Puerto Rico’s Unfinished Business After Hurricane María


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It has been a little over a year since Hurricane María fractured Puerto Rico’s infrastructure and its demographic and economic landscape. Currently, all the critical infrastructure—electricity, water, telecommunications, schools, and hospitals—is functional. The enormous effort and the amount of hard work put into removing millions of cubic yards of debris; patching up the electrical grid and the water treatment system; putting hospitals in working order; temporarily fixing damaged housing; among a host of other emergency response activities, sometimes under conditions dangerous to life and limb, should be acknowledged and recognized by one and all.

However, a year after the storm a kind of nervous normalcy prevails in the island and while the amount of work that has been done since last year should not be dismissed, it is important to understand the magnitude of the task at hand and the challenges that lie ahead. The island’s economic fundamentals remain fragile, the electrical system is unstable, the Puerto Rico Aqueduct and Sewer Authority still needs electrical generators to back-up critical water pumps, and despite an effort from all sectors to be vigilant and prepared for another natural disaster, there is significant uncertainty as to how well equipped the central government and its municipalities are to face another storm.

Furthermore, federal funds allocated thus far will not be sufficient to successfully rebuild Puerto Rico’s infrastructure. The Federal Emergency Management Agency (FEMA), using a model designed by the National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), has acknowledged that total damages could add up to approximately $90 billion in Puerto Rico and the U.S. Virgin Islands. By the end of the 2018 federal fiscal year, estimates of funds appropriated for Puerto Rico disaster relief still range anywhere from $33 to $45 billion, or about half of what is anticipated to be necessary. And when compared to the total funds allocated to address the 2017 natural disasters, the amount obligated by FEMA’s individual assistance programs for Hurricane Maria’s disaster victims has been significantly lower than the portion obligated for victims of Hurricane Harvey or Hurricane Irma.

As noted throughout the report, Puerto Rico’s current situation is extremely complex, a fact that should be considered and addressed early in the recovery process, before making decisions that could have permanent and damaging social and economic implications. Fully understanding the current lay of the land is important because Puerto Rico is the only jurisdiction, to the best of our knowledge, tosimultaneously go through a bankruptcy procedure, a twelve-year economic recession, a fiscal and debt crisis managed under the purview of a congressionally-mandated oversight board, and a large-scale recovery process after a massive natural disaster.

In sum, the report seeks to frame Puerto Rico’s recovery process by providing a snapshot of where the island is today and how much federal money has been allocated, casting light on some of the reconstruction challenges, and igniting a discussion on the options available for a sustainable recovery. It is the first of a series that CNE intends to produce with the goal of educating policymakers about the nuances and complications they will face when designing long-term solutions for the island.

 

Read the report here: 

 

 

 

 



 

Hace poco más de un año que el huracán María quebró la infraestructura de Puerto Rico y su panorama económico y demográfico. En estos momentos, toda la infraestructura crítica ‑—electricidad, agua, telecomunicaciones, escuelas y hospitales— funciona. Debemos todos reconocer el enorme esfuerzo y arduo trabajo realizado, en ocasiones arriesgando la vida y la integridad física, para recoger millones de yardas cúbicas de escombros; reparar la red de distribución eléctrica y el sistema de tratamiento del agua; poner a los hospitales a funcionar; y hacer reparaciones provisionales a las viviendas dañadas, entre un sinnúmero de otras actividades de respuesta ante la emergencia.

No obstante, a un año de la tormenta, en la Isla se respira una especie de normalidad ansiosa y, aunque no debemos minimizar el trabajo que se ha hecho desde el año pasado, es importante comprender la magnitud de las tareas y los retos que tenemos por delante. Las bases económicas de la Isla siguen frágiles, el sistema eléctrico sigue inestable, la AAA todavía necesita generadores eléctricos para operar las bombas de agua y, a pesar del esfuerzo de todos los sectores por estar alertas y preparados para otro desastre natural, existe mucha incertidumbre con respecto a cuán capacitados están el Gobierno central y los municipios para capear otra tormenta.

Por otro lado, los fondos federales asignados hasta ahora no serán suficientes para reconstruir cabalmente la infraestructura de Puerto Rico. La Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA), empleando un modelo diseñado por la National Oceanic and Atmospheric Administration (NOAA), ha reconocido que los daños totales podrían alcanzar cerca de $90,000 millones en Puerto Rico y las Islas Vírgenes. A fines del año fiscal federal 2018, los estimados de fondos autorizados a Puerto Rico para ayuda para catástrofes todavía oscilan entre $33,000 y $45,000 millones, o alrededor de la mitad de lo que se calcula que será necesario. Y cuando se compara con el monto total de fondos asignados para afrontar los desastres naturales de 2017, la cantidad que los programas de asistencia individual de FEMA han obligado para las víctimas del huracán María ha sido significativamente más baja que la porción obligada para las víctimas del huracán Harvey o el huracán Irma.

