La memoria corta de los maestros del desastre

La memoria corta de los maestros del desastre

Publicado el 20 de octubre de 2021 / Read in English

Sergio portrait
Director de Pol√≠tica P√ļblica
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Introducción

Los historiadores, siempre que es posible, intentan trabajar utilizando fuentes primarias (cables diplomáticos, el diario del capitán de un barco, el diario de un soldado, pictografías antiguas de un pergamino) por una razón. La memoria humana es corta y falible, mientras que los registros escritos pueden preservar fielmente los relatos de primera mano de la locura humana, en teoría, para siempre. Por supuesto, las interpretaciones de esas fuentes pueden y deben ser cuestionadas, pero una vez que se ha establecido la autenticidad de una fuente, su valor comprobatorio es irreprochable.

Recientemente, hemos estado escuchando algunas declaraciones excesivamente optimistas, sobre lo bien que sol√≠a funcionar la Autoridad de Energ√≠a El√©ctrica de Puerto Rico (‚ÄúAEE‚ÄĚ). Lo que me llam√≥ la atenci√≥n fue que estas declaraciones no fueron hechas por los sospechosos habituales, con lo que me refiero a personas que hablan en voz baja y con cierta reverencia sobre el ‚ÄúGobernador Tugwell‚ÄĚ y el ‚ÄúSr. Luchetti‚ÄĚ, la ‚Äúgloria que fue la AEE‚ÄĚ y c√≥mo fue la ‚Äújoya de la corona‚ÄĚ. A ellos les digo, bueno, sic transit y buena suerte, todas esas cosas pasaron hace mucho tiempo. Nosotros que hemos vivido la implosi√≥n de la AEE lo sabemos.

Es por eso que busqu√© los Official Statements de las dos √ļltimas ofertas de bonos de la AEE, con fecha del 12 de abril de 2012 (el “OS de 2012”) y el 15 de agosto de 2013 (el “OS de 2013”), respectivamente. Estos documentos contienen una gran cantidad de datos e informaci√≥n sobre el sistema el√©ctrico de Puerto Rico y tienden a ser precisos, ya que est√°n preparados de acuerdo con las leyes federales de valores.

Habla, Memoria

Entonces, ¬Ņqu√© encontramos? En primer lugar, encontramos que, para agosto de 2013, la AEE hab√≠a reportado p√©rdidas operativas durante varios a√Īos seguidos. Seg√ļn el OS de 2013: ‚ÄúPara cada uno de los √ļltimos cuatro a√Īos fiscales, la Autoridad incurri√≥ en p√©rdidas antes de aportaciones de capital de acuerdo con los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (‚ÄúPCGA‚ÄĚ). Estas p√©rdidas reflejan la continuaci√≥n de una tendencia hist√≥rica de p√©rdidas netas que han resultado en un d√©ficit en los activos netos consolidados de la Autoridad de $515.7 millones al 30 de junio de 2012. Esto significa que, al 30 de junio de 2012, el pasivo total de la Autoridad de $10,800 millones excede sus activos totales de $10,300 millones‚ÄĚ (OS de 2013, p√°g.21). En otras palabras, la AEE ya se encontraba en una situaci√≥n de insolvencia, en t√©rminos de su estado de situaci√≥n, al cierre del a√Īo fiscal 2012.

Adem√°s, durante los a√Īos fiscales 2011, 2012 y 2013, la liquidez de la AEE se deterior√≥ significativamente y “debido a restricciones de liquidez, la Autoridad tuvo la necesidad de utilizar l√≠neas de cr√©dito y el producto de emisiones bonos de ingresos de energ√≠a para financiar sus gastos operativos” (OS de 2013, p√°g.22). Esta pr√°ctica levanta una bandera roja por dos razones. En primer lugar, utilizar deuda a largo plazo para financiar los gastos operativos es siempre, ante todo, una clara se√Īal de dificultades financieras. Y, en segundo lugar, al desviar fondos producto de emisiones de deuda para pagar gastos operativos, esta pr√°ctica limit√≥ la cantidad de fondos disponibles para financiar los gastos de capital necesarios para el mantenimiento del sistema. Esto afect√≥ el mantenimiento de todo el sistema el√©ctrico, incluido el componente de generaci√≥n, ya que ‚Äúaproximadamente la mitad de los $ 787.5 millones en gastos de capital para los cinco a√Īos fiscales terminados el 30 de junio de 2013 para la planta de producci√≥n se destin√≥ a dicho mantenimiento programado‚ÄĚ (OS de 2013, p. 38).

