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

Puerto Rico’s Electric Utility Is In Chaos, With Customers Still Awaiting Power

Entrevista con Sergio Marxuach sobre la posible privatización de PREPA.

 

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Blackout in Puerto Rico

Frontline and PBS report about the Blackout in Puerto Rico after Hurricane Maria.

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Puerto Rico: Black Start 2019

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El huracán María devastó el sistema de energía 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, 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.

El primer paso …una nueva visión

El primer paso en este complicado camino es desarrollar una nueva visión para el sector energético de Puerto Rico. 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 necesitará legislación de avanzada para implementar esa visión y establecer lineamientos claros para los reglamentadores con respecto a los objetivos ambientales, los estándares de energía renovable, la eficiencia energética y el manejo de la demanda por energía.

El modelo de reglamentación también 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.

Nuevas estructuras tarifarias

Las nuevas estructuras tarifarias deben diseñarse 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.

La generación de energía

En términos de generación, 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.

La transmisión y distribución

Por el lado de la transmisión y distribución, la red deberá evolucionar 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 ayudará 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.

Flexibilidad

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.

Estos temas los estaremos explorando durante la conferencia sobre El Futuro de la Energía, convocada por el Centro para una Nueva Economía para principios del 2019. Además, analizaremos el rol de las instituciones académicas en la transformación energética de Puerto Rico; la necesidad de atraer capital en condiciones competitivas; así como oportunidades de investigación y desarrollo y el impacto del rediseño del sector energético de Puerto Rico sobre el desarrollo económico de la isla.

El autor es el Director de Política Pública del Centro para una Nueva Economía.

Esta columna fue publicada originalmente en El Nuevo Día el 17 de junio de 2018.

Pendientes a Puerto Rico: Black Start 2019, si aún no lo ha hecho puede registrarse aquí.

 

 

 

Hurricane Maria devastated Puerto Rico’s energy system. After the storm, the island essentially has had to re-activate its energy system from the equivalent of a system-wide “blackstart”, which is the technical term for restarting an energy system from a complete shutdown.

At the same time, the energy sector world-wide is rapidly changing as new technologies come online and challenge the existing 100-year old model of generating, transmitting, and distributing energy to various classes of customers with different needs. Puerto Rico should take advantage of this synchronicity—the almost total destruction of its energy system and the technological advances in this sector—to upgrade its ankylosed electric system to 21st century standards. In other words, we should use the current blackstart-like situation to make a quantitative jump, instead of just restoring its energy system to its pre-Maria status.

In order to successfully make the transition to a new business model for the energy sector, it will be necessary to develop a new energy vision, amend several laws and regulations, upgrade transmission and distribution systems and encourage the efficient use of energy by end customers. This is a tall order, but fortunately resources abound to guide policymakers, regulators and utilities in this process.

The first step … a new vision

The first step in this complicated pathway is developing a new vision for the Puerto Rico energy sector. Charting this vision requires thinking beyond the confines of Puerto Rico, but with a clear understanding of the island’s limitations and challenges. In addition, new legislation will be needed to mandate the implementation of that vision and to set clear targets for regulators regarding environmental objectives, renewable portfolio standards, energy-efficiency goals, demand response and peak load management.

Regulation models will also have to evolve from long-term planning cycles to more proactive supervision regarding the efficient deployment of new resources and more dynamic oversight of the growing number of stakeholders in the energy sector. To accomplish these objectives, regulators will need to shift to performance-based regulation and set transparent accountability metrics, as well as incentives (and penalties) to achieve policy objectives.

New tariff structures

New tariff structures need to be designed to send the right price signals to both generators and customers, promote energy efficiency, manage baseload and peak demand, encourage the transition to bi-directional interaction between grid operators and customers deploying distributed energy resources and to establish block and time-of-use rates to encourage efficiency. In addition, new building design standards, access to finance energy-conservation retrofitting, and the adoption of consumption-reduction technology for households should also be widely encouraged.

Energy Generation

Large generation facilities with 30-plus-year investment recovery cycles are increasingly a thing of the past. On the other hand, building smaller, highly efficient traditional generation units, widely-distributed across the service areas to support baseload demand is quickly becoming both technologically feasible and cost-effective. This model, coupled with increased renewable generation/storage solutions to provide reserves, other ancillary services and additional load at peak times, is not only efficient, but can provide extremely reliable service, with lower outage rates, and lower costs for all customers.

