¿Serán los apagones el pan de cada día durante el verano en Puerto Rico? 

¿Qué provocó el apagón del 28 de julio?

González explicó que la Unidad 2 de la Central Aguirre presentó problemas con una de las bombas encargadas de mantener el vacío del condensador, un componente necesario para proteger la turbina y mantener estable la operación de la unidad.

A diferencia de otras fallas que provocan la salida inmediata de una máquina, el problema ocasionó que la unidad comenzara a reducir paulatinamente su producción hasta quedar fuera de servicio.

“Una bomba del sistema de vacío del condensador falló. Son dos bombas las que tiene y una de ellas falló y ocasionó ese evento”, detalló el ingeniero, quien trabajó como jefe de Operaciones en la Central Aguirre.

A ese incidente se sumó una situación en la cogeneradora EcoEléctrica, donde, según González, se produjo un escape de gas y un problema con un transformador de salida, lo que obligó a detener completamente sus operaciones por razones de seguridad.

La combinación de ambos eventos provocó que la reserva disponible se redujera a cero y activó el esquema automático de relevo de carga.

Ese mecanismo desconecta sectores de manera controlada para equilibrar la frecuencia y el voltaje del sistema y evitar un colapso mayor.

“Cuando se va una línea se puede apagar un pueblo o algunos pueblos, pero cuando se va una central estamos hablando de regiones, y más cuando se fueron dos centrales”, indicó.

De acuerdo con González, las interrupciones llegaron a afectar a unos 370,000 clientes.

¿Qué significa que exista poca reserva?

El exfuncionario explicó que la reserva es la capacidad adicional que tiene el sistema para responder cuando una unidad generatriz falla.

Parte de esa capacidad puede provenir de unidades que están encendidas, pero operando por debajo de su producción máxima. También incluye plantas que se mantienen disponibles para entrar en servicio cuando sean necesarias.

Como ejemplo, mencionó que una unidad con capacidad para producir 450 megavatios podría estar generando 300, dejando 150 megavatios disponibles para responder ante una emergencia.

Históricamente, explicó, Puerto Rico debía mantener una reserva equivalente a la unidad más grande del sistema, aproximadamente 450 megavatios. Con la integración de fuentes renovables, estimó que el margen podría acercarse a los 500 megavatios.

Sin embargo, actualmente existen unidades fuera de servicio y otras que operan con limitaciones.

“Tienes un problema de limitaciones en máquinas. Tienes unidades fuera de servicio y, en adición a eso, cualquier unidad que se salga en medio del pico de demanda puede provocar que se apaguen áreas de Puerto Rico”, reiteró.

Unidades que superaron su vida útil

González atribuyó parte de la vulnerabilidad a la antigüedad de la flota generatriz, que incluye unidades diseñadas durante las décadas de 1950, 1960 y 1970.

“Ya estamos en el 2026. Han sobrepasado su vida útil”, afirmó.

Aunque se han destinado fondos para reparaciones, explicó que frecuentemente se atienden los componentes más críticos mientras quedan pendientes otras piezas también deterioradas.

Comparó la situación con la de un paciente que sufre un ataque cardíaco y primero debe ser estabilizado antes de poder atender el resto de sus condiciones.

El ingeniero destacó que el Negociado de Energía estableció un plan de estabilización priorizado para que Genera PR, LUMA Energy y la AEE identifiquen y atiendan durante un periodo de dos años las condiciones que representan mayor riesgo para el sistema.

Plantea sustituir unidades y distribuir la generación

Como solución a largo plazo, González sostuvo que Puerto Rico debe comenzar a reemplazar las unidades antiguas por equipos más eficientes, robustos y económicos.

También recomendó impulsar proyectos de generación distribuida en diferentes regiones, especialmente en el centro de la isla, para reducir la dependencia de grandes complejos generatrices ubicados en pocos puntos.

“Tenemos que abrir las puertas para que toda esa producción pueda ser distribuida a lo largo de Puerto Rico y no depender de los grandes ‘clusters’, de las grandes áreas de producción que tenemos ahora”, manifestó.

Según explicó, varias industrias ya cuentan con sistemas propios de cogeneración mediante gas natural o propano, lo que reduce la cantidad de energía que necesitan obtener del sistema público.

Cuestiona lentitud de la reconstrucción tras María

González señaló, además, que tras la recuperación inicial del sistema luego del huracán María debió mantenerse el mismo ritmo de trabajo para reparar permanentemente líneas, postes, transformadores, subestaciones y sistemas de protección.

“Fue un error haber dicho que terminó la emergencia. Había que continuar la emergencia hacia una segunda fase de mitigación”, expresó.

A casi nueve años del huracán, sostuvo que el sistema de transmisión y distribución ya debería encontrarse en condiciones más robustas.

“Esperábamos que este sistema estuviese robusto en términos de transmisión y distribución”, añadió.

González concluyó que la generación, la transmisión y la distribución deben atenderse simultáneamente y con urgencia para reducir la frecuencia de las interrupciones y darle mayor estabilidad al servicio eléctrico del país.