Reestructuración de la deuda de la AEE 2.0

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Introducción
El 31 de julio el gobierno de Puerto Rico, la Autoridad de Energía Eléctrica (“AEE”) y la Junta de Control Fiscal (“JCF”) anunciaron un acuerdo preliminar para apoyar la reestructuración de una parte de la deuda de la AEE con un grupo de bonistas no-asegurados de dicha entidad.

Descripción de la Transacción
La transacción propuesta consiste de un intercambio de los bonos existentes (no-asegurados) de la AEE por bonos nuevos a ser emitidos por la Corporación para la Revitalización de la Autoridad de Energía Eléctrica o por una entidad nueva creada especialmente para ese propósito (“a new bankruptcy-remote special purpose vehicle”).

Los bonos nuevos, a su vez, se dividen en dos grupos: los Bonos Clase A (“Tranche A”) y los Bonos Clase B (“Tranche B’). Los Bonos Clase A se intercambiarían por bonos existentes de la AEE a razón de 67.5 centavos por cada dólar de valor nominal (“face value”) de bonos existentes. Mientras los Bonos Clase B se intercambiarían a una tasa de 10 centavos por cada dólar de valor nominal de bonos existentes.

Por ejemplo, una persona que es dueña de bonos de la AEE con un valor nominal de $100,000, recibiría Bonos Clase A con un valor nominal de $67,500 y Bonos Clase B por con un valor nominal de $10,000, para una recuperación total de $77,500. Esto implica una reducción en el principal nominal de los bonos existentes de 22.5%.

Los Bonos Clase A pagarían intereses en efectivo a una tasa anual de 5.25% sobre su valor nominal y tendrían un término (“maturity”) de 40 años; mientras que los Bonos Clase B pagarían interés en especie (“payment in kind”), es decir mediante la emisión adicional de Bonos Clase B, a una tasa equivalente al 7.0% del valor nominal (o de 8.75% en el caso de que se determine que una porción de los Bonos Clase B no es exenta del pago de impuestos), y tendrían un término de 45 años.

En ambos casos el término de los bonos pudiera ser menor al establecido inicialmente si se cumplen ciertas condiciones. Por otro lado, el término de los Bonos Clase A se pudiera extender mas allá de la fecha de vencimiento inicial, si a esa fecha, el interés y principal de esos bonos no ha sido pagado en su totalidad.

Repago de los Bonos Nuevos
El repago de ambas clases de bonos nuevos estaría asegurado con un gravamen sobre el flujo de efectivo futuro generado por la AEE que sería gravado mediante la imposición de un Cargo de Transición. Ese Cargo sería de 2.636 c/kWh durante los primeros cinco años; de 2.729 c/kWh durante los años del 6 al 10; de 2.868 c/kWh durante el año 11; y aumentaría a una tasa anual de 2.5% hasta llegar a la cantidad de 4.348 c/kWh. En ese momento el Cargo de Transición se mantendría fijo en esa cantidad hasta el vencimiento de los bonos nuevos.

 

Los Bonos Clase A comenzarían a acumular y pagar intereses en efectivo inmediatamente después de su emisión; mientras que los Bonos Clase B comenzarían solamente a acumular intereses durante ese mismo periodo. Eventualmente los dueños de los Bonos Clase B recibirían 100% del flujo de efectivo en exceso del requerido para amortizar los Bonos Clase A, pero los dueños de Bonos Clase B no podrán recuperar una cantidad en exceso de (1) el valor nominal de intercambio mas (2) el valor en efectivo del pago de interés en especie.

Impago no es Incumplimiento
Resulta interesante que uno los términos acordados, por lo menos en el acuerdo preliminar, es que los bonistas no podrán declarar un evento de incumplimiento en el caso de que la AEE incumpla en algún momento con el servicio de la deuda pautado, siempre y cuando el dinero producto del Cargo de Transición se utilice en su totalidad para el pago de los bonos nuevos.