Grid designs will also have to evolve to efficiently and reliably incorporate distributed generation, grid-scale and customer-owned battery storage units to allow the storage of electricity when not required for immediate use and thereby promote and enhance the value of environment-friendly intermittent generation resources. In addition, the rapidly growing market for electric cars creates the potential for additional demand, presumably at off-peak hours, therefore stabilizing baseload requirements that are forecast to decline in the coming years. Electric cars are also a storage solution that could discharge energy back to the grid when that charge has other more valuable uses. However, this would also entail making capital improvements outside the traditional utility paradigm, given that electric cars would need widely available and accessible charging stations throughout the island.

Flexibility

Finally, given the foreseeable effects of rapid and impending climate change, the grid of the 21st century has to allow for the incorporation of micro and mini-grids that can connect and disconnect from the main grid as needed to ensure critical infrastructure has adequate back-up in the event of natural or man-made disasters, to protect isolated communities from prolonged service outages, and to limit health and environmental impacts.

These are some of the themes we will be exploring during the “Future of Energy Conference”, convened by the Center for a New Economy for the first quarter of 2019. In addition, we will analyze the role of academic institutions in Puerto Rico’s energy transformation; the need to attract new capital at competitive terms; as well as research and development opportunities and the economic development impact of redesigning Puerto Rico’s energy sector.

The author is Policy Director for the Center for a New Economy

This column was originally published in El Nuevo Día on June 17th, 2018

Lookout for Puerto Rico: Black Start 2019, if you haven’t register to receive information please do so  here.

 

Los Pasos para la Transformación Energética de Puerto Rico

Dangerous weather. Electricity pylons with power lines in stunning storm during colorful sunset.

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El modelo de hacer negocios de las compañías de generación eléctrica, incluyendo la AEE, tradicionalmente conocido como “build and grow” y basado en (1) la construcción de plantas generatrices cada vez más grandes y eficientes, utilizando combustibles fósiles baratos y (2) en un aumento continuo en el consumo de electricidad, comenzó a fallar en la década de los años 70 debido a limitaciones en la eficiencia alcanzable en la generación de electricidad, el aumento en el precio de los combustibles fósiles, la nueva reglamentación ambiental, la reducción en la demanda de electricidad y la entrada de tecnologías nuevas de generación utilizando fuentes renovables.

Dicho de otra manera, el modelo de producir y vender electricidad cambió hace 45 años. Pero en Puerto Rico la AEE siguió haciendo las cosas como siempre las había hecho. Por tanto, no debe sorprendernos que es necesario transformar radicalmente la AEE.

Ahora bien, 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 posible privatización, total o parcial, del sistema eléctrico que ha sido administrado y operado como un monopolio por más de setenta años.

Dada esa situación, recomendamos que se implemente el siguiente proceso para transformar nuestro sistema energético:

Primero, la Comisión de Energía para Puerto Rico, trabajando en conjunto con la AEE, debe actualizar el Plan Integrado de Recursos del 2016 de manera que se tome en consideración los eventos meteorológicos del 2017 y se establezcan metas y objetivos con respecto a la capacidad de generación necesaria, la estructura tarifaria y de precios a cobrarse a los consumidores, los estándares para reconstruir la red transmisión y distribución, y la incorporación de energía renovable a la red, entre otros objetivos importantes.

Segundo, partiendo del Plan Integrado de Recursos, determinar la modalidad de privatización y la estructura de mercado óptima para lograr las metas y objetivos establecidos en ese Plan.

Tercero, la Comisión de Energía deberá establecer unos lineamientos (“guidelines”) para gobernar el proceso de transformación. Entre eestos se deben incluir las cualificaciones que se le exigirán a las compañías que deseen participar del proceso. Aquí es importante prestar atención a la reputación corporativa del licitador, su situación financiera, el desempeño que ha tenido en otras jurisdicciones, y sí ha tenido problemas legales por incumplimiento de contrato o señalamientos de corrupción en otros lugares, entre otros factores.

Cuarto, la Comisión de Energía deberá establecer claramente los criterios que se utilizarán para otorgar los contratos. Entre otros criterios, es importante enfocarse en la capacidad tecnológica de la firma, la experiencia del equipo gerencial, los costos estimados de producción y la solidez financiera para hacer las inversiones de capital requeridas. Sí los contratos son otorgados a compañías sin la experiencia y los recursos adecuados el resultado será el fracaso total del proceso de privatización.