Según se señala a lo largo del informe, la situación actual de Puerto Rico es extremadamente compleja, hecho que debe tomarse en consideración y con el que se debe lidiar en los inicios del proceso de recuperación, antes de tomar decisiones que podrían tener repercusiones sociales y económicas dañinas y permanentes. Comprender cabalmente la situación es importante porque, hasta donde sabemos, Puerto Rico es la única jurisdicción que ha experimentado, simultáneamente, un proceso de bancarrota supervisado por un tribunal, una recesión económica de doce años; una crisis fiscal y de deuda manejada bajo la incumbencia de una junta de supervisión impuesta por el Congreso, y un proceso de recuperación a gran escala después de un desastre natural inmenso.

En resumen, el informe busca situar el proceso de recuperación de Puerto Rico ofreciendo un panorama de dónde está la Isla hoy y cuánto dinero federal ha sido asignado, arrojando luz sobre algunos de los retos de la reconstrucción y provocando una discusión en torno a las opciones disponibles de recuperación sustentable. Es el primero de una serie que el CNE se propone producir con el propósito de concienciar a quienes toman las decisiones acerca de las sutilezas y complicaciones con las que tendrán que lidiar al diseñar las soluciones de largo plazo de la Isla.

 

Lea el informe completo aquí:

 

 

CNE lanza nueva iniciativa: BLUEPRINT

 

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En CNE entendemos que es imprescindible desarrollar un marco abarcador de planificación y política pública para atender todo lo relacionado al tema de vivienda y la tenencia de la tierra. Estos asuntos son medulares para la recuperación y reconstrucción de Puerto Rico.

Blueprint proveerá una plataforma de intercambio de conocimientos e información y entablará una serie de diálogos que sirvan para definir un marco programático de vivienda en Puerto Rico.

El documento adjunto por Raúl Santiago Bartolomei, Investigador Asociado de CNE, esboza en más detalle esta problemática y el marco que proponemos.

 

 

Blueprint contará con la colaboración de ReImagina Puerto Rico y otras organizaciones.



 

 

At CNE we understand that it is essential to develop a comprehensive framework of planning and public policy to address everything related to the issue of housing and land tenure. These issues are central to the recovery and reconstruction of Puerto Rico.

Blueprint will provide a platform for the exchange of knowledge and information and will initiate a series of dialogues that will serve to define a programmatic housing framework for Puerto Rico. 

The attached document by Raúl Santiago Bartolomei, Associate Researcher at CNE, outlines this problem and the framework we propose in more detail.

 

 

Blueprint will count on the collaboration with ReImagina Puerto Rico y other organizations.

Transforming the Recovery into Locally-led Growth: Federal Contracting in the Post-Disaster Period

 

 

 

 

 

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In the wake of the devastation resulting from hurricane María, the United States Federal Government mobilized numerous emergency relief efforts in Puerto Rico. Traditionally, Federal disaster response has been thought of as the “silver lining” that stems from a catastrophic event, given the millions of US Government dollars that are pumped into the local economy. 

The report examines Federal post disaster expenditures and the sectors and companies being contracted. Our primary findings suggest that Federal relief and recovery spending in Puerto Rico is mostly being used to contract mainland US firms. Moreover, existing trends signal that local economic development opportunities stemming from post disaster funding are possibly lower than expected. 

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CNE welcomes sponsors to Black Start 2019

Black Start 2019 is poised to become a defining event for the future of energy in Puerto Rico.  We are thrilled to welcome Fundación Colibrí to our team as the Presenting Sponsor of the Conference. Fundación Colibrí is a new philanthropic entity established by a Puerto Rican family in the diaspora with the purpose of helping Puerto Rico to rebuild after the devastation caused by Hurricane Maria.  Since the energy sector plays a fundamental role in P.R.’s recovery, Fundación Colibrí immediately pledged their support.

CNE is further delighted to welcome the Environmental Defense Fund as the Principal Conference Partner for Black Start 2019.  EDF is a leading national nonprofit organization representing more than two million members. Guided by science and economics, EDF finds practical and lasting solutions to the most serious environmental problems including working toward a clean, modern energy system that better protects health outcomes, while boosting the economy.

The objective of Black Start 2019 is to take a step back, think and envision what the future of energy should be for Puerto Rico. Charting this vision will require thinking beyond the confines of Puerto Rico with a clear understanding of the island’s challenges as well as oppotunities. With the leadership of CNE, support of Fundación Colibrí and the worldview of the EDF team, Black Start 2019 is on!