Por ejemplo, si el servicio de la deuda para el año X es de $100 millones, pero el Cargo por Transición solo genera $80 millones, debido digamos a una baja mayor a la proyectada en la demanda por electricidad, entonces los bonistas no podrían declarar un evento de incumplimiento siempre y cuando la AEE abone esos $80 millones en su totalidad al pago de la deuda. A cambio de esa concesión por los bonistas, los bonos continuarían acumulando intereses a la tasa acordada y el vencimiento de los Bonos Clase A se extendería hasta ser repagados en su totalidad. Pero ese no sería el caso con los Bonos Clase B, que en teoría podrían vencer aún cuando faltara una porción por amortizar.

Finalmente, los bonistas que participen en el intercambio recibirían como incentivo, a cambio de renunciar ciertos derechos contractuales y de apoyar la transacción, una comisión, pagadera en la forma de Bonos Clase A, igual a 1.72% del valor nominal de los bonos que intercambien. Además, tendrían derecho a recibir una comisión adicional, pagadera también en la forma de Bonos Clase A, igual a 0.95% del valor nominal de los bonos que intercambien si se cumplen otras condiciones.

Recorte del Principal
Mucha de la discusión pública se ha enfocado en la cantidad del recorte (“haircut”) en el principal de los bonos de 22.5%. Es difícil, dependiendo solamente de la información plasmada en los documentos públicos, determinar si esa cantidad es (1) razonable y (2) suficiente para que la AEE continúe en operaciones de manera sostenible.

Por un lado, debemos recordar que los bonos de la AEE son lo que se llaman en ingles, “special revenue bonds”, que usualmente gozan de una gran protección en los procesos de quiebra municipal bajo el Capítulo 9 del Código de Quiebras de Estados Unidos. Estos son bonos emitidos usualmente por entes gubernamentales que proveen servicios básicos tales como transportación, agua, alcantarillado, electricidad, o gas para calefacción, entre otros. La garantía de repago de estos bonos, al igual que es el caso con los bonos existentes de la AEE, es un gravamen sobre los ingresos netos (después de pagar los gastos operacionales) generados por el emisor.

De acuerdo con James E. Spiotto, experto en quiebras municipales y autor del libro Municipalities in Distress?: How States and Investors Deal with Local Government Financial Emergencies, el Congreso enmendó el Código de Quiebras en 1988 específicamente para aclarar que los ingresos gravados a favor de este tipo de bonistas no podían ser desviados para otros propósitos y que esos bonistas tenían derecho a seguir recibiendo sus pagos (otra vez, recalco, neto de los gastos operacionales del emisor) aún después del deudor haber radicado el recurso de quiebra. Por esa razón, estos bonos usualmente no sufren modificaciones significativas, si alguna, en un proceso bajo el Capítulo 9. En ese sentido podríamos determinar que en comparación con otras quiebras de entidades similares en los Estados Unidos el recorte de 22.5% es razonable.

Ahora bien, la AEE no se encuentra en un proceso bajo el Capítulo 9, aunque el Titulo III de PROMESA incorpora muchas de las disposiciones de ese Capítulo a través de la sección 301(a) de esa ley. Por tanto, la JCF pudiera tener más grados de libertad al negociar una reestructuración de la deuda de la AEE. Además, en el caso de la AEE tenemos que tomar en consideración los siguientes factores (1) opera en una economía que lleva años sin crecer; (2) sus administradores han pospuesto negligentemente el mantenimiento de las plantas de generación y de las líneas de transmisión y distribución por décadas; (3) la demanda por el servicio eléctrico se proyecta a la baja en los próximos años; y (4) la AEE necesita una inversión de capital masiva para modernizar y optimizar sus operaciones.

