Durante la continuación de la audiencia de evidencia realizada hoy por el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) el vicepresidente de Transformación y Proyectos Especiales para LUMA Energy, Don Cortez, explicó al organismo gubernamental cuáles son las métricas de medición que la empresa ha sugerido sustituir para presuntamente mejorar el desempeño y el monitoreo del sistema de transmisión y distribución de la red eléctrica de Puerto Rico.
Durante su deposición ante el organismo gubernamental, Cortez, indicó cuáles son las tres métricas de medición que actualmente son utilizadas por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), que la empresa busca eliminar y el por qué.
“Proponemos eliminar CAIDI, MAIDI y pérdidas técnicas”, indicó el representante de LUMA ante el NEPR.
“Hay dos razones básicas. Primero, tenemos un mapa eléctrico que no indica con precisión la conectividad, faltan muchos elementos, no estamos seguros de dónde está conectado cada cliente o qué transformador o qué circuito, por lo que cuando se intenta resumir y encontrar al cliente para saber cuántas interrupciones ha tenido, es difícil. No es capaz de producir resultados precisos”, aseguró Cortez.
Según se explicó en la audiencia, CAIDI se refiere al índice de duración de interrupción promedio del cliente y se calcula como el total de minutos de interrupción de clientes dividido por el número total de clientes interrumpidos.
Por otro lado, MAIDI se refiere al índice de duración de interrupción promedio momentáneo. Esta categoría incluye solo interrupciones momentáneas o aquellas que duran menos de cinco minutos.
Las nuevas métricas propuestas, dijo Cortez, mejorarán las mediciones en el campo relacionadas a MAIDI y CAIDI tanto como las pérdidas técnicas.
“La primera métrica que proponemos son las inspecciones de las líneas de distribución que nos permitirán conocer el estado de los activos para las líneas de distribución y la segunda son las inspecciones de las líneas de transmisión que nos permitirán evaluar el estado de las líneas de transmisión y la tercera es la inspección de las subestaciones, que permitirá catalogar la salud de los equipos de la subestación”, indicó Cortez quien aseguró además que la empresa discutió la propuesta con la Administración de Alianzas Público-Privadas (AAPP) y sus consultores.
“Les explicamos en detalle sobre por qué necesitamos no incluir las métricas de medición que ellos recomendamos y les explicamos en detalle las ventajas que tienen las métricas que proponemos”, añadió.
Cortez indicó además que las tres métricas propuestas son para inspeccionar partes del sistema de transmisión y distribución, así como las subestaciones y son la práctica estándar para ello.
“Cuando nos hicimos cargo de este acuerdo de operación sentimos que, debido a los aspectos desconocidos del sistema, una inspección era una forma adecuada de comenzar. Esto es fundamental para nosotros poder trazar la mejora de las métricas de confiabilidad”, dijo.
“En este momento documentamos las causas de la transmisión y la subestación juntas, no sé de memoria cuánto es esa cantidad”, añadió a preguntas del NEPR aunque no indicó categóricamente si LUMA posee estadísticas sobre ello.
De estas métricas dependerá cómo se le aplicarán las bonificaciones que se negociaron y que entrarían en vigor una vez la AEE salga del proceso de quiebra y dé comienzo su contrato base por 15 años.
Durante la vista de ayer, LUMA había propuesto que se les aplicara un sistema de evaluación que incluiría varios incentivos acordes con su desempeño. Sin embargo, y de acuerdo con los documentos que la propia empresa sometió, virtualmente esta no incluía penalidades por incumplimiento.