Visit http://blackstart2019.com/ and register for more information!



El CNE le da la bienvenida a la Fundación Colibrí como el principal auspiciador de Black Start 2019 y el Environmental Defense Fund será el principal socio organizador.

La conferencia Black Start 2019 ya va encaminada a convertirse en un evento decisivo para el futuro energético en Puerto Rico. Nos entusiasma dar la bienvenida a la Fundación Colibrí, que se integra a nuestro equipo como principal auspiciador. La Fundación Colibrí es una nueva entidad filantrópica creada por una familia de la diáspora con el fin de ayudar a la reconstrucción de Puerto Rico luego del huracán María. Siendo el sector energético de importancia fundamental para la recuperación de la isla, la Fundación no dudó en confirmar su apoyo.

También recibimos al Environmental Defense Fund (EDF) como principal socio organizador de Black Start 2019. El EDF es una de las principales organizaciones sin fines de lucro en Estados Unidos, con más de dos millones de miembros. Fundamentado en la ciencia y la economía, el EDF se dedica a lograr soluciones prácticas y duraderas para los problemas ambientales más serios, entre ellos la necesidad de un sistema de energía limpio y moderno que proteja la salud a la vez que fomente la economía.

El objetivo de Black Start 2019 es desarrollar una nueva visión para el sector energético de Puerto Rico. Para concretar esta visión, es necesario pensar más allá de los confines de la isla, entendiendo a fondo los desafíos y oportunidades que ésta enfrenta. Con el liderato del CNE, el apoyo de la Fundación Colibrí y la visión internacional del EDF, el equipo de Black Start 2019 está listo para el reto.

Para más información, puede registrarse en http://blackstart2019.com/

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Ponencia del CNE ante el Senado sobre la política pública energética y su marco regulatorio

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A continuación, la ponencia presentada ante la Comisión Especial de Asuntos de Energía del Senado de Puerto Rico por el Director de Política Pública del Centro para una Nueva Economía, (CNE) Sergio Marxuach, el 30 de agosto de 2018: 

Buenos días, Honorable Senador Lawrence Seilhamer Rodríguez, Presidente de la Comisión Especial de Asuntos de Energía del Senado de Puerto Rico, Honorables Senadores miembros de esta Comisión, y a todo el público que nos acompaña en el día de hoy.

Hemos recibido su carta del 10 de agosto de 2018, mediante la cual nos cita a comparecer a estas vistas públicas para proveer nuestro insumo y recomendaciones sobre la política pública energética y el marco regulatorio que deben regir el Sistema Eléctrico de Puerto Rico, previo a que se perfeccione cualquier Contrato de Alianza o Contrato de Venta relacionados a los activos de la Autoridad de Energía Eléctrica, en cumplimiento con los requisitos de la Ley 120 del 20 de junio de 2018, conocida como la Ley para Transformar el Sistema Eléctrico de Puerto Rico (“Ley 120”). Le agradecemos la oportunidad que nos brinda para participar en el análisis y discusión de esta importante medida de política pública.

Introducción
El huracán María devastó el sistema eléctrico de Puerto Rico. Después de la tormenta, la isla esencialmente ha tenido que reactivar su sistema energético del equivalente de lo que en la industria se llama un “blackstart”, que es el término técnico que describe el proceso de reactivar el sistema de generación energética luego de un apagón total.

A la misma vez, el sector de energía en todo el mundo está cambiando rápidamente a medida que nuevas tecnologías que son incompatibles con el paradigma centenario de generación centralizada, transmisión y distribución de energía entran en funcionamiento. Debemos aprovechar esta coyuntura, la destrucción casi total del sistema de energía en Puerto Rico y los adelantos tecnológicos en este sector, para traer al siglo 21 el anquilosado sistema eléctrico de la isla. Dicho de otra manera, debemos utilizar el “blackstart”, no para reconstruir el sistema energético a su estado al 19 de septiembre de 2017, sino para dar un salto cualitativo de envergadura.

Para que el sector de energía lleve a cabo con éxito la transición a un nuevo modelo de hacer negocios será necesario desarrollar una nueva visión del sistema, enmendar leyes y reglamentos, actualizar las redes de transmisión y distribución y fomentar el uso eficiente de la energía por parte de los consumidores. Esta es una tarea difícil, pero afortunadamente abundan los recursos para orientar a los legisladores, reglamentadores y las compañías de energía en este proceso.

