Publicado el 2 de julio de 2020 / Read in English
Edición especial
El proceso de transformación de la AEE
Estimados lectores:
Recientemente han estado ocurriendo muchas cosas en la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). Esta semana dedicamos una edición especial del Weekly Review para destacar dos transacciones recientes ejecutadas por la AEE que juntas podrían tener un efecto adverso importante en el sector eléctrico de Puerto Rico.
Primero, analizamos algunas de las artimañas que rodean el acuerdo entre la AEE y New Fortress Energy para suministrar gas natural a las unidades 5 y 6 de la planta de generación de San Juan, un contrato que ha sido aprobado por la AEE, el Negociado de Energía de Puerto Rico y la Junta de Supervisión y Administración Fiscal. Sin embargo, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC, por sus siglas en inglés) acaba de emitir una orden para demostrar por qué el terminal de gas natural licuado (GNL) de Energía en San Juan no está sujeta a la jurisdicción de la FERC y, por lo tanto, no está obligada a obtener ciertos permisos de la FERC para operar.
En segundo lugar, resumimos algunos de los principales términos y condiciones del Acuerdo de Operación y Mantenimiento para el Sistema de Transmisión y Distribución de Puerto Rico ejecutado entre la AEE, la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas de Puerto Rico, LUMA Energy, LLC y LUMA Energy Servco, LLC. Estamos trabajando en un análisis a fondo de esta transacción. Pendientes.
Finalmente, esta semana se cumplió el cuarto aniversario desde que PROMESA se convirtió en ley con la firma del presidente Obama. Le brindamos una cronología de eventos importantes que han ocurrido desde ese momento crucial.
—Sergio M. Marxuach, editor
Análisis de CNE
¿Hubo negligencia de parte de la AEE en ejecutar el acuerdo con New Fortress Energy?
El 18 de junio de 2020, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC, por sus siglas en inglés) ordenó a New Fortress Energy que en un término de 30 días “demuestre por qué la instalación de manejo de gas natural licuado (GNL) que construyó adyacente a la central de ciclo combinado en el Puerto de San Juan no está sujeta a la jurisdicción de la Comisión bajo la sección 3 de la Ley de Gas Natural”. La Orden detalla varias razones por las cuales parece que la construcción y operación de las instalaciones de GNL en San Juan están bajo la jurisdicción de FERC, y por lo tanto New Fortress Energy debería haber recibido autorización de FERC antes de la construcción de sus instalaciones.
El 22 de mayo pasado, la gobernadora anunció con gran fanfarria que New Fortress Energy (NFE) había completado la conversión de las Unidades 5 y 6 de San Juan para operar con GNL y prometió que las tarifas de electricidad al consumidor disminuirían gracias a este proyecto que incluyó $100 millones de capital privado. El contrato entre New Fortress Energy (a nombre de su subsidiaria en Puerto Rico, NFEnergía, LLC) y la AEE se firmó el 5 de marzo de 2019 para el suministro de gas natural y la conversión de las Unidades 5 y 6 de la central de ciclo combinado de San Juan. Sin embargo, surgieron problemas desde el comienzo de esta iniciativa. Un informe publicado por IEEFA y CAMBIO en junio de 2020 titulado “¿Está amañado el futuro energético de Puerto Rico?” destaca las razones por las cuales el proceso de selección y contratación estuvo plagado de irregularidades que le dieron una ventaja injusta a New Fortress Energy. Las irregularidades en el proceso de adquisición incluyeron que la AEE recibiera una propuesta no solicitada de NFE y firmara un Acuerdo de Confidencialidad con NFE y que tuvieran acceso a reuniones e información antes de que se publicara la Solicitud de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) y no se revelara esta información a los otros postores, entre otras irregularidades descritas en el informe, que le proveyeron una ventaja injusta a NFE.
El contrato de NFE por $1,500,000,000 fue aprobado por la junta de gobierno de la AEE, el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) y la Junta de Supervisión y Administración Fiscal (JSAF), a pesar de que se levantaron preocupaciones con respecto a la estructura de pago y las diferencias en los estimados de ahorros de costos esperados. La afirmación de NFE de poder completar la conversión de las Unidades 5 y 6 a GNL para fines del segundo trimestre de 2019 los ayudó a convertirse en el proponente seleccionado, aunque luego no pudieron completar la construcción según lo prometido, sino hasta 11 meses más tarde. Y resulta que completaron la construcción de las instalaciones sin solicitar la autorización formal de la FERC.
