Actualizaci贸n sobre la Autoridad de Energ铆a El茅ctrica de Puerto Rico

Actualizaci贸n sobre la Autoridad de Energ铆a El茅ctrica de Puerto Rico

Publicado el 11 de septiembre de 2023 / Read in English

Sergio portrait
Director de Pol铆tica P煤blica
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Introducci贸n

D茅cadas de corrupci贸n, mala administraci贸n, decisiones de negocios influenciadas por la pol铆tica y la postergaci贸n del mantenimiento cr铆tico y los gastos de capital requeridos ocasionaron la quiebra de la Autoridad de Energ铆a El茅ctrica de Puerto Rico (“AEE”) en el verano de 2017. Los huracanes de septiembre de 2017 y los terremotos de 2020 debilitaron a煤n m谩s la ya fr谩gil infraestructura de transmisi贸n y distribuci贸n el茅ctrica.

Ahora en 2023, la reconstrucci贸n y transformaci贸n del sistema el茅ctrico de Puerto Rico est谩 entrando en una etapa cr铆tica, ya que varios procesos importantes -la reestructuraci贸n operacional y financiera de la AEE; el inicio de proyectos a gran escala para reconstruir la red; y la redacci贸n de un nuevo Plan Integrado de Recursos- convergen en un momento clave.

Sin embargo, las discrepancias pol铆ticas existentes sobre el alcance del uso de gas natural durante la transici贸n a una generaci贸n basada 100% en energ铆a renovable y el debate sobre las ventajas y limitaciones de instalar capacidad de generaci贸n distribuida (principalmente sistemas solares en techos con bater铆as) en lugar de proyectos a gran escala han generado retrasos en el despliegue de nueva capacidad de generaci贸n renovable y suponen un grave riesgo para la capacidad de Puerto Rico de cumplir con sus objetivos de energ铆a renovable.

Reestructuraci贸n operativa

La reestructuraci贸n de las operaciones de la AEE se encuentra en una etapa bastante avanzada tras la ejecuci贸n de dos acuerdos para privatizar la operaci贸n y administraci贸n de (1) la red de transmisi贸n y distribuci贸n (“T&D”) de la AEE y (2) los activos legados de generaci贸n (“LGA”, por sus siglas en ingl茅s).

LUMA, un consorcio canadiense/estadounidense, ha estado a cargo de las operaciones de despacho de energ铆a y de mantener la estabilidad del sistema de T&D desde julio de 2021. La transferencia a LUMA de los activos de T&D no estuvo libre de dificultades y la empresa se enfrent贸 a graves problemas durante su primer a帽o de operaciones. Recientemente, sin embargo, el sistema de transmisi贸n y distribuci贸n parece haber ganado cierta estabilidad, aunque la duraci贸n y la frecuencia de los apagones imprevistos siguen estando muy por encima de la media en comparaci贸n con compa帽铆as similares en Estados Unidos.

Igual de importante es que LUMA es la principal entidad encargada de trabajar con FEMA en el redise帽o y reconstrucci贸n del sistema de T&D. Este proceso ha tomado m谩s tiempo de lo esperado en parte debido a los procedimientos especiales impuestos por FEMA (Secci贸n 428 de la Ley Stafford), en parte debido a la curva de aprendizaje de LUMA con respecto al sistema energ茅tico de Puerto Rico, y en parte tambi茅n debido a la multiplicidad de planes/propuestas para reconstruir la red. Seg煤n el Plan Fiscal m谩s reciente de la AEE, “desde el comienzo del A帽o Fiscal 2023, LUMA ha sometido un total de 341 alcances de trabajo (SOW, por sus siglas en ingl茅s) a FEMA para proyectos de T&D que representan un estimado de $7,100 millones en actividades de reconstrucci贸n”. (Plan Fiscal de la AEE, p谩g. 98) No est谩 claro en el Plan Fiscal cu谩ntos de estos SOW han sido 鈥渁probados鈥 o en qu茅 etapa del proceso de trabajo se encuentra (planificaci贸n, dise帽o, en progreso o finalizados) cada uno.

A principios de este a帽o, el gobierno de Puerto Rico seleccion贸 a Genera PR, una filial de New Fortress Energy (una compa帽铆a de gas natural), para administrar y operar la flota de LGA de la AEE. Como parte del acuerdo, Genera est谩 obligada a realizar algunos gastos de capital a corto plazo (financiados por FEMA) para estabilizar el sistema, generar ahorros mediante la renegociaci贸n de los contratos de combustible y, finalmente, comenzar la decomisaci贸n de las LGA.

Aunque el gobierno tiene grandes esperanzas de generar ahorros mediante el aumento de la eficiencia del sistema y la renegociaci贸n de los contratos de combustible, los verdaderos ahorros vendr谩n de la decomisaci贸n de la envejecida flota de generaci贸n de combustible f贸sil de la AEE. Es poco probable, sin embargo, que esos ahorros se realicen a corto plazo porque (1) la generaci贸n de combustible f贸sil puede ser decomisada s贸lo cuando haya suficiente capacidad renovable nueva para reemplazarla y ese proceso ha tomado m谩s tiempo de lo esperado; y (2) Genera, como subsidiaria de una compa帽铆a de gas natural, puede tener un incentivo para prolongar la vida de la flota de generaci贸n existente (bajo el pretexto de que no hay suficiente generaci贸n renovable disponible) y comprarle el gas natural requerido a su compa帽铆a matriz.