Dado todo lo anterior, entonces, el recorte de 22.5% en el principal de la deuda existente puede que no sea suficiente para que la AEE continúe operando de forma sostenible. Esa puede ser la razón que explica porque los bonistas accedieron a renunciar al derecho de declarar un evento de incumplimiento en caso de un impago. Parece que las partes están asumiendo de entrada que existe una probabilidad alta de que la AEE no pueda honrar los términos y condiciones negociados y han acordado un mecanismo ex ante para mitigar ese riesgo.

De hecho, de los documentos del acuerdo preliminar no se desprende como se llegó a la determinación de que esa cantidad de alivio es el requerido para que la AEE pueda seguir operando. En el Plan Fiscal del 1 de agosto de 2018 tampoco se explica o se toma en consideración el servicio de la deuda más allá de estipular que la cantidad de deuda existente no es sostenible (ver página 27 del Plan Fiscal del 1 de agosto de 2018). Tampoco ninguna de las proyecciones plasmadas en el Plan Fiscal incluye un análisis de cómo se afectarían las tarifas en un escenario post-restructuración de la deuda. En nuestra opinión, parece que hay una desconexión entre los escenarios del Plan Fiscal y lo acordado preliminarmente con los bonistas. Por lo tanto, con la información disponible en estos momentos no podemos analizar con certeza si la reducción propuesta en el principal es la necesaria para mantener la factibilidad de la empresa.

Cargo de Transición
Otro asunto que ha captado la atención del público es el Cargo de Transición. Ese debate se ha centrado en tratar de determinar si dicho Cargo constituye o no un aumento en la tarifa. En teoría, tal y como argumentan algunos representantes del gobierno, la imposición del Cargo no necesariamente implicaría un aumento en la tarifa a los clientes, siempre y cuando la AEE reduzca sus costos operacionales por una cantidad igual o mayor a la que representa el Cargo de Transición. En la práctica alcanzar dicha reducción sería bien difícil—pero no imposible.  

Por ejemplo, en la factura más reciente que recibí de la AEE, me cobraron 21.41 centavos por cada kWh que consumí. El Cargo de Transición para el primer año sería de 2.636 centavos por kWh, equivalente a un 12.3% del precio que la AEE me facturó por kWh en esa factura. Bajo condiciones normales, pudiera ser factible lograr una reducción en costos operacionales de esa magnitud.

Pero no estamos en tiempos normales. Como argumentamos anteriormente, la economía se encuentra en depresión, la demanda por energía eléctrica esta bajando y se proyecta que siga bajando y de acuerdo con el Plan Fiscal, la AEE necesita hacer una serie de inversiones de capital para reducir su dependencia en el petróleo y reducir sus costos operacionales y esas inversiones tienen que ser financiadas de alguna manera.

En términos específicos, en el Plan Fiscal se proyecta una reducción en el costo por combustible de aproximadamente 25% entre el 2018 y el 2023. Esa premisa nos parece poco razonable. Y se esconde en una nota al calce el hecho de que dicho ahorro depende de una inversión de capital de aproximadamente $2,900 millones en generación nueva (Plan Fiscal páginas 43 y 44). También queda sin contestar la pregunta de quien financiaría dicha inversión en la generación nueva. Dadas esas circunstancias me parece que lograr esos ahorros es muy poco probable, aunque, repito, no imposible.

Efectos sobre la Privatización
Tal vez más importante que ese debate, es que ni el “term sheet” de la transacción ni el Plan Fiscal certificado por la JCF, explican como se calculó ese Cargo de Transición ni a que volumen de ventas de electricidad se aplicaría. Este último punto es sumamente importante porque podría afectar la transformación propuesta para la red de transmisión y distribución.

Por ejemplo, si el cargo sólo se aplica a la producción de electricidad por los activos de generación de PREPA, los bonistas tendrían un incentivo para desalentar la entrada en línea de activos de generación nueva (por ejemplo, energía solar y eólica a gran escala). Si se aplica a toda la energía que se transmita a través de la red, los bonistas tendrían un incentivo para desalentar a los clientes de la AEE a desconectarse de la red, por ejemplo, invirtiendo en sus propias microrredes. Si se aplica a todos los clientes, incluso a aquellos que se han desconectado de la red, esto desalentaría a los abonados de invertir y construir microrredes privadas. Por tanto, es imperativo que se provea información adicional sobre como funcionaria el Cargo por Transición y analizar como su imposición afecta los incentivos económicos o limita las opciones factibles para transformar la red de transmisión y distribución.