Quinto, una vez se establezcan los parámetros técnicos, a través del Plan Integrado de Recursos; la estructura de mercado óptima para Puerto Rico; las cualificaciones que se le exigirán a las compañías que participen en el proceso; y los criterios para la otorgación de los contratos; entonces la Autoridad para las Alianzas Público Privadas de Puerto Rico procederá a negociar los contratos pertinentes para implementar la transformación del sistema eléctrico de Puerto Rico.

Sexto, la Comisión de Energía de Puerto Rico deberá emitir un certificado de cumplimiento como condición precedente al cierre de cualquier contrato o transacción. Este requisito es común en los Estados Unidos en los procesos de compra-venta de entidades altamente reglamentadas, por ejemplo, instituciones financieras, compañías de telecomunicaciones, o compañías de radio y televisión. El propósito de este requisito es que la Comisión de Energía certifique que la transacción negociada cumple con los criterios previamente establecidos.

Entonces se comenzaría con el proceso de implementación de la nueva estructura del mercado eléctrico en Puerto Rico.

Desafortunadamente, del P. del S. 860 contiene varias cláusulas que limitan o diluyen la autoridad de la Comisión de Energía en el contexto de la transformación de la AEE.

Por ejemplo, la Sección 6(c) y las Secciones 8, 11, y 12 del proyecto de ley limitan o eliminan los poderes de la Comisión para (1) reglamentar las tarifas y cargos que podrá cobrar una entidad contratante; (2) exigir a la parte contratante el cumplimiento con cualquier proceso, requisito, aprobación, o revisión por parte de la Comisión de Energía de Puerto Rico; y (3) exigir el cumplimiento de cualquier entidad contratante con las disposiciones de cualquier Plan Integrado de Recursos. También se elimina la aplicabilidad de cualquier reglamento promulgado por la Comisión a las Transacciones de la AEE y se elimina el requisito de que cualquier contrato otorgado con respecto a alguna Transacción de la AEE sea evaluado o aprobado por la Comisión de Energía.

La implementación de esas limitaciones sería un grave error de política pública. Y en palabras del Inspector General Interino del Departamento de Seguridad Interna (“DHS”) en una vista pública reciente en el Congreso de Estados Unidos, constituye “una receta para el desastre”. Creo que lo último que deseamos en Puerto Rico después de tanto sufrimiento causado por la lentitud en re-energizar la isla, es provocar otro desastre en el sistema eléctrico causado por reglamentación inadecuada y el funcionamiento deficiente de nuestras instituciones políticas. Recordemos que la crisis energética en California en el año 2000-2001 fue causada por un marco regulatorio deficiente que fue aprovechado por Enron para aumentar las tarifas astronómicamente y resultó en apagones selectivos a través del estado debido a errores humanos, no a eventos de la naturaleza.

En resumen, la reglamentación adecuada del mercado es esencial para obtener los resultados deseados en términos de modernizar nuestro sistema eléctrico, incorporar la generación con fuentes renovables y reducir el costo por kilovatio-hora.

Por: Sergio M. Marxuach

El autor es director de Política Pública del Centro para una Nueva Economía. Esta columna fue publicada originalmente en El Nuevo Día el día 15 de abril de 2018.



perspective view of electricity power lines on blue sky background

Steps towards Energy Transformation in Puerto Rico

The business model for electrical generation companies, including PREPA, traditionally known as “build and grow,” is based on (1) the construction of ever larger and more efficient generating plants using cheap fossil fuels and (2) a constant increase in electrical consumption. This model began to fail, however, in the 1970s due to limitations on the efficiency achievable in the generation of electricity, the increase in the price of fossil fuels, new environmental regulation, a reduction in the demand for electrical power, and the entrance of new generation technologies using renewable energy sources.

To put it another way, the model for producing and selling electricity changed 45 years ago, but in Puerto Rico PREPA went on doing things the way it had always done them. So it should not surprise us that PREPA needs to be radically transformed.

But the reform of the energy system in Puerto Rico has to be well-thought-out, strategic, and it must follow a logical sequence, especially when PREPA is facing a number  of simultaneous challenges: the rebuilding of the electrical system after Hurricane Maria, the restructuring of its debt under the procedures of Title III of PROMESA, a substantial decline in the demand for its services, and the possible privatization, total or partial, of the electrical system that has been administered and operated as a monopoly for more than seventy years.

Given this situation, we recommend implementing the follow process for transforming our electrical system:

First, the Energy Regulatory Commission for Puerto Rico, working in conjunction with PREPA, should update the 2016 Integrated Resource Plan to take into consideration the meteorological events of 2017 and establish goals and objectives for the generation capacity needed, the structure of rates and prices to be charged consumers, the standards for rebuilding the transmission and distribution network and for incorporating renewable energy into that network, and other important objectives.