Análisis y Recomendaciones
De entrada, es preciso señalar que la Sección 3 de la Ley 120 ya contiene una declaración de política pública que establece lo siguiente:

 

Fundamentados en las facultades legales y propietarias del Pueblo de Puerto Rico y su Gobierno sobre la AEE, esta Asamblea Legislativa dispone que su intención y su política pública es agilizar un proceso justo y transparente para el establecimiento de Alianzas Público Privadas con respecto a cualquier función, servicio o instalación de la corporación pública y a vender sus activos relacionados a la generación, colocando dichos activos en las manos privadas que demuestren un justo balance de interés comercial y sentido de responsabilidad social; con la capacidad operacional, tecnológica y financiera para transformar el sistema eléctrico en uno moderno, con tarifas razonables, con acceso universal, con fuentes de energía eficientes y ambientalmente aceptables; con una infraestructura resistente o resiliente, al máximo posible, al embate de fenómenos atmosféricos y naturales; con condiciones económicas y legales razonables para el Pueblo de Puerto Rico; y que provean condiciones de amplia accesibilidad, facilidad y rapidez en sus servicios directos al cliente.

Todo lo anterior, como mínimo, deberá ser tomado en consideración por el Comité de Alianzas como Intereses Fundamentales del Pueblo de Puerto Rico al evaluar a los proponentes y sus ofertas.

 

Siendo ese el caso, nuestro análisis y recomendaciones parten de la premisa que el mandato establecido en la Sección 9 de la Ley 120 requiriendo el desarrollo de la Política Pública Energética y Marco Regulatorio para el Sistema Eléctrico de Puerto Rico (1) está subordinado a la política pública general establecida en la Sección 3 y (2) que tanto la Política Pública Energética y el Marco Regulatorio deben ser consistentes con los “Intereses Fundamentales” definidos en dicha Sección 3.

Por tanto, nuestra primera recomendación, para evitar confusiones y conflictos potenciales entre la política pública general ya legislada en la Sección 3 de la Ley 120 y la política pública energética específica que se estará redactando ahora, es que se definan claramente los términos claves.

De la misma manera en que la primera sección de cualquier contrato complicado contiene usualmente un listado de definiciones con la intención de crear un vocabulario—y eventualmente un lenguaje—común entre las partes, antes de proceder con la redacción de una política pública energética para Puerto Rico es necesario definir términos esenciales tales como: acceso universal, energía renovable, generación distribuida, micro-redes, resiliencia, externalidades ambientales, costo económico, costo social, mercado competitivo, venta de energía al por mayor, venta de energía al detal, trasbordo de energía (“wheeling”), elección del consumidor (“customer choice”), generación tradicional o centralizada, transmisión y distribución de energía, entre otros términos importantes.

El próximo paso, una vez se han definido los términos importantes, es redactar una visión a largo plazo que determine y establezca los objetivos que se quieren lograr a través de la política pública energética y el marco regulatorio.

Desarrollar esta visión requiere pensar más allá de los confines de la isla, pero tomando en consideración y entendiendo a fondo las limitaciones y retos que enfrenta Puerto Rico. Además, se necesitarán políticas públicas y reglamentos de avanzada para implementar esa visión, así como establecer lineamientos con respecto a los objetivos ambientales, los estándares de energía renovable, la eficiencia energética y el manejo de la demanda energética.

Esa declaración de la visión energética para Puerto Rico debe incluir entre tres a cinco objetivos estratégicos, así como una meta ambiciosa pero realista a largo plazo y partir de la premisa que el modelo de hacer negocios de las compañías de generación eléctrica, incluyendo a la AEE, tradicionalmente conocido como “build and grow”, basado en (1) la construcción de plantas generatrices cada vez más grandes, eficientes, y utilizando combustibles fósiles baratos y (2) en un aumento continuo en el consumo de electricidad, ya no es factible debido a limitaciones en la eficiencia alcanzable en la generación de electricidad, el aumento en el precio de los combustibles fósiles, nueva reglamentación ambiental, la reducción en la demanda de electricidad y la entrada de tecnologías nuevas de generación utilizando fuentes renovables.[1]

Partiendo de esas premisas, la visión del sistema energético de Puerto Rico, por ejemplo, y presentamos la siguiente visión sólo a manera de ejemplo, pudiera ser una como la siguiente:

“Para el año 2030 Puerto Rico tendrá un sistema eléctrico accesible, confiable, costo-eficiente, limpio y resiliente, anclado en la tecnología más avanzada disponible comercialmente y adaptable a sistemas aislados como el nuestro.”

Lo importante es que el proceso para desarrollar esa visión sea inclusivo y verdaderamente participativo y se le provea una oportunidad al mayor número posible de partes interesadas (“stakeholders”) de presentar y explicar su opinión sobre los objetivos estratégicos y la visión energética para el país.