Además de todo lo anterior, quedan muchas preguntas sin contestar. Por ejemplo, ¿que va a pasar con los bonistas que tienen bonos asegurados por las compañías aseguradoras de instrumentos financieros? ¿Se le ofrecerán los mismos términos y condiciones o se negociará otra transacción? ¿El Cargo de Transición se le cobraría a todos los clientes, incluyendo los municipios y aquellos que reciben subsidios? ¿La Comisión de Energía de Puerto Rico tendría que analizar y avalar tanto la transacción de intercambio de bonos como el Cargo por Transición? ¿Cómo se afectaría la propuesta de transformación de la AEE a la luz de esta transacción con los bonistas existentes?

Conclusión
En suma, la transacción propuesta constituye un primer paso importante en la transformación de la AEE, pero todavía nos falta mucha información para determinar si la transacción propuesta es en los mejores intereses del pueblo de Puerto Rico.

Por: Sergio M. Marxuach, Director de Política Pública, Centro para una Nueva Economía

 

 

Introduction
On July 31, the government of Puerto Rico, the Puerto Rico Electric Power Authority (PREPA), and the Financial Oversight and Management Board (FOMB) announced a preliminary agreement aimed at restructuring a part of PREPA’s indebtedness with a group of unsecured bondholders.

Description of the Transaction
The proposed transaction consists of an exchange of the existing (unsecured) bonds issued by PREPA for new bonds to be issued by the Corporation for the Revitalization of the Electric Power Authority, or by a new entity created especially for that purpose—“a new bankruptcy-remote special purpose vehicle,” in the language of the proposal.

The new bonds would, in turn, be divided into two groups: “Tranche A” bonds and “Tranche B” bonds. Existing PREPA bonds would be swapped for Tranche A bonds at the rate of $0.675 for every dollar of the existing bonds’ face value and Tranche B bonds at the rate of ten cents on every dollar of the existing bonds’ face value.

Thus, a person who owns PREPA bonds with a face value of $100,000 would receive Tranche A Bonds with a face value of $67,500 and Tranche B Bonds with a face value of $10,000, for a total recovery of $77,500, which is equivalent to a reduction of 22.5% in the face value of the existing bonds’ principal.

The Tranche A Bonds would pay interest in cash at a effective annual rate of 5.25% on their face value and would mature in 40 years, while the Tranche B Bonds would offer payment in kind—that is, with the additional issuance of Tranche B Bonds—at a rate equivalent to 7% of their face value (or 8.75% should it be determined that a portion of the Tranche B Bonds is not tax exempt), and would mature in 45 years.

In both cases, the bonds could mature sooner than the term initially established if certain conditions are met. On the other hand, the maturity of the Tranche A Bonds could be extended beyond the initial maturity date if at that time the interest and principal on those bonds has not been paid in its entirety.

Repayment of the New Bonds
The repayment of both classes of new bonds would be guaranteed with a lien on the future cash flow generated by PREPA, which would be encumbered by the imposition of a Transition Charge. That charge would amount to 2.636 cents per kWh for the first five years, 2.729 cents per kWh for years 6 to 10, 2.868 cents per kWh in year 11, and then increase at an annual rate of 2.5% until it reached 4.348 cents per kWh. At that point, the Transition Charge would remain fixed at that rate until the maturity date for the new bonds.

