Reestructuración de la deuda de la AEE 2.0

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Reestructuración de la deuda de la AEE 2.0
Sergio Marxuach, director de Política Pública del Centro para una Nueva Economía junto a Edwin Irizarry Mora, profesor de economía del recinto Universitario de Mayagüez. (Nahira Montcourt / NotiCel)

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.

*El autor es Director de Política Pública, Centro para una Nueva Economía. Tomado del blog de CNE.

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