Ya para 2013 se sab√≠a que la AEE depend√≠a demasiado de la deuda para financiar su programa de mejoras de capital. De hecho, tanto el OS de 2012 como el de 2013 afirman que dicha dependencia “ha provocado que el nivel de endeudamiento de la Autoridad y los requisitos relacionados con el servicio de la deuda aumenten significativamente” y “los Ingenieros Consultores de la Autoridad han recomendado que la Autoridad aumente el monto de su programa de mejora de capital financiado a partir de fuentes generadas internamente” (OS de 2012, p. 17 y OS de 2013, p. 21). Lamentablemente, la AEE nunca cumpli√≥ con esa recomendaci√≥n.

No deber√≠a ser una sorpresa entonces que esta combinaci√≥n de (1) baja liquidez; (2) financiamiento del gasto corriente con deuda a largo plazo; y (3) acceso limitado a los mercados de capital debido a mayores niveles de endeudamiento y servicio de la deuda, result√≥ en una reducci√≥n significativa en los gastos de mantenimiento del sistema. Y eso es exactamente lo que demuestran los Official Statements, una reducci√≥n en el gasto de mantenimiento, de $250.6 millones durante el a√Īo fiscal 2007 a $213.9 millones durante el a√Īo fiscal 2013, una disminuci√≥n de $36.7 millones, o 14.6% (OS de 2012, p. 71 y OS de 2013, p. 58).

La falta de mantenimiento, a su vez, afect√≥ el desempe√Īo general del sistema. Entre 2007 y 2011, la disponibilidad equivalente de generaci√≥n el√©ctrica anualizada disminuy√≥ significativamente, de 84% en 2007 a 78.9% en 2011; mientras que la tasa equivalente de apagones forzosos (una indicaci√≥n del porcentaje promedio de la capacidad total de generaci√≥n confiable que no est√° disponible durante el a√Īo debido a cortes forzosos o cortes parciales de la capacidad de generaci√≥n) aument√≥ considerablemente, de 10% a 15.8%, durante el mismo per√≠odo (OS de 2012, p√°g.51). Mientras tanto, se pronostic√≥ que el margen de reserva confiable, que es la capacidad de reserva disponible como porcentaje de la carga m√°xima, disminuir√≠a del 77% en 2014 al 67% en 2018 (OS de 2013, p. 40).

¬ŅUna serie de eventos desafortunados?

Entonces, mientras que la AEE afirm√≥ oficialmente que sufri√≥ una serie de eventos desafortunados causados por un verdadero zool√≥gico de animales peque√Īos, tanto salvajes como dom√©sticos: gatos errantes, lagartijos saltarines, iguanas inquietas y criaturas de un g√©nero y especie hasta ahora desconocidos que aparentemente ‚Äúviv√≠an‚ÄĚ dentro de los contadores de electricidad, la mayor√≠a de los cuales presumiblemente enfrentaron una muerte espantosa al entrar en contacto con el extremo equivocado de una l√≠nea de 13 kV, la verdad es que cuando la AEE se declar√≥ en quiebra en mayo de 2017, el sistema ya estaba completamente fr√°gil, sufriendo de una disminuci√≥n de la capacidad disponible; un aumento de las tasas de interrupci√≥n; y unas reservas disponibles limitadas. Los maestros del desastre tienen poca memoria, parece.

Y luego azot√≥ el hurac√°n Mar√≠a, devastando el sistema de transmisi√≥n y distribuci√≥n en septiembre de 2017. Seg√ļn datos de la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (‚ÄúFEMA‚ÄĚ), pocas horas despu√©s de la llegada del hurac√°n Mar√≠a a Puerto Rico, el 100 por ciento de los clientes de la AEE estaban sin servicio de energ√≠a el√©ctrica y el 80 por ciento de su infraestructura fue destruida. Despu√©s de un comienzo lento, manchado por algunas artima√Īas impropias que involucraron a dos corporaciones nebulosas con sede en Estados Unidos, tom√≥ varios miles de millones de d√≥lares y la mayor parte de un a√Īo para restaurar el servicio el√©ctrico en toda la isla.

