Luma Energy reconoció esta tarde, durante una conferencia técnica del Negociado de Energía (NEPR), que no envió la factura para el mes de agosto a unos 39,000 clientes de la red eléctrica, costándole un estimado de $8.9 millones en ingresos.
La situación, que los representantes de Luma catalogaron de atípica, no debería tener efecto tarifario ante la solicitud de reconciliación que se presentó ante el NEPR para el trimestre de octubre a diciembre, aseguró el vicepresidente de Asuntos Regulatorios del consorcio Mario Hurtado.
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Según Hurtado, Luma Energy hizo un estimado del consumo incurrido por los 39,000 clientes a los que no se les envió facturas precisamente con el objetivo de evitar que la pérdida de ingresos derivara en un incremento tarifario en exceso del que ya se solicitó debido a los aumentos en costos por combustible, que se calcula en 16%. Hurtado, a preguntas de Hannia Rivera, directora de la Oficina Independiente de Protección al Consumidor (OIPC), planteó que Luma Energy facturará retroactivamente el consumo durante el mes de agosto a ese grupo de clientes, aplicando la tarifa que ha prevalecido para el trimestre de julio a septiembre.
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Aunque el comisionado asociado del NEPR Ángel Rivera cuestionó a Luma Energy sobre el motivo para los problemas de facturación, ningún funcionario del consorcio pudo ofrecer una explicación, por lo que la entidad deberá proveer la respuesta por escrito dentro de los próximos días.
“Lo estamos investigando y estamos trabajando en una solución para este (próximo) trimestre. No es que se les haya cobrado a estos clientes basado en un estimado, es que esas cobranzas no se han hecho aún. No se ha cobrado algo estimado para después corregir, es que hay un atraso en las facturas a esos clientes específicos. Según mi entendimiento, tiene que ver con el sistema de facturación y la programación del sistema. Creo que debemos una respuesta más completa, entonces vamos a trabajar en eso. Pero esa es la información que tenemos en este momento”, sostuvo Hurtado.
El NEPR, asimismo, le solicitó a Luma Energy la entrega de un plan para evitar un “doble conteo” de las cuentas por consumo que, por algún motivo, no se hayan podido facturar hasta el momento.
Como punto de comparación, Luma Energy estimó que en junio y julio –los primeros dos meses desde que asumió control de la red eléctrica– las pérdidas de ingresos por facturas que no han sido enviadas a clientes ascendieron a $670,000 y $1.3 millones, respectivamente, versus los casi $9 millones que calculó para agosto.
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La Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) cuenta con poco menos de 1.5 millones de clientes que se sirven de la red que ahora administra Luma.
Argumentan a favor del aumento
En tanto, Luma Energy presentó las justificaciones para el pedido de un incremento tarifario para compensar, principalmente, por la diferencia entre el costo real y proyectado para la compra de combustible en que incurrió entre junio y agosto.
De acuerdo con las gráficas que presentaron durante la reunión, que se celebró de manera virtual, en ese periodo de tres meses el costo por combustible ascendió a $502.6 millones, $81.7 millones en exceso de lo que se había proyectado. La modesta baja de $9.1 millones en el ajuste por compra de energía –que se refiere esencialmente a la electricidad que las cogeneradoras AES y EcoEléctrica venden a la AEE– no fue suficiente para compensar por el incremento en el costo por combustible.
En ese periodo, Luma Energy también vendió $26.6 millones menos en energía de lo que se proyectó.
Hurtado atribuyó el aumento en costo por combustible a los elevados precios internacionales del diésel, búnker C y el gas natural, así como al incremento en el uso de las llamadas ‘peakers’, las generadoras que la AEE activa para las horas pico de consumo y en situaciones de emergencia, como cuando otras plantas de mayor capacidad salen de servicio. Las ‘peakers’, señaló Hurtado, operan con combustibles más caros, como el diésel, incrementando así los costos para la AEE.
A preguntas de la OIPC sobre si los repetidos relevos de carga, que se intensificaron en las últimas semanas, derivaron en la necesidad de solicitar una reconciliación más grande, Hurtado señaló que la respuesta requeriría de un análisis “hipotético”.
Sin los seis relevos de carga que se realizaron en ese periodo, dijo Hurtado, “hubiera habido un consumo mayor, se hubiera gastado más en combustible y se hubiera facturado algo más también. Entonces, no es un cálculo fácil y es un hipotético que no se sabe. Dependería de qué plantas se hubieran utilizado en ese periodo para esa demanda. Es bastante hipotético”, subrayó el ejecutivo de Luma Energy.
Hurtado sí reconoció que los apagones –previstos o no– derivan en mayores costos para los consumidores e industrias que se ven forzados a activar planes alternos.
“A nivel macro, la falta de energía tiene un efecto económico mucho más grande de lo que hubiera sido (suplir la demanda). Implica que clientes, si tienen generadores de emergencia, los utilizarían, y eso es mucho más caro que la tarifa eléctrica, y hay otros efectos económicos macro que son apreciables. Por lo menos en la experiencia profesional que yo tengo, todos los cálculos que he visto, siempre es mejor suplir la necesidad del consumo que no suplirla. La diferencia económicamente es bastante grande”, indicó Hurtado.
El presidente del NEPR, Edison Avilés, por su parte, cuestionó al director de generación de la AEE, William Ríos Mera, sobre las salidas de varias unidades generatrices claves en el trimestre de junio a agosto. Ríos Mera reconoció que, si bien hubo varias que estuvieron fuera de servicio como parte del mantenimiento preventivo, en múltiples ocasiones plantas se apagaron debido a averías u otras situaciones imprevistas.
En junio, por ejemplo, hubo complicaciones con la unidad 2 de Aguirre, que tardó más de lo esperado en concluir el mantenimiento, y en la Central San Juan, donde la compañía New Fortress tuvo problemas con el suplido de gas natural, lo que resultó en que las unidades 5 y 6 operaran con diésel, un combustible más caro.
Ante esa respuesta, el comisionado Rivera solicitó que la AEE detallara al NEPR si el contrato de suplido con New Fortress contiene una cláusula que obligue a la compañía a compensar por el costo adicional en caso de que no pueda recibir el gas natural.
En julio, detalló Ríos Mera, la unidad 1 de Aguirre salió por roturas en las calderas, al tiempo que la unidad 2 de Aguirre, la 2 de San Juan y una de las unidades de AES estuvieron en mantenimiento programado. La unidad 2 de Aguirre es la de mayor capacidad en toda la red, al generar hasta 450 megavatios (MW).
El mes siguiente, los problemas se concentraron en la planta de Costa Sur, donde las dos unidades activas salieron de servicio. En el caso de Costa Sur 5, se espera que entre en servicio el 28 de septiembre, mientras que las reparaciones a Costa Sur 6 demorarán hasta finales de diciembre o inicios de enero, dijo Ríos Mera.
Entre ambas, las unidades de Costa Sur tienen capacidad para producir hasta 820 megavatios.
Al concluir su línea de preguntas, Avilés solicitó a Ríos Mera que proveyera al NEPR copia del programa de mantenimiento de la AEE.
El ingeniero Bryan Walsh, de Luma Energy, detalló que con frecuencia, en las horas pico, cuando la demanda se eleva a cerca de 3,000 MW, la red está funcionando con menos de los 750 MW de reserva que se consideran adecuados. Una reserva de menos de 250 MW es considerada “crítica”.
Según Walsh, los últimos días del año, en plena celebración de la Navidad, son el periodo de mayor preocupación para Luma Energy para el trimestre de octubre a diciembre debido al alza en consumo en horario nocturno.