Han surgido informes que detallan que NFE tuvo reuniones informales con FERC y NFE hizo declaraciones ante la AEE de que FERC no tenía jurisdicción en este caso. Una revisión del contrato de la NFE con la AEE demuestra que la NFE es responsable de obtener, mantener y proporcionar los permisos de todas las autoridades reguladoras federales, estatales y locales necesarias para el cumplimiento de sus obligaciones en virtud del Acuerdo. El Anejo A del contrato detalla una lista de permisos y obligaciones requeridos, sin embargo, la autorización de FERC no está incluida en esta lista. ¿Cómo es posible que la AEE haya permitido que NFE comenzara la construcción sin requerir autorización de FERC o una exención por escrito? La AEE reaccionó recientemente a la prensa diciendo que era responsabilidad de la NFE obtener los permisos necesarios. Sí, es responsabilidad de NFE obtener todos los permisos necesarios, pero es responsabilidad de la AEE realizar una administración y supervisión adecuadas del contrato y del suplidor. Es incomprensible que esto haya sucedido, especialmente dado que la AEE gasta muchos millones de dólares en asesoría financiera y legal para estos asuntos. Al parecer muchos no hicieron su parte en relación a esta contratación y es necesario que asuman su responsabilidad.
Acuerdo de operación y mantenimiento con LUMA
El 22 de junio, la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (“AEE”) y la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas de Puerto Rico (“P3A”) firmaron un acuerdo para la Operación y Mantenimiento (Acuerdo “O&M”) del Sistema de Transmisión y Distribución (“Sistema T&D”) de la AEE con LUMA Energy, LLC y LUMA Energy Servco, LLC (colectivamente, “LUMA”). LUMA es un consorcio formado por (1) ATCO Ltd., un operador canadiense de sistemas eléctricos, y (2) Quanta Services, Inc., un proveedor de “soluciones de infraestructura” para la industria de energía eléctrica con sede en Texas.
Términos generales – El Acuerdo O&M otorga a LUMA el derecho de operar y administrar el Sistema T&D de la AEE durante quince años, mientras que la AEE conserva la titularidad del Sistema T&D. En consideración por administrar el Sistema T&D de conformidad con el Acuerdo O&M, LUMA tiene derecho a recibir una Tarifa de Servicio que consiste en (1) una Tarifa Fija anual y (2) una Tarifa de Incentivo. La Tarifa Fija comienza en $70 millones en el año 1 y aumenta a $105 millones para los años 4 al 15. La Tarifa de Incentivo, que se paga si LUMA cumple con varias métricas de desempeño establecidas en el Anejo IX y se calcula de acuerdo con la metodología establecida en el Anejo X, comienza en $13 millones en el año 1 y aumenta a $20 millones para los años 4 al 15. En ambos casos, los montos pagaderos se ajustarán por inflación (Anejo VIII). Esto significa que los desembolsos nominales futuros, que es lo que importa desde una perspectiva de flujo de efectivo futuro, serán más altos que los establecidos en el Anejo VIII.
Periodo de transición – Las partes han acordado un “Período de Transición Inicial” que comienza en la fecha de entrada en vigencia del Acuerdo de O&M y termina 320 días después de esa fecha (la “Fecha de Inicio del Servicio”). Durante este período, las partes trabajarán juntas para desarrollar (1) una lista de verificación para el traspaso; (2) manuales de adquisiciones federales y no federales; (3) un presupuesto inicial; y (4) un plan de remediación del sistema, entre otros asuntos establecidos en el Plan de Transición Inicial (Anejo II). A cambio de sus servicios durante el período de transición inicial, LUMA tendrá derecho a recibir una Tarifa de Transición Inicial igual a la suma de (1) el reembolso de los salarios y gastos de aquellos empleados y contratistas de LUMA o sus afiliados que brinden ciertos servicios a la AEE durante el Período de Transición Inicial y (2) una tarifa fija de $60 millones (Sección 4.6 del Acuerdo O&M).
Acuerdo suplementario – Las partes también ejecutaron un Acuerdo Suplementario a instancias de la Junta de Supervisión y Administración Fiscal (JSAF). Según se desprende del Informe del Comité P3, el Acuerdo Suplementario entra en vigencia solo si “la AEE no ha recibido las Aprobaciones del Título III cuando todas las demás condiciones previas a la adquisición de LUMA del Sistema T&D se han cumplido en virtud del Acuerdo O&M”. En ese caso, LUMA comenzará a ofrecer todos los servicios de O&M de conformidad con el Acuerdo de O&M (Sección 3.1 del Acuerdo Suplementario) y tendría derecho a recibir una tarifa fija de $115 millones (Sección 3.3 del Acuerdo Suplementario). El Acuerdo Suplementario “finaliza tan pronto como la AEE reciba las Aprobaciones del Título III requeridas, o en el caso de que la AEE no haya recibido las Aprobaciones del Título III, dentro de los 18 meses posteriores a la entrada en vigencia del Acuerdo Suplementario”, a menos que las partes acuerden extender el término del Acuerdo Suplementario (Informe del Comité P3, página 73). En nuestra opinión, el objetivo principal del Acuerdo Suplementario es presionar al Gobierno de Puerto Rico para que acepte los términos de la reestructuración de la deuda de la AEE propuesta por la JSAF ya que la tarifa fija pagadera en virtud del Acuerdo Suplementario es significativamente mayor ($115 millones) que bajo el Acuerdo O&M ($70 millones para el año 1).
