El aumento de 2.49 centavos en la factura de luz que LUMA Energy solicitó para el último trimestre del año pudo haber sido aún mayor, pero una “anomalía en cobranza” llevó al consorcio a modificar la propuesta que sometió al Negociado de Energía de Puerto Rico.

Hoy, en una conferencia técnica ante el Negociado para evaluar el posible incremento, personal de LUMA indicó –sin entrar en mayores detalles– que confrontaron y siguen teniendo “issues” (problemas) de programación con su sistema de facturación, lo que ha provocado “retrasos”.

Mario Hurtado, principal oficial regulatorio de LUMA, dijo que “se está trabajando” para resolver los problemas prontamente, y alegó que se modificó la solicitud de incremento “para no tener un efecto no deseado en la factura” que se cobraría a partir del 1 de octubre.

Por su parte, Ashley Engbloom, vicepresidenta de regulación del consorcio, señaló que las fallas evitaron facturarles el consumo eléctrico a unos 21,000, 28,000 y 39,000 clientes en junio, julio y agosto, respectivamente.

Engbloom estimó el consumo de esos abonados no facturados en 78.2 millones de kilovatios-hora (kWh).

Ambos ejecutivos de LUMA declararon que, para evitar que ese monto se refleje en los factores que regirían la factura de luz entre octubre y diciembre, el consorcio ajustó (redujo) la cláusula de compra de combustible en $8.3 millones y la de compra de energía, en $2.6 millones, para un total de $10.9 millones.

“No queríamos imponer esta anomalía en cobranza o facturación y que resultara en un incremento adicional. Pero (para los factores que regirían entre octubre y diciembre) nadie está recibiendo un crédito ni se le está dando un trato diferente a un grupo de clientes. La intención es un trato equitativo”, expresó Hurtado en un aparte con El Nuevo Día.

En la conferencia técnica –y a preguntas del comisionado asociado Ángel Rivera de la Cruz–, Engbloom no pudo establecer cómo la cantidad de clientes no facturados en junio, julio y agosto compara con la de los meses previos, cuando esa tarea estaba en manos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). Engbloom se comprometió a someter luego la información.

Rivera de la Cruz cuestionó, además, cómo se calculó el consumo en kWh de los abonados no facturados, y Engbloom respondió que se estimó usando solo los valores de mayo, en lugar de la demanda o carga histórica. “Es un ‘one-time issue’ (problema único) y estamos trabajando arduamente para resolverlo”, insistió.

Acto seguido, el comisionado asociado mostró preocupación sobre cómo LUMA se aseguraría de “rastrear” a los clientes para que no sean sobrefacturados. Engbloom afirmó: “Sabemos cuáles son las cuentas y podremos compararlas”.

“Es la primera vez que se pide un ajuste de este tipo. Al menos, para mí, es bien difícil aprobar este ‘deferral’ (aplazamiento) porque, como se presentó la información al principio, dio la impresión de que era un ‘issue’ de lectura, no del programa de facturación”, ripostó Rivera de la Cruz.

En otro momento de la conferencia técnica –que se extendió por cuatro horas–, la directora ejecutiva de la Oficina Independiente de Protección al Consumidor, Hannia Rivera, también cuestionó si el sistema de LUMA “tendría la capacidad” de, en su momento, “distinguir” y facturar a los clientes con los factores que estuvieron vigentes entre junio y agosto, en vez de los que se aprobarían para octubre, noviembre y diciembre, “que serían mayores”.

Hurtado contestó: “Nuestra intención es cobrar la tarifa vigente para el período que corresponda. El sistema tiene la capacidad y eso sería lo que se haría: cobrar las tarifas aplicables al período de consumo”.

Al final, LUMA, cuya base de clientes asciende a 1.5 millones, quedó con la asignación de entregarle al Negociado un plan que detalle cómo evitaría la sobrefacturación y cómo se propone manejar las cuentas si finalmente el ente regulador independiente aprueba su solicitud. También, el consorcio deberá detallar los problemas en su sistema de facturación y qué acciones está tomando o ejecutará para evitar que se repitan.

Defienden el incremento

Reiteradamente, el personal de LUMA justificó el propuesto aumento de 2.49 centavos, al argumentar que el costo de operación del sistema eléctrico subió en los pasados meses.

Según Hurtado, la operación de la red incrementó por “dos causantes principales”: un alza en los costos internacionales del combustible (petróleo y gas natural) tras el desplome registrado al inicio de la pandemia de COVID-19, y un “despacho mayor de lo esperado” en las “peaking units” o unidades de respuesta rápida debido a “las necesidades de mantenimiento de varias plantas base”.

Las “peaking units” –que usan diésel, un combustible más caro que el búnker C de las plantas base– también se utilizaron más debido a los apagones selectivos por déficit de generación.

José Gandía, supervisor de informes regulatorios para finanzas de LUMA, declaró que, durante el trimestre de junio a agosto, los gastos por compra de combustible se excedieron por $96.5 millones respecto a lo proyectado. En el mismo período, los gastos por compra de energía fueron $11.1 millones más bajos.

Por lo tanto, el monto neto a recuperar con el alza solicitada –a través de la factura de luz– es de $85.4 millones.

Para un cliente residencial con un consumo de 400 kWh al mes, el aumento bajo evaluación supondría un cantazo de $9.98 adicionales. Mientras, el impacto para los clientes comerciales e industriales oscilaría, en promedio, entre $29.92 y $13,727.59, según su consumo.

Por ley, el Negociado tiene la última palabra sobre cualquier aspecto relacionado con la factura de luz. Cada tres meses, el ente regulador independiente revisa los factores por compra de combustible y compra de energía y, dependiendo de los gastos e ingresos reportados, se les cobra o reembolsa a los abonados.

Cuestionan mantenimiento

Personal de la AEE también depuso en la conferencia técnica y, en su caso, la mayoría de las preguntas –lideradas por el presidente del Negociado, Edison Avilés– giró en torno al mantenimiento de las plantas de generación, el presupuesto asignado a esos fines y las reparaciones de las unidades averiadas.

William Ríos Mera, director de Generación de la AEE, confirmó que, entre junio y agosto, varias unidades estuvieron fuera de servicio por “mantenimiento programado” y que, en algunos casos, los trabajos se retrasaron por averías y otras situaciones. En consecuencia, aumentó el uso de las “peaking units” para poder suplir la demanda energética.

Detalló que el presupuesto actual para el mantenimiento de la flota de generación asciende a $106 millones, una cifra mayor a los $85 millones y $98 millones de los pasados dos años.

En el pasado, la AEE ha reconocido que el huracán María y el terremoto el año pasado retrasaron los planes de mantenimiento. Al respecto, Avilés le solicitó a Ríos Mera que entregue “lo antes posible” al Negociado los planes de mantenimiento de todas las unidades de generación por los pasados cinco años y el vigente.

Sobre las reparaciones pendientes, el director de Generación de la AEE indicó que la unidad #5 de la central Costa Sur, en Guayanilla, reiniciaría operaciones el próximo martes, 28 de septiembre. Mientras, la unidad #6 de esa misma central tardaría más en reintegrarse a la red, ya que las partes dañadas tienen que enviarse a Estados Unidos “para obtener recomendaciones detalladas de qué trabajos tenemos que hacer”.

El Negociado tiene hasta el 30 de septiembre para decidir sobre el aumento propuesto, que se cobraría hasta el 31 de diciembre. De aprobarse, sería el cuarto incremento en la factura de luz en este año.