Análisis de un acuerdo de largo plazo para la operación y administración del sistema de transmisión y distribución de Puerto Rico

Análisis de un acuerdo de largo plazo para la operación y administración del sistema de transmisión y distribución de Puerto Rico

Publicado el 26 de agosto de 2020 / Read in English

Introducción

El servicio que provee la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (“AEE”) es altamente contaminante, costoso y poco confiable. La AEE también ha sido una fuente de corrupción pública y privada en la isla. Durante décadas, diversos intereses se han organizado con el fin de extraer beneficios inmerecidos de la AEE a costa del resto de la población de Puerto Rico. Por lo tanto, la transformación de la AEE es imperativa para el desarrollo futuro de la economía de la isla.

El 22 de junio de 2020, la AEE y la Autoridad para las Alianzas Público-Privadas de Puerto Rico (la “AP3” o el “Administrador”) formalizaron un acuerdo para la Operación y Mantenimiento (Acuerdo de “O&M”) del Sistema de Transmisión y Distribución de la AEE (“Sistema de T&D”) con LUMA Energy, LLC, (“ ManagementCo”) y LUMA Energy Servco, LLC (“ ServCo”, y junto con ManagementCo, el“ Operador ”). El Operador, a su vez, 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.

Este trabajo analiza aspectos importantes de este acuerdo; destaca algunos riesgos asociados con la ejecución del mismo; identifica algunas preocupaciones serias con relación a la transacción; y ofrece algunas recomendaciones para mejorarla.

Análisis

El Acuerdo de O&M otorga al Operador el derecho de operar y administrar el Sistema de T&D de la AEE durante quince años, mientras que la AEE continúa siendo propietaria del Sistema de T&D. En consideración por la administración del Sistema de T&D bajo los términos y condiciones del Acuerdo de O&M, el Operador tiene derecho a recibir un Cargo por Servicio que consiste en:

(1) Una Tarifa Fija Anual que comienza en $70 millones el año 1 y aumenta a $105 millones para cada uno de los años 4 al 15, y

(2) Una Tarifa de Incentivo que se paga cuando el Operador cumple con ciertos indicadores de rendimiento. Esta tarifa de incentivo comienza en $13 millones el año 1 y aumenta hasta $20 millones para cada uno de los años 4 al 15.

En ambos casos, los montos pagaderos a cuenta de la Tarifa Fija y la Tarifa de Incentivo, en su caso, se ajustarán por inflación. El acuerdo también incluye un “Período de Transición Inicial” y un “Período de Transición Final” para los cuales las tarifas son diferentes al Cargo por Servicio indicado anteriormente.

La siguiente tabla resume aquellos aspectos del acuerdo que en nuestra opinión generan preocupaciones importantes y las recomendaciones de CNE sobre cómo abordarlos.

Acuerdo suplementario

El Acuerdo Suplementario entra en vigencia solo si se cumplen todas las condiciones previas a la toma de control de LUMA del Sistema de T&D bajo el Acuerdo de O&M, excepto las Aprobaciones del Título III [estos son los acuerdos con los bonistas que deben ser aprobados por un tribunal federal bajo PROMESA.]

El Acuerdo Suplementario da derecho a que el Operador cobre una tarifa fija mucho más alta que en el Acuerdo de O&M.

El Acuerdo Suplementario podría usarse para obligar al gobierno de Puerto Rico a aceptar tanto un Acuerdo de Reestructuración de la Deuda (RSA, por sus siglas en inglés) insostenible como un Plan de Ajuste con los acreedores que produciría rendimientos similares a las rentas para algunos bonistas y un aumento significativo en las tarifas de electricidad.

Que el Negociado de Energía de Puerto Rico (“NEPR”) determine que el Acuerdo Suplementario va en contra de la política pública establecida en Puerto Rico: que la energía eléctrica debe estar disponible al menor costo posible.

AEE Reorganización a GridCo y GenCo

La AEE se dividirá en dos compañías operativas: GridCo, que conserva la titularidad del Sistema de T&D y GenCo, que conserva la titularidad de los activos de generación.

Ambas están obligadas a ejecutar un contrato de operación y compraventa de energía (el “GridCo-GenCo PPOA”) con el Operador actuando como agente de GridCo, proveyendo para el reembolso de gastos, suministro de energía y otros servicios relacionados con la generación, y la venta y compra de energía y electricidad de los activos de generación de la AEE.

Además, el Operador debe ejecutar un acuerdo para ofrecer ciertos servicios a GenCo. GenCo pagará un cargo por “servicios compartidos” (sin margen de ganancia), que será determinado por las partes.

El Acuerdo de O&M requiere la ejecución de varios otros acuerdos que, en esencia, constituyen transacciones entre partes relacionadas y que podrían brindar una oportunidad para la cacería de rentas o malversación por parte del Operador o de la AEE.

Por ejemplo, “GridCo no tendrá la obligación de verificar ninguna factura enviada por GenCo”.

