Una cifra récord de abonados instaló sistemas propios de generación de energía entre enero y marzo de este año, período en el que varios indicadores de confiabilidad de los operadores privados continuaron deteriorándose, reveló el primer informe trimestral del año entregado por LUMA Energy al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

En los primeros tres meses de 2025, 12,969 “prosumidores” ingresaron al programa de medición neta, mediante el cual venden a LUMA la energía solar producida en exceso de su propio consumo a cambio de créditos en sus facturas. La cantidad de interconexiones superó las 12,505 que se registraron entre octubre y diciembre de 2023, trimestre que hasta el momento ostentaba la marca, de acuerdo con los informes del operador privado de la red.

Con las interconexiones autorizadas para iniciar el 2025, suman 158,684 clientes con sistemas propios de producción eléctrica, lo que representa, por primera vez, más del 10% del universo de abonados. Hasta el 31 de marzo, el sistema contaba con 1,515,241 consumidores.

En horario de máxima irradiación solar, los prosumidores activos en el programa de medición neta pueden producir hasta 1,144 megavatios (MW), un volumen de energía cercano a la mitad de la demanda que suele registrar el sistema. La capacidad de estos sistemas distribuidos, a su vez, cuadruplica la de los proyectos de energía renovable a escala industrial, que ronda los 273 MW, pero también es señalada como una causa para las repetidas averías en las antiguas unidades termoeléctricas, que se ven obligadas a reducir su producción durante el día.

El auge que el programa de medición neta ha mantenido se ha producido pese a la demanda que la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) presentó ante el Tribunal Federal en julio de 2024, con miras a anular una ley del año pasado que ordenó extender los beneficios del crédito, al menos, hasta 2031. El recurso de la JSF argumenta que el estatuto violenta el plan fiscal de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), que contempla que el incentivo sea reevaluado por el NEPR para medir sus costos y beneficios.

Desde la perspectiva de la JSF, el crédito existente –que equipara el valor de la energía exportada al de la energía consumida, con determinados límites– coloca un peso tarifario excesivo sobre los clientes sin acceso a la medición neta.

La jueza Laura Taylor Swain, que administra el caso de reestructuración de la AEE, aún no ha decidido sobre la demanda que, de tener éxito, podría eventualmente redundar en créditos reducidos para los prosumidores futuros.

La decisión de casi 13,000 clientes de reducir su dependencia de la red central se produjo mientras la frecuencia y duración de las interrupciones de enero a marzo superó notablemente la que se registró en los mismos meses en 2024.

En promedio, los consumidores experimentaron 1.61 interrupciones que se extendieron por 321.7 minutos, o más de cinco horas, entre enero y marzo, superando los indicadores del año pasado, cuando las cifras fueron de 1.40 y 258.14 (cuatro horas y 18 minutos), respectivamente.

Los datos provistos por LUMA para el trimestre solo incluyen interrupciones asociadas a fallas de la red de transmisión y distribución que administra desde junio de 2021, lo que excluye los relevos de carga causados por déficits de generación.

El primer trimestre del año suele registrar las cifras más bajas de apagones, que en los pasados años se han disparado en torno a los meses de verano.

Al momento, LUMA impugna una resolución del NEPR que propone aplicar una multa de $1.8 millones por las cifras de interrupciones en el año fiscal 2023-2024, cuando se experimentó un incremento respecto al período previo de 12 meses y los umbrales establecidos por el organismo regulador a base del desempeño que la AEE mantuvo antes de la transición al operador privado.

El administrador de la flota de generación, Genera PR, igualmente reportó, entre enero y marzo, un incremento significativo en la tasa de salidas forzadas de las unidades de producción eléctrica. En enero, la tasa de salidas no programadas se disparó a 41%, la más elevada desde que Genera PR asumió control de la generación en julio de 2023, aunque se redujo a 29% y 30% en febrero y marzo, respectivamente.

En los mismos meses de 2024, las tasas de salidas habían sido de 32%, 20% y 32%, al tiempo que noviembre y diciembre del año pasado habían concluido con 12% y 15%, cifras más cercanas al objetivo que previamente ha fijado la empresa.

A pesar de la alta tasa de fallas, Genera PR informó que el índice general de disponibilidad de las plantas fue de 53%, 57% y 53% en enero, febrero y marzo, superando el promedio de 48.6% con el que terminó el 2024. Ese indicador, sin embargo, solo toma en cuenta la proporción del tiempo que las unidades están encendidas, sin considerar si, por ejemplo, las plantas están operando con capacidad limitada.

Al presente, Genera PR mantiene cinco de sus 10 unidades base fuera de servicio, aunque se espera que cuatro de ellas sean restauradas para la época pico de consumo, que se extiende de junio a septiembre.