Un informe del Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) revela que el rendimiento de LUMA Energy en lo que concierne a la eficacia de sus equipos de protección de infraestructura está muy por debajo de los estándares de la industria.

Según el documento el índice de fallas en el sistema de protección alcanza 11%, «significativamente», según el Negociado, por encima del estándar de la industria de un máximo de 2%.

«LUMA informó que verificará, probará y corregirá deficiencias en los relevadores de protección de los 20 Centros de Transmisión antes de marzo de 2026, así como mejoras en protecciones diferenciales en líneas de 230 kV y 115 kV, con trabajos programados para completarse antes del cierre del primer trimestre de 2026», lee el informe del NEPR publicado hoy.

El documento, titulado Plan de Estabilización del Sistema Eléctrico de Puerto Rico a dos años, recoge los resultados de inspecciones, trabajos de mantenimiento mayor, proyectos de modernización y medidas correctivas ejecutadas durante el 2025 y el inicio del año fiscal 2026, tanto en las plantas de generación operadas por Genera así como en la infraestructura de transmisión y distribución que opera LUMA Energy.

El informe también resalta lo que el NEPR describe como «retos persistentes» relacionados con fallas en líneas de transmisión. LUMA reportó 1,439 eventos en líneas de transmisión asociados a vegetación y fallas de equipos durante los primeros seis meses del año fiscal 2026.

Según el NEPR, la generación es de 3,041.2 megavatios (MV) de una capacidad total de 4,871.5 MV.

A nivel de las centrales, la que en peor condiciones se encuentra es Aguirre. La termoeléctrica genera 350 MV de una capacidad total de 900 MV. La Unidad 1 permanece fuera de servicio por una avería mayor del generador, con una posible fecha de retorno en diciembre de 2026. La Unidad 2 está programada para mantenimiento con retorno estimado en mayo de 2026.

El Ciclo Combinado, también en Aguirre, no se desempeña mucho mejor. Mantiene una producción aproximada de 250 MV de 590 MV disponibles, con varias unidades alcanzando los umbrales de mantenimiento mayor, según el NEPR.

La Central San Juan opera aproximadamente 441 MV de una capacidad total de 624 MV. Las Unidades 6 y 7 se encuentran bajo mantenimiento mayor, con fechas estimadas de retorno en enero y febrero de 2026, respectivamente. En Palo Seco, la central trabaja con 230 MV de una capacidad total de 432 MV. La Unidad 3 requiere mantenimiento programado con retorno estimado para marzo de 2026, mientras que la Unidad 4 tendrá su próximo mantenimiento programado para noviembre de 2026.

Costa Sur es la central con mejor desempeño. Genera 710 MV de una capacidad total de 820 MV. Las Unidades 5 y 6 están programadas para mantenimientos en noviembre y febrero de 2026, respectivamente.

Mayagüez operan con unos 55 MV de una capacidad de 220 MV. Esta instalación es utilizada principalmente para atender picos de demanda, con varias unidades programadas para mantenimiento y reparaciones en 2026 y 2027.

Cambalache produce cerca de 77.2 MV de una capacidad total de 165 MV. La Unidad 3 se encuentra en reacondicionamiento mayor, con retorno proyectado para marzo de 2026.

En el campo privado, EcoEléctrica y AES, en conjunto, operan aproximadamente 928 MV de una capacidad total de 1,036 MV.

Como parte del Plan de Estabilización de LUMA, se informó progreso en proyectos de subestaciones y líneas de transmisión:

Plan de Estabilización de Subestaciones:

Proyectos completados de Fase I: 7 de 16 (44%), con proyección para completar ccho proyectos adicionales en febrero de 2026.

Proyectos en ejecución de Fase II: 4 de 11 (36%), con varios completándose en 2026.
Estas fases incluyen mejoras en controles, protección del sistema y robustecimiento de infraestructura crítica.

Mejoras en transmisión:

Se intervinieron 51 segmentos de líneas de transmisión identificados como los de mayor impacto en minutos de interrupción al cliente (CMI) durante 2024. Durante 2025 se ejecutaron 365 actividades de reparación, incluyendo reemplazo de aislamiento y herrajes, corrección de puntos calientes, reparaciones de interruptores y sustitución de postes. o   Como resultado, 46 de los 51 segmentos mostraron una reducción en CMI en comparación con el año anterior.

Endurecimiento de líneas (Transmission Line Hardening):

Se completaron 323 millas de líneas reforzadas durante 2025, lo que representa un 70% de las 23 líneas incluidas en el Plan de Estabilización.

En cuanto al almacenamiento de energía mediante baterías (Battery Energy Storage System – BESS), el NEPR informó que los proyectos contemplados en el Plan de Estabilización se encuentran mayormente en fase de ejecución, con 4 de 6 proyectos en curso, lo que representa un avance aproximado del 66%.