LUMA al Negociado: el déficit sigue en 700–850 MW y el verano ya parece el peor caso

El 9 de septiembre de 2026, Caribbean Business (Eva Llorens) reportó que LUMA Energy, en un escrito reciente ante el Negociado de Energía de Puerto Rico, sostiene que el sistema eléctrico sigue enfrentando un déficit estructural de generación de entre 700 y 850 megavatios. La operadora de transmisión y distribución atribuye el hueco a una flota térmica envejecida y degradada, salidas forzadas frecuentes, mantenimiento diferido y una demanda pico empujada por calor extremo. El hub de esta nota es PREPA/AEE —dueña del sistema— cruzada con LUMA y con el expediente de generación temporera que el Negociado vigila. Déficit modelado no es apagón de un día concreto. Filing de LUMA, apagón de un día concreto. Filing de LUMA no es hallazgo independiente del Negociado ya adjudicado en esa pieza.

El análisis de sensibilidad es el tramo más duro. En el caso base, Puerto Rico enfrenta ocho días de relevo de carga (load shedding) entre mayo y octubre. Un aumento de 5% en la carga casi duplica esos días. Un 10% los lleva a 26. La pérdida de otra unidad de baseload, a 27. El escenario combinado —10% más de carga y otra salida de baseload— produce 47 días de relevo y 230 horas de interrupción. LUMA afirma que los eventos reales del verano ya se parecen a esos peores casos. Modelo no es meteorología. Sensibilidad, meteorología. Sensibilidad no es culpa asignada a un operador frente a otro.

Sobre el estándar de la industria norteamericana (un evento de pérdida de carga cada diez años, LOLE 0.1), LUMA dice que el desempeño real del año fiscal 2026 fue de 17 eventos de déficit, “unas 170 veces peor” que el referente. Añadir 800 MW de generación temporera firme acercaría a Puerto Rico a ese estándar; 200 MW reducirían de forma significativa los relevos esperados; 400 MW, más aún; 800 MW casi los eliminarían. El rango 700–850 MW, dice el escrito, se ha mantenido en cuatro estudios anuales consecutivos de adecuación de recursos. Proyección de 800 MW no es contrato vigente. Iniciativa de 2025 de hasta 800 MW (unidades móviles, barcazas, equipo de reemplazo) no es megavatios ya instalados.

El Negociado pidió la actualización después de que el gobierno cancelara un contrato adjudicado a un consorcio encabezado por Power Expectations para 400 MW temporeros. Esa cancelación reaparece en el lote (notas 826 y 832) como litigio y como moción de la AEE. Cancelación no es sentencia sobre el fondo de la demanda de Power Expectations. 400 MW cancelados, sentencia sobre el fondo de la demanda de Power Expectations. 400 MW cancelados no es 400 MW sustituidos.

Números de flota que la pieza atribuye a LUMA: más de 6,500 MW instalados, unos 4,100 MW realmente disponibles, y disponibilidad en tiempo real que a menudo cae cerca de 3,200 MW al descontar salidas forzadas y mantenimiento. La falla catastrófica de Aguirre 1 en febrero de 2025 mantiene fuera una de las unidades de baseload más grandes al menos hasta fines de 2026. Capacidad instalada no es capacidad disponible. Disponible en papel, capacidad disponible. Disponible en papel no es disponible a las 7:00 p.m.

El verano de 2026, según el escrito: 15 relevos manuales en julio y agosto, casi el total de todo el año fiscal 2025; 16 eventos ya contados para agosto, en vía de igualar o superar 2023 (25) y 2024 (33). Pico de demanda de unos 3,234 MW en agosto, el más alto en cuatro años. Interrupciones sobre todo en la punta de la tarde, cuando el margen de reserva se derrumba y el solar de techo no aporta. LUMA y Genera diferieron mantenimientos en primavera y verano para evitar huecos inmediatos; el escrito advierte que eso elevará las salidas forzadas y comprimirá la ventana de mantenimiento de invierno.

Cierre: 700–850 MW; 8 / 26 / 27 / 47 días según escenario; 17 eventos FY2026; 3,234 MW de pico; 800 MW como puente modelado, no como flota ya comprada.