The Tranche A bonds would begin to accumulate and pay interest in cash immediately after issuance, while the Tranche B bonds would begin to accumulate interest (accumulate only, with payment in kind,  not cash) during that same period. Eventually, the owners of Tranche B bonds would receive 100% of the cash flow in excess of the amount required to amortize the Tranche A bonds, but those owners would not be able to recover an amount in excess of (1) the exchange face value plus (2) the cash value of the interest payed in kind.

Non-Payment is Not Default
It is interesting that one of the terms to which the parties agreed, at least in the preliminary agreement, is that bondholders will not be able to declare an event of default should PREPA at some point not make its scheduled debt service payment in full, so long as the revenue generated from the Transition Charge is used in its entirety to pay off the new bonds.

For example, if the debt service for Year X is $100 million, but the Transition Charge generates only $80 million, due, let’s say, to a larger than expected decrease in demand for electricity, the bondholders would not be able to declare PREPA in default so long as PREPA directs the entirety of that $80 million toward debt payment. In exchange for that concession by the bondholders, the bonds would continue to accumulate interest at the agreed upon rate and the maturity date of Tranche A bonds would be extended until they had been repaid in full. But that would not be the case with Tranche B bonds, which in theory could mature even if a portion had not yet been amortized.

Finally, the bondholders who agree to the swap would receive, as an incentive, in exchange for waiving certain contractual rights and supporting the transaction, a fee, payable in the form of Tranche A bonds, equal to 1.72% of the face value of the bonds they exchange. In addition, they would have the right to receive an additional fee, also payable in the form of Tranche A bonds, equal to 0.95% of the face value of the bonds they exchange if certain other conditions are met.

Giving the Principal a Haircut
Much of the public discussion has focused on the amount of the “haircut,” or reduction, to the bonds’ principal, an amount equal to 22.5%. It is difficult, relying solely on information contained in public documents, to determine whether that amount is (1) reasonable and/or (2) sufficient to allow PREPA to continue operating in a sustainable way.

On the one hand, we should remember that PREPA bonds are “special revenue bonds,” which usually enjoy a high degree of protection in municipal bankruptcy cases under Chapter 9 of the U.S. Bankruptcy Code. These are bonds usually issued by governmental agencies that provide such basic services as transportation, water, sewers, electricity, gas for heating, and so on. The repayment guarantee for these bonds, as is the case with the existing PREPA bonds, is a lien against the net revenues (after paying the operating costs of the issuer) generated by the issuer.

According to James E. Spiotto, an expert in municipal bankruptcies and author of Municipalities in Distress?: How States and Investors Deal with Local Government Financial Emergencies, Congress amended the Bankruptcy Code in 1988 specifically to make it clear that revenues encumbered on behalf of this type of bondholders could not be diverted for other purposes, and that those bondholders had the right to continue receiving their payments—again, I stress, net of the issuer’s operating costs—even after the debtor had filed for bankruptcy. Therefore, these bonds are not as a general rule substantially modified, if at all, in a case under Chapter 9. Thus, we might say that in comparison with other bankruptcies by similar entities in the United States, the 22.5% reduction in the principal is reasonable.

However, PREPA is not in a process under Chapter 9, even though Title III of PROMESA incorporates many of the provisions of that Chapter in its Section 301 (a). Therefore, the FOMB may have more leeway to negotiate a restructuring of PREPA’s debt. In addition, in the case of PREPA, we must take the following factors into account: (1) it operates in an economy that has shown no growth in years; (2) its administrators have negligently postponed maintenance on its generation plants and its transmission and distribution lines for decades; (3) the demand for electricity is projected to decrease over the next few years; and (4) PREPA needs a massive injection of capital in order to modernize and optimize its operations.

Given those factors, the haircut of 22.5% to the principal of the existing debt may not be sufficient to allow PREPA to continue operating in a sustainable way. That may be the explanation for the bondholders’ having agreed to waive the right to declare PREPA in default in case of a non-payment. It appears that the parties to the agreement are assuming from the outset that there is a high probability that PREPA will not be able to honor the negotiated terms and conditions, and so have agreed on a mechanism beforehand to mitigate that risk.