En ese tipo de proceso es inevitable que se presenten objetivos y/o visiones que son lógicamente incompatibles, mutuamente excluyentes, o que requieren un balance de intereses para poder implementarse de manera eficaz. Les corresponde a ustedes, como representantes debida y democráticamente electos por el pueblo de Puerto Rico, resolver esos conflictos potenciales después de obtener el insumo de la mayor cantidad posible de las partes interesadas.

En tercer lugar, una vez se llega a un acuerdo sobre los objetivos y la visión que se quiere implementar, entonces procede diseñar políticas públicas dirigidas a facilitar la implementación de dichos objetivos y visión. Siguiendo con el ejemplo que presentamos anteriormente, la implementación de un sistema energético limpio y resiliente, requiere el diseño de políticas públicas que fomenten y promuevan el uso de las tecnologías de generación que producen poca o ninguna contaminación y que incentiven el uso de micro-redes, así como de líneas soterradas, donde dicha tecnología sea costo-eficiente, para mejorar la resiliencia del sistema.

En términos de la generación, la nueva política pública energética debería tomar en cuenta que las grandes instalaciones de generación con ciclos de recuperación de la inversión de más de 30 años son cada vez más una cosa del pasado. Mientras, la construcción de unidades de generación tradicional más pequeñas y altamente eficientes, ampliamente distribuidas en las áreas de servicio para suplir la carga base, se está convirtiendo rápidamente en una alternativa tecnológicamente factible y rentable. Complementar este modelo con soluciones de generación renovable y tecnologías de almacenamiento para proveer reservas, otros servicios auxiliares y carga adicional en las horas pico, no solo es eficiente, sino que puede ayudar a proporcionar un servicio con menos interrupciones y más costo-efectivo para todos los clientes.

Aquí es importante señalar que al comparar el costo de alternativas tradicionales de generación con el costo de alternativas de energía renovable es importante tomar en consideración todos los costos asociados con la generación tradicional (“all-in cost”), no solo el costo del combustible fósil pero los costos sociales también. Por ejemplo, el costo de la contaminación ambiental; el costo del tratamiento médico de casos de asma, problemas respiratorios, de los ojos y la piel; así como el costo de las muertes prematuras causadas por el cáncer y otras enfermedades causadas directa o indirectamente por las emisiones de contaminantes.[2]

Por el lado de la transmisión y distribución, la política pública energética debería fomentar la evolución de la red para incorporar de manera eficiente y confiable la generación distribuida, el uso de baterías a nivel de la red, así como al detal, para permitir el almacenamiento de electricidad cuando no se requiera su uso inmediato y así promover y aumentar el valor de los recursos de generación intermitente.

Además, el rápido crecimiento del mercado de automóviles eléctricos crea el potencial de demanda adicional, presumiblemente fuera de las horas pico, lo que ayudaría a estabilizar la demanda por una carga base que se proyecta a la baja en los próximos años. Los automóviles eléctricos también funcionarían como una solución de almacenamiento y podrían descargar energía a la red cuando surjan usos más valiosos para esa carga. Ahora bien, todo esto implicaría hacer inversiones de capital en áreas no-tradicionales dado que los automóviles eléctricos necesitarían estaciones de carga ampliamente disponibles y accesibles a través de toda la isla.

Por último, dados los efectos previsibles del rápido e inminente cambio climático, la red del siglo 21 tiene que ser lo suficientemente flexible para incorporar micro y mini-redes que puedan conectarse y desconectarse de la red principal, según sea necesario, para asegurar que las instalaciones de infraestructura crítica (hospitales, bombas de agua, telecomunicaciones etc.) tengan un respaldo adecuado en caso de desastres para proteger a las comunidades aisladas de interrupciones prolongadas de esos servicios y limitar los impactos a la salud y al medio ambiente.

Idealmente, estas políticas se diseñarían en cooperación con otras agencias y entidades del gobierno de Puerto Rico, del gobierno federal, del sector no-gubernamental y de base comunitaria, tales como la Comisión de Energía de Puerto Rico, el Departamento de Energía, la Southern States Energy Board, el Instituto de Competitividad (“ICSE”) y Casa Pueblo, entre otras.

Habiendo declarado y definido la política pública energética, procede entonces la operacionalización de dicha política pública y el diseño del marco regulatorio del sistema energético, a través de la redacción de reglas y reglamentos por las agencias administrativas con jurisdicción sobre el tema, la creación o expansión de programas gubernamentales y las asignaciones presupuestarias necesarias para llevar a cabo e implementar estos programas.