Second, on the basis of the Integrated Resource Plan, determine the modality to be employed for privatization and the optimal market structure for achieving the goals and objectives set forth in the Plan.

Third, the Energy Commission should establish guidelines to govern the transformation process. Among these guidelines should be the qualifications to be required of the companies who wish to take part in the process. Here, it is important to take into account the bidder’s corporate reputation, its financial situation, its performance in other jurisdictions, and whether it has had legal problems due to breach of contract or accusations of corruption in other locations, among other factors.

Fourth, the Regulatory Commission should establish clear criteria to be used in granting the contracts. Among other criteria, it is important to focus on the firm’s technological capacity, the managerial team’s experience, the estimated costs of production, and the financial solidity for making the necessary capital investments. If the contracts are let to companies without adequate experience and resources, the result will surely be a total failure of the privatization process.

Fifth, after establishing the appropriate technical parameters (via the Integrated Resource Plan), the optimal market structure for Puerto Rico, the qualifications to be required of the companies taking part in the process, and the criteria for granting the contracts, the Puerto Rico Authority for Public-Private Partnerships can proceed to negotiate the contracts necessary for implementing the transformation of Puerto Rico’s electrical system.

Sixth, the Puerto Rico Energy Commission should issue a certificate of compliance as a condition precedent to the signing of any contract or transaction. In the United States this requirement is common in sales of such highly regulated entities as financial institutions, telecommunications companies, and radio and television companies. The purpose of this requirement is to ensure, through a review by the Energy Commission, that the transaction negotiated complies with the previously established criteria.

At that point, implementation of the new electric-market structure in Puerto Rico can begin.
Unfortunately, Senate Bill 860 contains several clauses that limit or dilute the Energy Regulatory Commission’s authority in the context of the transformation of PREPA.

For example, Section 6(c) and Sections 8, 11, and 12 of the bill limit the Commission’s power to (1) regulate the rates and charges that a contracting entity can impose; (2) demand that the contracting party comply with any process, requirement, approval, or review by the Energy Regulatory Commission of Puerto Rico, and (3) demand that any contracting entity comply with the provisions of any Integrated Resource Plan. Likewise, the bill now before the Senate eliminates the applicability of any regulation issued by the Commission affecting PREPA’s Transactions and also eliminates the requirement that any contract let with regard to any PREPA Transaction be evaluated, approved, or endorsed by the Energy Commission.

Implementation of these limitations would be a grave public policy error. Indeed, in the words of the Acting Inspector General of the Department of Homeland Security (DHS) in a recent congressional hearing, it would constitute “a recipe for disaster.” I think the last thing we want in Puerto Rico after so much suffering caused by the slowness in restoring the island’s electric service is to provoke another disaster in the electrical system because of inadequate regulation and the unsatisfactory functioning of our political institutions. We should remember the energy crisis in California in 2000-2001 caused by a weak regulatory framework that was taken advantage of by Enron in order to raise its rates astronomically. This crisis resulted in rolling blackouts across the state due to human error, not natural events.

In summary, adequate regulation of the market is essential if we are to obtain the desired results with respect to modernizing our electrical system, incorporating renewable sources of energy into our generation system, and reducing the cost per kilowatt-hour.

By: Sergio M. Marxuach

The author is the Policy Director at the Center for a New Economy. This column was originally published in El Nuevo Día on April  15th, 2018.

Preguntas inconvenientes (Inconvenient Questions)

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La administración del gobernador Ricardo Rosselló anunció recientemente su intención de privatizar la Autoridad de Energía Eléctrica. Concurro con el gobernador en que ha llegado la hora de tomar medidas drásticas en el caso de la AEE, pues ésta ha demostrado ser incapaz de reformarse ella misma y ha sido inmune a los esfuerzos de diversas administraciones para modernizar y reestructurar sus operaciones.

Esta falla se debe, en gran medida, a que la política partidista se ha imbricado en la cultura administrativa y gerencial de la AEE; de la misma forma que un virus maligno invade una célula y captura sus mecanismos de control para reproducirse hasta que la célula infectada explota. En el caso de la AEE podemos estipular que ese momento llegó con la petición para el ajuste de sus deudas bajo el Titulo III de PROMESA.