GridCo y GenCo – El Acuerdo de O&M requiere la reorganización de la AEE en dos compañías operativas: (1) GridCo, que retendrá la titularidad del Sistema T&D, y (2) GenCo, que retendrá la titularidad de los activos de generación de la AEE, hasta que se vendan o eliminen. A continuación, GridCo y GenCo deben firmar un acuerdo de compra y operación de energía (el “GridCo-GenCo PPOA”, por sus siglas en inglés), que cubre temas tales como el reembolso de gastos, la entrega de energía y otros servicios relacionados con la generación, venta y compra de energía y electricidad de los activos de generación de la AEE, de acuerdo con la hoja de términos establecida en el Anejo H. LUMA, a su vez, celebrará un acuerdo para proporcionar ciertos servicios a GenCo (el “Acuerdo de Servicios Compartidos GenCo”) de conformidad con los términos y condiciones establecidos en el Anejo VI . No está claro para nosotros cuánto dinero recibirá LUMA como compensación bajo el Acuerdo de Servicios Compartidos GenCo.
Despacho y administración del suministro de energía – De acuerdo con la Sección 5.13 del Acuerdo de O&M, LUMA deberá, entre otras cosas: “(i) despachar, programar y coordinar Potencia y Electricidad de los activos de generación disponibles y proporcionar servicios relacionados; [y] (ii) coordinar la programación de los requisitos de carga y energía y electricidad con los IPP en conformidad con sus respectivos contratos de suministro de generación y con GenCo en conformidad con el PPOA de GridCo-GenCo”. Esto es problemático por al menos dos razones. Primero, crea un conflicto de intereses para LUMA porque, como dijimos anteriormente, proporcionará a GenCo ciertos servicios de conformidad con el Acuerdo de Servicios Compartidos de GenCo. Por lo tanto, tiene un incentivo para favorecer la interconexión de los activos de generación GenCo con el Sistema T&D sobre otros proveedores. En segundo lugar, crea una estructura de mercado defectuosa donde un número limitado de productores de energía (un oligopolio) vendería a un solo comprador (un monopsonio), vea la figura a continuación. En ausencia de (1) una regulación antimonopolística asertiva y (2) la coordinación del mercado de la electricidad por parte de un Operador de Sistema Independiente para garantizar que los generadores de menor costo tengan preferencia en conectarse al sistema de T&D, podrían ocurrir todo tipo de interacciones estratégicas entre los jugadores del mercado, incluyendo la fijación de precios a través de señales del mercado. Por lo tanto, estas fallas en la estructura del mercado podrían contrarrestar cualquier ahorro generado al entrar en el Acuerdo de O&M.
Fuente: Informe del Comité P3, Anejo E: Presentación de la gerencia de la AEE, p. 185.
El estimado del ahorro es deficiente – el Informe del Comité P3 establece que el valor presente (VP) de la Tarifa Fija y la Tarifa de Incentivo durante el plazo de 15 años del Acuerdo O&M es de aproximadamente $1,350 millones (Informe del Comité P3 p. 67). Esto significa que ejecutar el Acuerdo de O&M sería racional, desde una perspectiva puramente financiera, si, y solo si, el valor presente de los ahorros futuros que generará LUMA excede los $1,350 millones. En términos matemáticos simples, la ejecución del Acuerdo O&M es financieramente racional si: el VP del ahorro futuro a través de 15 años > $ 1,350 millones (VP de la Tarifa Fija y la Tarifa de Incentivo a través de 15 años). Pero la estimación de ahorro incluida en el Informe P3 es deficiente. El Anejo B del Informe del Comité P3 titulado “Ventajas de un Operador de T&D Independiente para el Sistema de T&D de Puerto Rico” establece un “análisis” de ahorros por parte de FTI Consulting.
Fuente: Informe del Comité P3, Anejo B: Ventajas de un operador de T&D independiente del Sistema T&D de Puerto Rico, p. 101.
Como se muestra en la tabla anterior, FTI estimó el ahorro estático durante un año de acuerdo con dos escenarios. Primero, suponen “una reducción del 10% en ciertos costos operacionales (costos no-variables como los costos laborales y los gastos de mantenimiento) debido a los nuevos métodos de trabajo y las prácticas de administración mejoradas implementadas por el Operador de T&D”, que estiman generará $117 millones en ahorro. Y, en segundo lugar, presentan “un escenario de mayor eficiencia [que] evalúa el impacto de una reducción en la cantidad de combustible y la energía comprada requerida debido a las operaciones mejoradas que conducen a la reducción de las pérdidas de línea”, y que estiman generará $177 millones en ahorros. Sin embargo, este tipo de análisis estático no nos brinda información suficiente para determinar si el acuerdo de O&M es un buen negocio para Puerto Rico.
Por si no lo han visto
El 30 de junio de 2016, se promulgó la Ley de Supervisión, Administración y Estabilidad Económica de Puerto Rico, comúnmente conocida como PROMESA.
En el cuarto aniversario de la ley, el Centro para una Nueva Economía (CNE) ha recopilado una descripción cronológica de las fechas y eventos clave relacionados a PROMESA y la respuesta de CNE durante este periodo.