El modelo de reglamentación tendrá que evolucionar de uno basado en planes de recursos integrados a largo plazo a uno basado en una supervisión más proactiva con respecto a la utilización eficiente de los recursos y más dinámica en relación a los distintos actores y participantes en el sector energético. Esto significa que los reglamentadores deberán implementar un modelo de reglamentación basado en el desempeño (“performance-based regulation”), establecer parámetros transparentes para la rendición de cuentas, así como incentivos (y sanciones) para lograr los objetivos de la política energética.

Es imperativo que las nuevas estructuras tarifarias se diseñen para: (1) enviar las señales de precio correctas tanto a los generadores como a los consumidores; (2) promover la eficiencia energética; (3) manejar eficientemente la carga base y la demanda pico; (4) fomentar la transición a la interacción bi-direccional entre los operadores de la red y los clientes que instalen capacidad de generación distribuida; y (5) implementar tarifas basadas en el momento del uso de la energía para fomentar la eficiencia y la optimización del uso de los recursos. Además, se deberá promover la implementación de nuevas normas energéticas para el diseño de edificios, facilitar el financiamiento para la retro-adaptación de estructuras existentes para fomentar la conservación de energía y promover el uso de enseres electrodomésticos eficientes para estabilizar el consumo residencial.

Finalmente, corresponde a cada jefe de agencia con jurisdicción sobre este tema ejecutar las acciones necesarias para implementar los programas gubernamentales necesarios para hacer una realidad la visión a largo plazo y la nueva política energética de Puerto Rico.

Conclusión
En resumen, la reforma del sistema energético de Puerto Rico tiene que ser bien pensada, estratégica, y seguir una secuencia lógica, más aún cuando la AEE enfrenta simultáneamente los retos de la reconstrucción del sistema eléctrico después del Huracán María, la reestructuración de su deuda bajo el procedimiento del Titulo III de PROMESA, una baja sustancial en la demanda por sus servicios, y la privatización, total o parcial, del sistema eléctrico que ha sido administrado y operado como un monopolio por más de setenta años.

Nuevamente, agradecemos la oportunidad para participar en este debate y quedamos a su disposición para contestar cualquier pregunta que usted o los miembros de la honorable Comisión puedan tener con respecto a este importante asunto.

Respetuosamente sometido por Sergio M. Marxuach Colón, Director de Política Pública, Centro para una Nueva Economía

 

[1] Gretchen Bakke, The Grid: The Fraying Wires Between Americans and Our Energy Future, (Bloomsbury: New York, 2017), pp. 72-93.
[2] Ver, por ejemplo, Nicholas Z. Muller, Robert Mendelsohn and William Nordhaus, “Environmental Accounting for Pollution in the United States Economy”, American Economic Review, vol. 101, (August 2011): 1649-1675.



 

Remarks to the Special Committee on Energy Affairs, Senate of Puerto Rico

Remarks presented to the Special Committee on Energy Affairs of the Puerto Rico Senate by the Center for a New Economy’s (CNE) Public Policy Director, Sergio Marxuach, on August 30, 2018:

Good morning, Senator Lawrence Seilhamer Rodríguez, Chairman of the Special Committee on Energy Affairs of the Senate of Puerto Rico, members of the committee, and everyone here with us today.

We have received your letter dated August 10, 2018, inviting us to testify in these public hearings and offer our recommendations on the public energy policy and regulatory framework that we believe should govern the Electrical System of Puerto Rico before any Public-Private Alliance Contract or Sales Contract is finalized involving the Puerto Rico Electric Energy Authority’s assets in compliance with the provisions of Law 120 of June 20, 2018, known as the Law to Transform the Electrical System of Puerto Rico (“Law 120”). We appreciate the opportunity you have given us to take part in the analysis and discussion of this important public policy measure.

Introduction

Hurricane Maria devastated Puerto Rico’s electrical system. After the storm, the island has essentially had to reactivate its energy system from the equivalent of what the industry calls a “black start,” which is the technical term for the process of reactivating the electrical generating system after a total blackout.

At the same time, the energy sector worldwide is rapidly changing as new technologies come online that are incompatible with the century-old paradigm of centralized generation, transmission, and distribution of energy. We should take advantage of this moment—the almost total destruction of the energy system in Puerto Rico and technological advances in the energy sector—to bring the island’s obsolete energy system into the twenty-first century. Or to put it another way, we should use this black start not to rebuild the energy system to its state on September 19, 2017, but to make an important qualitative leap forward.

If the energy sector is to make a successful transition to a new model of doing business, it will be necessary to develop a new vision for that system, amend laws and modify regulations, update the transmission and distribution grids, and promote the efficient use of energy among consumers. This is a difficult task, but fortunately there are abundant resources available for providing orientation to legislators, regulators, and energy companies.