Con respecto al PPOA de GridCo-GenCo:

  1. el acuerdo debe estar sujeto a un escrutinio minucioso, revisión y aprobación previa por parte de la NEPR; y
  2. Se debe exigir a GridCo que ejerza una diligencia debida, razonable y prudente antes de pagar cualquier factura enviada por GenCo.

El Acuerdo de Servicios Compartidos de GenCo y cualquier otra transacción o acuerdo entre partes relacionadas que no estén expresamente cubiertos por los términos y condiciones del Acuerdo de O&M deben ser sometidos a la NEPR para su aprobación previa, tomando en cuenta el impacto en las tarifas, así como cualquier otro indicador apropiado.

Despacho y administración del suministro de energía I

Los deberes del Operador incluyen:

  • despacho, programación y coordinación de Energía y Electricidad de los activos de generación disponibles y prestación de servicios relacionados; [y]
  • coordinar la programación de los requisitos de carga, Energía y Electricidad con los Productores Independientes de Electricidad de conformidad con sus respectivos Contratos de Suministro de Generación y con GenCo en conformidad con el acuerdo entre GridCo y GenCo.

El Operador no es un verdadero Operador de Sistema Independiente (“ISO”), ya que tiene relaciones tanto con GenCo como con clientes minoristas. Esto podría crear una estructura de mercado que permita la extracción de rentas.

El NEPR debe quitarle al Operador cualquier función de operación del Sistema de T&D al revisar el acuerdo entre GridCo y GenCo, dejándolo solo a cargo del mantenimiento del Sistema de T&D y de brindar servicios a la AEE y/o GenCo.

Debe crear un operador de sistema independiente a cargo exclusivamente de despachar energía y mantener la confiabilidad y estabilidad del sistema.

El NEPR debe ser el único supervisor del nuevo ISO.

Despacho y administración del suministro de energía II

La mayoría de los ahorros que se han producido en otras reestructuraciones del mercado eléctrico se deben generalmente a factores externos al mercado eléctrico local, pero existe evidencia de que pasar de la regulación basada en el costo del servicio, que se basa en el costo promedio más un rendimiento razonable del capital, a una regulación basada en el costo marginal de producción ha tenido efectos positivos en al menos algunas jurisdicciones de EE.UU.

La relación entre el costo promedio y marginal de generación no es fija. Puede cambiar debido a la introducción de nuevas tecnologías o cambios de precio en el costo del combustible, que es en general el factor de costo más importante para los productores de energía tradicionales. Por lo tanto, los generadores buscarán extraer rentas tratando de vender al costo promedio o marginal, el que sea más alto.

El NEPR debe aprobar todos y cada uno de los acuerdos de compra de energía entre el Operador y los generadores y utilizar sus poderes de reglamentación para exigir que GridCo compre energía de GenCo o de cualquier productor de energía independiente al menor del costo promedio o marginal, consistente con la estabilidad del sistema.

Despacho y administración del suministro de energía III

El Operador debe utilizar un “despacho económico” para la operación del Sistema de T&D, pero ese término se define de manera ambigua en el Acuerdo de O&M.

La combinación de una definición ambigua de “despacho económico” y una estructura de mercado oligopólica significa que las interacciones estratégicas entre los actores del mercado, incluida la fijación de precios a través de señales de mercado, podrían tener lugar y dar como resultado la cacería y extracción de rentas.

El NEPR debe aclarar, mediante reglamento si es necesario, el significado de “despacho económico” en el mercado eléctrico de Puerto Rico.

El NEPR también debe desarrollar un proceso para investigar las acusaciones de fijación de precios o colusión en el mercado. El Departamento de Justicia de PR también debería capacitar a abogados de su división antimonopolio para investigar estos casos y presentar cargos contra los productores de energía, de ser necesario. La ley debería exigir a la AEE y a todos los Productores Independientes de Electricidad grandes que divulguen toda la información relacionada con los precios a solicitud de la NEPR.

Auditoría de los ahorros proyectados

Los análisis de ahorros ofrecidos por el gobierno muestran, a primera vista, que el Acuerdo de O&M, si se ejecuta de acuerdo con sus términos, se pagaría solo. Pero la AEE ha sobreestimado los ahorros de varios esfuerzos de reforma que se llevaron a cabo en el pasado.

La proyección de reducción de costos que generará el Operador podría estar sobrestimada significativamente.

La AP3 debe contratar una firma de auditoría independiente para realizar auditorías anuales y darle seguimiento a la reducción de costos que supuestamente va a generar el Operador. También se debe permitir que el NEPR revise y analice esos hallazgos. El Acuerdo de O&M debe ajustarse según sea necesario si el Operador no logra cumplir con la reducción de costos requerida.

Parámetros/Indicadores

Para cobrar la Tarifa de Incentivo anual, el Operador debe alcanzar ciertos indicadores de rendimiento.
Pero aún no se ha determinado un número significativo de esos indicadores y están sujetos a negociaciones entre las partes.
Casi todos los indicadores de rendimiento serían comparables con el desempeño anterior de la AEE, lo que establecería un umbral demasiado bajo.

