestructuración de la deuda con los múltiples grupos de acreedores—parecerían minas en el camino al progreso.
Profesionales de Línea
Cuando LUMA es finalmente seleccionada como la empresa a operar la red de transmisión y distribución (T&D), observadores en el Congreso y miembros de la junta privadamente expresaron un alivio.
El hueso más duro de roer estaba en la cantidad de vegetación — 16,000 millas de líneas — por despejar. El programa de mantenimiento rutinario de vegetación de LUMA ha visto avances marcados alcanzando sobre 5,000 millas de líneas eléctricas donde se ha logrado remover vegetación peligrosa. Sin embargo no es suficiente. Esto llevó a la empresa a buscar fondos de mitigación para lanzar la Iniciativa de Despeje de Vegetación; la primera en la historia de Estados Unidos en utilizar fondos federales para reclamar las servidumbres de paso de líneas eléctricas. Esta iniciativa para aumentar la seguridad y la confiabilidad del servicio tiene como meta despejar 16,000 millas de líneas eléctricas en los próximos tres años para reducir la cantidad de postes caídos y de interrupciones de servicio. Según datos de LUMA, el contacto de la vegetación con las líneas es la principal causa de aproximadamente 50% de las interrupciones de servicio.
“Las unidades están viejas y carecen de mantenimiento porque hay poca inversión en la generación”.
Ingeniero entrevistado
Central Costa Sur
Un ingeniero entrevistado en Central Costa Sur admitió que, aunque el programa de vegetación es importante, varias interrupciones de servicio a gran escala en el 2019 se podían atribuir a unidades obsoletas que reducían la carga disponible. “Las unidades están viejas y carecen de mantenimiento porque hay poca inversión en la generación”, explicó el veterano energético. “Todo se reduce a la falta de capital. Necesitas generación confiable; si tienes una línea corriendo a 25 porciento y le metes 70 porciento de sopetón, puede tumbar. El problema de la generación deficiente continúa y tan reciente como en el 2024, se reportaron sobre 120 relevos de carga por falta de generación que afectaron a cientos de miles de clientes.”
En honor a la verdad, tanto la generación como la transmisión y distribución que componen el sistema eléctrico en Puerto Rico, presentan retos enormes por superar.
Empinado Camino al Progreso
Recientemente, LUMA explicó en su informe anual de 2024 que tomó medidas para mejorar varios aspectos de una red de T&D decrépita para comenzar a satisfacer las necesidades de unos 1.5 millones de clientes, cuya paciencia se había agotado durante mucho tiempo. La afirmación de LUMA es que han cumplido e incluso superado las metas de fin de año en múltiples programas, incluidos los reemplazos de postes, el manejo
de la vegetación y la modernización de subestaciones. Una vez cumplidos esos objetivos, las brigadas de LUMA, la mayoría de los cuales son puertorriqueños entrenados en LUMA College, tienen la esperanza de aumentar la confiabilidad y la resiliencia del sistema. Las principales metas cumplidas en 2024 incluyen métricas demostrables: reemplazar 20,500 postes de servicios públicos para fortalecer el sistema eléctrico contra tormentas, cumpliendo con la meta de fin de año; iniciar o completar 44 actualizaciones de equipos en 22 subestaciones para minimizar los apagones a gran escala, superando la meta de fin de año en un 18 por ciento; podar 5,400 millas de vegetación de las líneas eléctricas para prevenir daños y reducir los apagones, superando la meta de final del 2024 en un 7 por ciento; y la instalación de más de 9,300 dispositivos de automatización de la red para reducir el tamaño y la duración de los cortes, evitando así 271 millones de minutos de interrupción del servicio. (Datos al 31 de diciembre de 2024).
El documento hace hincapié en los logros alcanzados en las áreas de expansión de la energía renovable y eficiencia energética mediante:
-La conexión de 135,000 clientes a la energía solar en los techos de las viviendas, lo que representa 940 megavatios de energía renovable añadidos a la red.
-La instalación de 161,800 focos LED en los 78 Municipios para aumentar la seguridad de la comunidad y la eficiencia energética.
A pesar de estos logros, persiste una imagen muy negativa de LUMA, porque el pueblo atribuye apagones recientes a la transmisión y distribución cuando en ocasiones son provocados por muchos factores. Tampoco es de conocimiento público la magnitud de la tarea que conlleva enderezar el sistema eléctrico de Puerto Rico.
En programas de televisión, en programas de radio y en foros públicos, LUMA es pintada como la villana de la película. En campañas de elecciones del 2024, LUMA también se utilizó como balón político, cuando candidatos a escaños legislativos y a la gobernación prometían cancelar el contrato del operador.
Muchas personas entrevistadas coinciden en decir que el problema es uno multifactorial. “Ahora mismo existe un problema en la generación—una estructura de producción de los años 60 y 70 que está obsoleta, ineficiente, quemando el Bunker C que se usa”, dijo el economista Gustavo Vélez, reafirmando lo que muchos energéticos dicen por lo bajo.
“De lo que es la tarifa; creo que ahora mismo la tarifa es 23 centavos, de los cuales 15 a 16 centavos es generación. La parte de transmisión está en 3.5 centavos. Cuando la gente habla de que hay que botar a LUMA y todo—el tema en realidad de toda esta inestabilidad energética es que existe un problema de generación. Obviamente, todo el ‘deployment’ de capital va a requerir $16 mil millones del lado de FEMA”, concluyó el economista.
La necesidad de fondos federales como esenciales en la ecuación a la modernización están presentes una y otra vez desde planes sometidos en el 2016, hasta el presente. Todavía está por verse cómo la política pública del presidente Donald Trump afectaría fondos federales asignados a la reconstrucción del sistema energético de Puerto Rico.
“La deuda de la AEE añade a la complejidad de cómo se entregan las cosas, incluido un plan completo de reestructuración de la deuda”, dijo una fuente experta en el lado de operaciones que prefirió mantenerse en anonimato por estar en el sector privado. “Por lo tanto, se suma a esa incertidumbre que el mercado haga las inversiones adecuadas aquí. Lo fondos federales en ese marco son esenciales”.
En ese contexto, no existen profesionales energéticos en el lado de operaciones que vean con buenos ojos rescindir el acuerdo con LUMA por las implicaciones que tendría en los mercados de capital.
La fuente añadió: “hemos estado hablando de un PRI que nos ha eludido por demasiado tiempo. En el proceso, los que están trabajando el plan de recursos integrados—ya en su tercera versión— tienen una información más completa de lo que sería una mezcla ideal en lo que corresponde a la energía renovable”.
Todos los expertos entrevistados para este reportaje piensan que tomará tiempo modernizar el sistema eléctrico. “Estamos hablando de por lo menos [cinco a diez años] para traer el sistema a unos estándares mundiales,” es la conclusión compartida de todos los expertos.
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