Analysis and Recommendations
First of all, we should point out that Section 3 of Law 120 already contains a statement of public policy. It reads as follows:

 

Based on the legal and proprietary powers of the People of Puerto Rico and its Government over PREPA, this Legislative Assembly declares that its intention and its public policy is to implement, in a flexible and responsive way, a fair and transparent process for the establishment of Public-Private Alliances with regard to any of the public corporation’s functions, services, or facilities, and to sell its generation-related assets, placing those assets in such private hands as demonstrate a fair balance between commercial interest and a sense of social responsibility; with the operational, technological, and financial capacity to transform the electrical system into a modern one, with reasonable rates, universal access, and efficient and environmentally acceptable energy sources; with an infrastructure as resilient and as resistant as possible to the forces of atmospheric or natural phenomena; with economic and legal conditions reasonable to the People of Puerto Rico; and which provide the conditions for broad accessibility, ease, and rapidity in its direct services to customers.

All the above, as a minimum, must be taken into consideration by the Committee on Alliances as the Fundamental Interests of the People of Puerto Rico in evaluating the proponents and their offers.

 

This being the case, the premise of our analysis and recommendations is that the mandate established in Section 9 of Law 120, requiring the development of a Public Energy Policy and Regulatory Framework for the Electrical System of Puerto Rico (1) is subordinate to the general public policy established in Section 3, and (2) that both the Public Energy Policy and the Regulatory Framework must be consistent with the “Fundamental Interests of the People of Puerto Rico” set forth in Section 3.

 

Therefore, our first recommendation, in order to avoid confusion and potential conflicts between the general public policy already legislated in Section 3 of Law 120 and the specific energy public policy that is being drafted now, is that the key terms be clearly defined. Just as the first section of any complicated contract usually contains a list of definitions aimed at creating a vocabulary—and eventually a language—common to all parties, so, before proceeding with the drafting of an energy  public policy for Puerto Rico, it is necessary to define such essential terms as universal access, renewable energy, distributed generation, micro-grids, resilience, environmental externalities, economic cost, social cost, competitive market, retail energy sale, wholesale energy sale, wheeling, customer choice, traditional or centralized generation, energy transmission and distribution, and so on.

The next step, once the important terms have been defined, is to draft a long-term vision that will determine and establish the objectives to be achieved through the public energy policy and the regulatory framework.

Arriving at this vision requires thinking beyond the confines of the island while taking into consideration and developing a deep understanding of the limitations and challenges faced by Puerto Rico. In addition, advanced public policies and regulations will be needed in order to implement that vision. It will be necessary to set forth the guidelines of the environmental objectives for the system and basic standards for renewable energy, energy efficiency, and handling energy demand.

That statement of the energy vision for Puerto Rico should include from three to five strategic objectives and an ambitious but realistic long-term goal based on the premise that the business model for electric-generation companies, including PREPA, traditionally known as “build and grow,” based on (1) building increasingly larger and more efficient generating plants using cheap fossil fuels, and (2) a continuous increase in the consumption of electricity, is no longer feasible due to limitations in the efficiency achievable in electrical generation, the increase in the price of fossil fuels, new environmental regulation, a reduction in the demand for electricity, and the entrance of new generation technologies using renewable sources.[1]

[1] Gretchen Bakke, The Grid: The Fraying Wires Between Americans and Our Energy Future, New York: Bloomsbury, 2017, pp. 72-93.

Taking those premises as our starting point, we present, just as an example, the following possible statement of the vision of the energy system of Puerto Rico:

“By the year 2020, Puerto Rico will have an electrical system that is accessible, reliable, cost-efficient, clean, and resilient, anchored in the most advanced commercially available technology and adaptable to isolated systems like our own.”

The important thing is that the process for developing that vision be inclusive and truly participatory, and that it provides an opportunity for the largest possible number of stakeholders to present and explain their view of the strategic objectives and energy vision for the island.

In this type of process, it is inevitable that objectives and/or visions will be presented that are logically incompatible, mutually exclusive, or that require the balancing of competing interests if those objectives are to be implemented in an effective way. The responsibility falls on you, as the duly and democratically elected representatives of the people of Puerto Rico to resolve those potential conflicts, after obtaining input from the largest possible number of stakeholders.

Third, once an agreement has been reached as to the objectives and vision that is to be implemented, the time will then have come to design public policies to enable the implementation of those objectives and vision. To continue with the example we gave earlier, the implementation of a clean and resilient energy system requires the design of public policies that foster and promote the use of generation technologies that produce little or no pollution and incentivize the use of microgrids, as well as underground lines, where that technology is cost-efficient, to improve the system’s resilience.