El pago de la Tarifa de Incentivo depende de que el Operador logre ciertos indicadores de rendimiento que aún no se han determinado. Usar el desempeño previo de la AEE para medir el progreso podría establecer un estándar demasiado bajo para justificar la transacción.

Los parámetros de rendimiento deben desarrollarse en consulta con el NEPR y la AP3 utilizando las mejores prácticas e indicadores de rendimiento de empresas de servicios públicos en condiciones similares en Estados Unidos.

Inversiones en activos fijos

El Plan de Modernización de la Red desarrollado por la AEE estima que se necesitan aproximadamente $21,000 millones en gastos de capital para llevar el sistema eléctrico de Puerto Rico a los “niveles estándar de la industria”.

El Acuerdo no requiere que el Operador realice ningún gasto de capital utilizando sus propios fondos.

El financiamiento para toda la modernización del Sistema de T&D de Puerto Rico se basa en obtener fondos federales de reconstrucción para tales fines, que pueden demorarse o no materializarse en lo absoluto.

El operador, la AEE y el NEPR deben desarrollar un “Plan B” que establezca las prioridades de gasto de capital para el Sistema de T&D de Puerto Rico en caso de que los fondos federales para financiar el Plan de Modernización de la Red no sean suficientes o no estén disponibles.

Mejoras de capital propiedad del Operador

El Operador tiene la opción de proponer al NEPR mejoras de capital propiedad del Operador al Sistema de T&D.

El Acuerdo requiere que el NEPR evalúe cualquier propuesta de este tipo en función de sus méritos y permitirá que el Operador “obtenga una tasa de rendimiento razonable, consistente con los rendimientos permitidos a las empresas que operan en el negocio de transmisión y distribución de electricidad de EEUU en inversiones similares”.

La licitación de mejoras de capital por parte del Operador, o cualquiera de sus afiliadas, sería una transacción entre partes relacionadas y tales transacciones tienden a generar oportunidades de cacería de rentas.

Primero, el NEPR debe desarrollar un proceso administrativo especial para llevar a cabo un escrutinio estricto de cualquier transacción propuesta.

En segundo lugar, esas transacciones también deben estar sujetas a revisión y aprobación por parte de la AP3, como Administrador del Acuerdo de O&M.

Limitaciones de responsabilidad

Las disposiciones de exención de responsabilidad en el Acuerdo incluyen negligencia, negligencia grave o mala conducta intencional del propietario, ManagementCo o ServCo, o sus respectivos empleados, agentes o contratistas.

Las disposiciones de exención de responsabilidad propuestas en el Acuerdo de O&M son demasiado amplias y favorables para el Operador, lo que crea un incentivo perverso para que el Operador ejecute sus deberes y obligaciones sin seguir el estándar de cuidado requerido.

El NEPR no debe otorgar la amplia exención de responsabilidad establecida en el Acuerdo de O&M. En cambio, debería proveer una exención limitada consistente con la peligrosidad intrínseca de la operación y administración de un sistema eléctrico grande.

El Acuerdo de O&M es solo una parte de un proceso más grande

Además de completar la transición al Operador según el Acuerdo, se deben implementar las siguientes iniciativas clave: mejorar las operaciones, modernizar el sistema de transmisión y distribución, actualizar la flota de generación, mejorar la fuerza laboral y la seguridad de los trabajadores; reestructurar las obligaciones de deuda heredadas y reformar las pensiones de la AEE.

La falta de coordinación de las múltiples acciones necesarias para modernizar el sistema eléctrico de Puerto Rico podría conducir a una falla catastrófica de todo el proceso de transformación.

Los procesos de transformación de la AEE deben ser coordinados por la AEE de acuerdo con un Plan Integrado de Recursos debidamente adoptado que establezca una secuencia lógica para la modernización y transformación de la AEE. El NEPR debe ejercer su autoridad legal para obligar a la AEE a cumplir con este requisito.

Con relación al NEPR, recomendamos que la próxima administración restablezca su posición legal y sus poderes como un regulador verdaderamente independiente. Además, la JSF debe asegurarse de que el NEPR tenga recursos presupuestarios adecuados para ejecutar eficazmente su misión.

Conclusión

Además de estas fallas críticas en el Acuerdo de O&M, nos preocupa que el gobierno de Puerto Rico no tenga la capacidad requerida para manejar exitosamente este proceso complejo de múltiples niveles, con varias dimensiones que se entrelazan y se refuerzan entre sí. Por lo tanto, no hay garantías de que el proceso de modernización y transformación de la AEE sea exitoso. Mucho depende de la ejecución e implementación efectivas de otras iniciativas, externas al Acuerdo de O&M.

Para finalizar, no podemos abogar a favor de que esta empresa gubernamental totalmente corrupta, con prácticas perjudiciales para el medio ambiente y económicamente insostenible continúe a cargo de nuestro sistema de energía. Sin embargo, si bien estamos a favor de la transformación completa de la AEE, el Acuerdo de O&M propuesto es deficiente en varias áreas críticas. Si ese acuerdo no se puede corregir de manera oportuna, solo podemos recomendar a las partes que regresen a la mesa de negociaciones e intenten nuevamente.