In fact, the documents related to the preliminary agreement do not reveal how the determination was reached that that amount of debt relief is the amount required to allow PREPA to continue operating. The Fiscal Plan of August 1, 2018, also does not explain or take into consideration debt service beyond stipulating that the amount of the existing debt is not sustainable (see page 27 of the Fiscal Plan of August 1, 2018). Nor do any of the projections laid out in the Fiscal Plan include analysis of how electricity rates would be affected in a post-debt-restructuring scenario. In our opinion, it appears that there is a disconnect between the Fiscal Plan’s scenarios and what is set forth in the preliminary agreement with the bondholders.

Therefore, with the information available at this time, we cannot determine with any certainty whether the proposed reduction in the principal represents the amount needed to maintain the corporation as a going concern.

Transition Charge
Another issue that has captured the public’s attention is the Transition Charge. That debate has centered on trying to determine whether the charge is or is not a rate increase. In theory, as some government representatives argue, the charge would not necessarily entail a rate increase for customers, so long as PREPA reduces its operating costs by an amount equal to or less than the charge. In practice, achieving that reduction would be very difficult—although not impossible.

For example, on the most recent electric bill I received from PREPA, I was charged 21.41 cents per kWh. The Transition Charge for the first year would be 2.636 cents per kWh—12.3% of the price that PREPA billed me for on that statement. Under normal conditions, it might be feasible to achieve a reduction in operating costs in that amount.

But we are not operating under normal conditions. As I argued before, the economy is in depression, the demand for electricity is decreasing and is projected to continue decreasing. And according to the Fiscal Plan, PREPA needs to make a series of capital investments in order to reduce its dependency on oil and reduce its operating costs, and those investments have to be financed in some way.

In specific terms, the Fiscal Plan projects a reduction in the price of fuel of approximately 25% between 2018 and 2025. We do not believe that premise is particularly reasonable. And hidden in a footnote is the fact that those savings depend on a capital investment of approximately $2.9 billion in new generation (Fiscal Plan, pages 43 and 44). Also unanswered is the question of who would finance that investment in new generation capacity. Given those circumstances, it seems to me that achieving those savings is highly unlikely—although, I repeat, not impossible.

Effects on Privatization
Perhaps more important that the foregoing debate is that neither the transaction’s Term Sheet nor the Fiscal Plan certified by the FOMB explains how that Transition Charge was calculated or to what volume of sales of electricity it would be applied. This latter point is extremely important because it could affect the proposed transformation of the transmission and distribution network.

For example, if the charge is applied only to the production of electricity by PREPA’s generation assets, then bondholders would have an incentive to discourage new generation assets (such as solar and wind energy) from coming on line. If it is applied to all the energy transmitted by the network, then bondholders would have an incentive to discourage PREPA customers from disconnecting from the network as a result, for example, of investing in their own microgrids. If it is applied to all customers, even those who have disconnected from the network, then it would discourage customers from investing in and building private microgrids. Thus, it is imperative that additional information be provided about how the Transition Charge would work and that an analysis be carried out of how the charge’s imposition would affect economic incentives or limit the feasible options for transforming the transmission and distribution network.

In addition to all this, there are many questions left unanswered. For example, what is going to happen to the bondholders holding bonds insured by companies who insure financial instruments? Will the same terms and conditions be offered to those bondholders, or will another transaction be negotiated? Will the Transition Charge be collected from all customers, including municipalities and those customers who receive subsidies? Will the Puerto Rico Energy Commission have to analyze and approve both the bond exchange transaction and the Transition Charge? How will the proposal to transform PREPA be affected in the light of this transaction with the existing bondholders?

Conclusion
In sum, the proposed transaction constitutes an important first step in the transformation of PREPA, but there is much important information that we still need to determine whether the proposed transaction is in the best interests of the people of Puerto Rico.

By: Sergio Marxuach, Policy Director, Center for a New Economy

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