Habiendo dicho eso, sin embargo, hace falta obtener más información sobre el proceso de privatización propuesto antes de endosarlo o rechazarlo. READ MORE

La regulación es la clave

discernimiento

Francamente no entiendo porque hay personas en Puerto Rico que se sorprenden ante la incompetencia demostrada por la Autoridad de Energía Eléctrica en el manejo de la reconstrucción del sistema eléctrico posteriormente al azote del huracán María. Después de todo, la AEE es una organización que nos ha mentido por décadas—¿se acuerdan del Director Ejecutivo que le atribuyó fallas en el funcionamiento de los contadores a unos extraños “animalitos” que vivían dentro de estos?; por años ha incumplido voluntaria y temerariamente con leyes y reglamentos ambientales tanto de Puerto Rico como federales; tradicionalmente ha operado con poca transparencia y menos rendición de cuentas; ha sido y continua siendo un foco de corrupción política y gubernamental; y ha constituido un peso muerto sobre la economía del país con sus altas y arbitrarias tarifas y servicio poco confiable. READ MORE

AEE: ¿Más de lo mismo?

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Por: Jennifer Wolff, Directora Senior de Programas

 


“El Plan Integrado de Recursos de la AEE resulta crucial en vista de que la modernización de su infraestructura requerirá una infusión masiva de capital que saldrá de los bolsillos de los consumidores. ¿Está pensado el Plan de cara al futuro? ¿O está anclado en los mismos supuestos que han provocado los problemas actuales?”


Un proceso a seguir 

La atención pública al proceso de reforma de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) ha estado centrada en dos aspectos: la renegociación de la deuda y lo que se espera sea una eventual revisión de la tarifa eléctrica. Ambos procesos están ligados a un tercero que, aunque ha recibido menos atención pública, resulta igualmente importante.  Se trata del desarrollo del Plan Integrado de Recursos, un esfuerzo de planificación que regirá la evolución de nuestra infraestructura eléctrica durante las próximas dos décadas. READ MORE

Acuerdos de Confidencialidad

Por: Sergio M. Marxuach

Hace unos días nos enteramos, a través de un documento subrepticiamente colgado en la Internet, que después de negociaciones hasta las altas horas de la noche, y sabrá Dios de cuantos manejos arteros en cuartos oscuros, la AEE llegó a unos acuerdos con un grupo de bonistas, dos bancos comerciales, y con el Banco Gubernamental de Fomento para posponer ciertos pagos y enmendar los documentos que evidencian las obligaciones de la AEE con estos prestamistas, entre otras cosas. Se nos informa también que la AEE ejecutó varios acuerdos de confidencialidad y que los documentos evidenciando las enmiendas no se harán públicos.

¿Por qué el gobierno de Puerto Rico insiste en ocultarle información al pueblo?

Creo que parte de la repuesta la ofrece Friedrich Hayek en The Road to Serfdom cuando escribe que en los gobiernos con tendencias autoritarias “Toda información que pudiera causar duda sobre la sabiduría del gobierno, o que pueda crear descontento, le será negada al pueblo. La base de comparaciones poco favorables con condiciones en otros lugares, el conocimiento de posibles alternativas al curso tomado, cualquier información que pudiera sugerir el fracaso de parte del gobierno en cumplir sus promesas o de tomar ventaja de oportunidades para mejorar condiciones, todo esto será suprimido.” READ MORE

Puerto Rico’s Indebted Power Utility Adds to Island’s Problems

The Puerto Rico Electric Power Authority must repay $146 million over the next two months for a credit line used to buy oil to generate electricity.

The Puerto Rico Electric Power Authority must repay $146 million over the next two months for a credit line used to buy oil to generate electricity. Credit Dennis M. Rivera-Pichardo for The New York Times

Puerto Rico’s electrical utility is running out of money and time to negotiate a deal with its lenders, part of a broad reckoning for an island that relies on Wall Street to finance some of its most basic functions.

The Puerto Rico Electric Power Authority must repay $146 million to Citigroup over the next two months for a credit line used to buy oil to generate electricity. It is also uncertain whether the authority will be able to renew a $550 million credit line from Scotiabank for fuel purchases, people briefed on the matter said.

With the power authority’s lenders growing increasingly skittish, analysts and investors expect the utility will be forced to restructure its debts to avoid crippling power shortages for Puerto Rico’s 3.6 million residents.

The likelihood of a restructuring increased after Gov. Alejandro Garcia Padilla hurriedly signed a new law into effect over the weekend allowing public corporations like the power authority to seek protection similar to what bankruptcy provides. Representatives for Citigroup and Scotiabank declined to comment.

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