In terms of generation, the new energy public policy should consider the fact that large generation facilities with investment recovery cycles of more than thirty years are increasingly a thing of the past. Today, smaller, highly efficient traditional generation units broadly distributed in service areas in order to supply the base load are quickly becoming a technologically feasible and profitable alternative. Complementing that model with renewable generation solutions and storage technologies to provide reserves, other auxiliary services, and additional load at peak hours is not only efficient, but can help provide a more cost-effective service, with fewer interruptions, for all customers.

Here, it is important to point out that when we compare the cost of traditional generation alternatives with the cost of renewable energy alternatives, it is important to remember the “all-in” costs associated with traditional generation—which are not just the cost of fossil fuel but social costs as well: the cost of environmental pollution, the cost of medical treatment for asthma, other respiratory problems,  eye and skin diseases, and the cost of premature deaths caused by cancer and other diseases directly or indirectly caused by emissions of pollutants.[2]

On the transmission and distribution side, the public energy policy should foster the grid’s evolution to efficiently and reliably employ distributed generation and incorporate the use of batteries at the grid level as well as at the retail level so as to allow electricity to be stored when it is not immediately needed and thus foster and increase the value of intermittent-generation resources.

In addition, the rapid growth of the electric car market creates the potential for additional demand for electric power, presumably during off-peak hours, which could help to stabilize the demand for the base load that is projected to fall over the next few years. Electric vehicles would also function as a storage solution and could upload energy to the grid when more valuable uses emerge for that load. However, all this would entail making capital investments in non-traditional areas, given that electric vehicles would need readily available charging stations, which would, consequently, have to be widely distributed around the island.

Lastly, given the foreseeable effects of swift and imminent climate change, the grid of the twenty-first century must be sufficiently flexible to incorporate micro- and mini-grids that can be connected and disconnected from the main grid, as needed, to ensure that critical infrastructure facilities (hospitals, water pumps, telecommunications, etc.) have satisfactory backup in case of disasters, to protect isolated communities from prolonged interruptions in those services, and limit the impacts on health and the environment.

Ideally, these policies would be designed in cooperation with other agencies and offices of the government of Puerto Rico, the federal government, the non-governmental sector, and community-based organizations, such as the Puerto Rico Energy Commission, the Department of Energy, the Southern States Energy Board, the Puerto Rico Institute for Competitiveness and Sustainable Economy (ICSE), and Casa Pueblo.

Having stated and defined the public energy policy, the next step is the operationalization of that policy and the design of the regulatory framework for the energy system: rules and regulations are drafted by the administrative agencies with jurisdiction over this area, government programs are created or expanded, and budget allocations needed to implement those programs are made.

The regulation model will have to evolve away from a model based on integrated resource plans with long time horizons towards one based on more proactive supervision with respect to the efficient use of resources and more dynamic with respect to the oversight of the various actors and participants in the energy sector. This means that the regulators must implement a performance-based regulation model, define transparent parameters for accountability, and establish incentives (and sanctions) for achieving stated energy policy objectives.

It is imperative that the new rate structure be designed to: (1) send the right price signals to both generators and consumers; (2) promote energy efficiency; (3) encourage the efficient handling of the base load and peak demand; (4) encourage the transition to two-way interaction between the grid operators and customers who install distributed generation capacity; and (5) implement rates based on the time of energy use in order to foster efficiency and optimization in the use of resources. In addition, the system should promote the implementation of new energy norms for the design of buildings, facilitate financing for retrofitting existing structures in order to encourage energy conservation, and promote the use of efficient household appliances in order to stabilize residential consumption.

Finally, it should be the responsibility of every agency head with jurisdiction over this area to take all actions necessary for implementing the government programs needed for making the long-term vision and the new energy policy for Puerto Rico a reality. 

Conclusion
In summary, the reform of Puerto Rico’s energy system must be well thought out, strategic, and follow a logical sequence, especially when PREPA is simultaneously facing the challenges in connection with rebuilding the electrical system after Hurricane Maria, restructuring its debt under Title III of PROMESA, experiencing a substantial decline in demand for its services, and entering into a process for the total or partial privatization of an electrical system that has been managed and operated as a monopoly for more than seventy years.

Once again, we appreciate the opportunity to take part in this debate, and we are at your disposal to answer any question that you or the other members of this Committee may have with respect to this important matter.

Respectfully submitted by: Sergio M. Marxuach Colón, Policy Director, Center for a New Economy

 

[1] Gretchen Bakke, The Grid: The Fraying Wires Between Americans and Our Energy Future, New York: Bloomsbury, 2017, pp. 72-93.

[2] See, for example, Nicholas Z. Muller, Robert Mendelsohn, and William Nordhaus, “Environmental Accounting for Pollution in the United States Economy,” American Economic Review, vol. 101, (August 2011): 1649-1675.

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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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