Sin embargo, a pesar de lo importante y enorme que fue ese trabajo, siempre se supo que no era una soluci√≥n permanente: era necesaria una renovaci√≥n completa de la red para llevarla a los est√°ndares del siglo XXI. La AEE estim√≥ que tal remodelaci√≥n costar√≠a m√°s de $10,000 millones. Siguieron a√Īos de negociaciones con FEMA, hasta que se lleg√≥ a un acuerdo en diciembre de 2020. Mientras tanto, la red remendada sigui√≥ dando problemas.

Por el lado de la generaci√≥n, tampoco sucedi√≥ mucho, como lo demuestra el uso continuo de la planta de generaci√≥n de Palo Seco, un aparato fant√°sticamente envejecido, descrito por un exsecretario adjunto del Departamento de Energ√≠a de EE.UU. en una audiencia del Congreso de 2019 como una ‚Äúinstalaci√≥n obsoleta”. Para ser justos, recientemente se ‚Äúmejoraron‚ÄĚ dos unidades de generaci√≥n de la planta de San Juan para quemar gas natural, pero a trav√©s de una transacci√≥n sospechosa que actualmente est√° bajo escrutinio por parte de la Comisi√≥n Federal Reguladora de Energ√≠a.

La trama se complica

Tal era el estado descuidado del sistema el√©ctrico de Puerto Rico ‚ÄĒ una vieja, poco confiable, flota de generaci√≥n a base de combustibles f√≥siles conectada a una red de transmisi√≥n y distribuci√≥n funcional pero fr√°gil e inestable ‚ÄĒ cuando la AEE y el gobierno de Puerto Rico firmaron un acuerdo a largo plazo para la operaci√≥n y mantenimiento de la red el√©ctrica (el ‚ÄúAcuerdo de O&M‚ÄĚ) con LUMA, un consorcio canadiense/texano.

Seg√ļn el Acuerdo de O&M, la AEE est√° a cargo de la generaci√≥n (junto con un par de generadores privados) y LUMA est√° a cargo de la red de transmisi√≥n. En la pr√°ctica, sin embargo, las cosas rara vez son tan claras; porque si la electricidad va a llegar a los clientes finales, entonces la AEE y LUMA tienen que interconectarse y coordinar estrechamente la cantidad de energ√≠a cargada en el sistema en un momento dado.

En general, la demanda y la oferta de electricidad deben estar equilibradas en todo momento. Si las líneas de transmisión están congestionadas porque la carga excede la demanda, la red no aceptará carga adicional y parte de la generación se apagará. Por el contrario, si la demanda excede la capacidad de la red para suministrar electricidad en un momento dado, partes del sistema de transmisión y distribución se desconectarán. Entonces, mantener las luces prendidas requiere una especie de coordinación mano a mano entre la AEE y LUMA, ya que la AEE opera la flota de generación, pero LUMA determina qué recursos de generación se interconectan con la red, en qué momento y en qué orden.

Esa coordinaci√≥n se ejecuta ostensiblemente de acuerdo con los t√©rminos y condiciones de otro acuerdo celebrado entre la AEE, LUMA y la Autoridad para las Alianzas P√ļblico Privadas de Puerto Rico (Autoridad P3): el contrato de operaci√≥n y compraventa de energ√≠a GridCo – GenCo (el ‚ÄúPPOA‚ÄĚ). Hasta donde sabemos, el PPOA no se ha hecho p√ļblico, pero el Anejo H del Acuerdo de O&M establece una hoja de t√©rminos para el PPOA. Seg√ļn la hoja de t√©rminos, estos son algunos de los t√©rminos y condiciones clave del PPOA:

  • De conformidad con el PPOA, GenCo acepta vender y GridCo acepta la entrega y compra de la Energ√≠a y/o la Capacidad Confiable de las Instalaciones de Generaci√≥n, que no se reducir√° excepto seg√ļn lo dispuesto por el PPOA.
  • A cada Planta de Generaci√≥n se le asignar√° una ‚ÄúCapacidad Confiable‚ÄĚ que es la capacidad neta de generaci√≥n el√©ctrica (capacidad bruta de generaci√≥n el√©ctrica menos el uso de la estaci√≥n) en kW, seg√ļn lo determinado por las pruebas que se realizar√°n de vez en cuando de conformidad con el PPOA, que tambi√©n deber√° determinar el despacho √≥ptimo para cumplir con los requisitos de carga del sistema al menor costo posible para brindar un servicio confiable a los clientes mientras se reconocen los l√≠mites operativos de las instalaciones de generaci√≥n
  • Para cualquier a√Īo del contrato … GenCo preparar√° y entregar√° al Operador de T&D (con copia a GridCo) … su presupuesto de operaciones y mantenimiento propuesto (el “Presupuesto operativo”) y el presupuesto de capital propuesto (el “Presupuesto de capital”, junto con el Presupuesto, los ‚ÄúPresupuestos‚ÄĚ) para dicho a√Īo, junto con el pron√≥stico financiero para los siguientes dos (2) a√Īos de contrato.
  • El Presupuesto Operativo para cualquier a√Īo del contrato deber√° incluir un estimado mes a mes de (i) el balance de efectivo (‚Äúworking capital‚ÄĚ) razonablemente determinado por GenCo como necesario para la operaci√≥n diaria de GenCo, (ii) costos de operaciones fijas y variables y costos de mantenimiento, y (iii) costos y gastos asociados con la compra de combustible (incluido un dos por ciento (2%) en exceso del monto total por exceso de gastos que puedan surgir en cualquier a√Īo de contrato), en cada caso para el siguiente a√Īo de contrato.
  • GridCo pagar√° a GenCo una cantidad mensual basada en los presupuestos aprobados, incluidos los costos y gastos de las mejoras de capital aprobadas relacionadas con las instalaciones generadoras y el balance de efectivo complementario relacionado y todos los costos y gastos asociados con la operaci√≥n y el mantenimiento de una unidad y/o Planta de Generaci√≥n (el ‚ÄúCargo Mensual de O&M de Generaci√≥n‚ÄĚ).
  • El Operador de T&D, como agente de GridCo y gerente de despacho, tendr√° el derecho de despachar las unidades de las Instalaciones Generadoras dentro de sus l√≠mites operacionales y de acuerdo con los principios relacionados con el despacho de energ√≠a y electricidad establecidos en el Ap√©ndice 1 al Anejo I (Alcance de los servicios) del Acuerdo de O&M de T&D.

Eso es lo que tenemos. Se le requiere a la AEE que brinde ‚Äúcapacidad de generaci√≥n confiable‚ÄĚ a cambio de un pago mensual de LUMA para cubrir los gastos de operaci√≥n y mantenimiento, as√≠ como los gastos de capital aprobados; mientras que LUMA tiene el control absoluto para despachar la generaci√≥n y administrar la carga del sistema en cualquier momento.

Es notable la naturaleza compleja del arreglo actual: la AEE es responsable de la operación y mantenimiento de la flota de generación, mientras que LUMA está a cargo de financiar las operaciones de la AEE mensualmente y despachar carga a la red. Dado el carácter complicado de esta relación, sospechamos que los recientes apagones continuos son tanto una función de (1) una flota de generación decrépita y una red de transmisión y distribución inestable como de (2) una serie de fallas de coordinación entre la AEE y LUMA.

Dada la situación, esto es lo que podemos esperar y lo que esperamos que se pueda hacer:

  • Se necesitar√°n alrededor de 10 a√Īos para actualizar el sistema de transmisi√≥n y distribuci√≥n, con o sin LUMA. Esta tarea es sumamente compleja y cara. Y no hay atajos.
  • La modernizaci√≥n de la flota de generaci√≥n tambi√©n llevar√° varios a√Īos, ya sea con capacidad adicional de gas natural, mayor generaci√≥n a partir de fuentes renovables o una combinaci√≥n de ambas.
  • Lo anterior significa que a corto plazo el servicio el√©ctrico en Puerto Rico seguir√° siendo poco confiable y costoso.
  • El aumento de los precios de los combustibles f√≥siles (incluido el gas natural), la falta de disponibilidad de varias unidades de generaci√≥n de bajo costo para proveer la carga base debido a aver√≠as imprevistas y la obligaci√≥n de eventualmente comenzar a pagar el servicio de la deuda reestructurada de la AEE, ser√°n los elementos principales aumentando el costo de la electricidad en Puerto Rico.
  • No obstante, se podr√≠an implementar algunas medidas correctivas a corto plazo para estabilizar el sistema de transmisi√≥n y distribuci√≥n y reducir la dependencia del uso de unidades pico de alto costo. Depende tanto de la AEE como de LUMA identificar esas ‚Äúvictorias r√°pidas‚ÄĚ y ejecutarlas.
  • Adem√°s, debe continuar la transici√≥n a la generaci√≥n renovable. La generaci√≥n de electricidad a partir de fuentes renovables protege tanto el medio ambiente, al reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, como a los consumidores, al estabilizar el precio de la electricidad. No es cierto que la electricidad procedente de fuentes renovables es siempre m√°s cara que la generada con combustibles tradicionales. La tecnolog√≠a de generaci√≥n solar y/o e√≥lica en combinaci√≥n con el almacenamiento en bater√≠as se ha desarrollado significativamente durante los √ļltimos a√Īos, acerc√°ndose en algunos casos a los costos de generaci√≥n de gas natural.
  • Adem√°s, para poder comparar adecuadamente los costos entre un tipo de generaci√≥n y otro, es necesario sumar el costo de los da√Īos ambientales y de salud causados por la generaci√≥n de combustibles f√≥siles. A√Īadir los costos de estas externalidades negativas casi siempre revela que la generaci√≥n de f√≥siles es m√°s costosa de lo que se pensaba inicialmente. La imposici√≥n de un impuesto al carbono es una de las varias alternativas de pol√≠tica publica para obligar a los contaminadores a internalizar el costo de estas externalidades negativas que imponen al resto de la sociedad en general.
  • Finalmente, es imperativo que las agencias gubernamentales encargadas de implementar la pol√≠tica energ√©tica en Puerto Rico cuenten con los recursos necesarios para ejecutar sus respectivas misiones: (1) el NEPR para regular tarifas y promover la planificaci√≥n a largo plazo del sistema; (2) la Autoridad P3 para monitorear de manera efectiva y hacer cumplir el Acuerdo de O&M con LUMA; y (3) la AEE para coordinar adecuadamente la operaci√≥n diaria del sistema de generaci√≥n.

Conclusión

Si bien entendemos y simpatizamos con la frustraci√≥n expresada por muchos puertorrique√Īos en relaci√≥n con los recientes apagones, ser√≠a un error idealizar la vieja AEE. Como hemos demostrado anteriormente, las cosas no eran del todo c√≥modas cuando la AEE estaba a cargo, los problemas energ√©ticos de Puerto Rico tardaron a√Īos en surgir y son el resultado directo de la mala administraci√≥n, negligencia y corrupci√≥n de la AEE. Devolver el control a los due√Īos del desastre no es una opci√≥n.

Sin embargo, la denuncia de la AEE no es una reivindicaci√≥n de LUMA. LUMA tuvo alrededor de un a√Īo para prepararse para la toma de control de la red el√©ctrica de Puerto Rico y su desempe√Īo hasta ahora ha sido, en el mejor de los casos, deficiente y, en el peor, p√©simo. La gerencia de LUMA hasta ahora no ha cumplido en absoluto sus promesas.

Finalmente, es importante tener en cuenta que tanto la AEE como LUMA comparten la responsabilidad por el reciente mal funcionamiento del sistema el√©ctrico de Puerto Rico. El proceso negociado bajo los auspicios de la Autoridad P3 de Puerto Rico requiere esfuerzos de buena fe de ambas compa√Ī√≠as para administrar el sistema con √©xito. Sospechamos, sin embargo, que la AEE se est√° aferrando desesperadamente a sus viejas formas de hacer las cosas, mientras que LUMA probablemente no ha internalizado el hecho de que necesita modificar su estrategia est√°ndar para poder lidiar con un sistema el√©ctrico antiguo, inestable y poco confiable. Es en el mejor inter√©s de ambas empresas cambiar su manera de actuar, para su propio beneficio y el bienestar del pueblo puertorrique√Īo.