Reestructuraci贸n financiera

La AEE ha estado en negociaciones con sus acreedores desde julio de 2017. Sin embargo, seis a帽os de duras negociaciones intermitentes no han dado lugar hasta la fecha a un plan integral de ajuste certificado por la corte de las obligaciones de la AEE. Actualmente, la AEE debe alrededor de $9,000 millones en bonos pendientes, tiene un pasivo de pensiones no financiado de $3,800 millones y debe $700 millones adicionales a los prestamistas de la l铆nea de combustible y varios millones m谩s a acreedores no garantizados.

Seg煤n el Plan Fiscal de la AEE, “sin reestructurar su deuda y otros pasivos, la AEE tendr铆a que pagar aproximadamente $2,620 millones de obligaciones de deuda heredadas programadas en cuatro a帽os desde el a帽o fiscal 2024 hasta el a帽o fiscal 2027, adem谩s de los aproximadamente $4,830 millones de montos vencidos y actualmente vencidos hasta el final del a帽o fiscal 2023″. Pagar las obligaciones de deuda no reestructuradas de la AEE a corto plazo requerir铆a aumentos de tarifa de aproximadamente 6 a 7 垄/kWh en d贸lares reales en el per铆odo de AF24 a AF27. A largo plazo, sin ninguna reestructuraci贸n, la obligaci贸n anual estimada del servicio de la deuda de la AEE ser铆a de aproximadamente $1,000 millones al a帽o, basada en la amortizaci贸n de todos los pasivos financieros a largo plazo a una tasa de inter茅s de 5.25% durante 20 a帽os”. (Plan Fiscal de la AEE, p谩g. 140) Bajo ese escenario, el cliente residencial promedio que consume 425 kWh al mes ver铆a su factura aumentar en aproximadamente 26%. Claramente, ese es un escenario insostenible dado el estancamiento de la econom铆a de Puerto Rico y las altas tasas de pobreza.

El proceso legal contin煤a conforme a los procedimientos establecidos por el T铆tulo III de la Ley para la Supervisi贸n, Administraci贸n y Estabilidad Econ贸mica de Puerto Rico (“PROMESA”, por sus siglas en ingl茅s). En junio de 2023, la jueza que preside el proceso determin贸 que los bonistas s贸lo ten铆an un gravamen parcial sobre los ingresos de la AEE y que exist铆an riesgos significativos asociados con otros remedios que pudieran solicitar (por ejemplo, el nombramiento de un s铆ndico). Por lo tanto, estim贸 el valor de su reclamaci贸n en $2,380 millones.

El 25 de agosto de 2023, la Junta de Supervisi贸n y Administraci贸n Financiera para Puerto Rico (“JSAF”) anunci贸 que hab铆a “presentado el tercer Plan de Ajuste enmendado para reducir m谩s de $10,000 millones del total de reclamaciones afirmadas por varios acreedores contra la AEE en casi un 80%, al equivalente de $2,500 millones, excluyendo las obligaciones de pensiones”. (Comunicado de prensa de la JSAF, 25 de agosto de 2023) Seg煤n la JSAF, el valor nominal de la deuda de los bonistas se reducir铆a de $8,400 millones a aproximadamente $2,400 millones. Los bonistas que apoyen el plan recuperar铆an (en forma de nuevos bonos) el 12.5% de su reclamo original, mientras que los bonistas que no est茅n de acuerdo con el plan propuesto recuperar铆an el 3.5% de su reclamo. Los acreedores generales no asegurados recuperar铆an, se supone que en efectivo, aproximadamente el 13.5% de sus reclamaciones iniciales. Las negociaciones contin煤an con los representantes de los pensionados de la AEE y otros beneficiarios del plan de retiro.

La JSAF estima que el acuerdo con los bonistas y otros acreedores (excluidos los jubilados) supondr铆a un aumento medio del 5% en la factura mensual de electricidad. Este estimado aumentar谩 sin duda, dependiendo del acuerdo sobre las pensiones. En el momento de escribir estas l铆neas, un grupo relativamente grande de bonistas ha anunciado su oposici贸n al plan propuesto y es probable que acaben presentando un recurso ante el Tribunal de Apelaciones del Primer Circuito de Estados Unidos. Mientras tanto, la jueza del caso de T铆tulo III ha anunciado marzo de 2024 como fecha l铆mite para certificar el plan de ajuste de la AEE.

Nuevo Plan Integrado de Recursos

La Ley 57 de 2014 requiere que la AEE, ahora LUMA como su agente, prepare un Plan Integrado de Recursos (“PIR”) para un per铆odo de planificaci贸n de 20 a帽os y lo actualice cada tres a帽os. La ley define un PIR como “un plan de recursos que considerar谩 todos los recursos razonables, incluyendo tanto el suministro de energ铆a (por ejemplo, generaci贸n a escala de servicios p煤blicos) como la demanda de energ铆a (por ejemplo, eficiencia energ茅tica, respuesta a la demanda y generaci贸n distribuida), para satisfacer las necesidades actuales y futuras proyectadas del sistema energ茅tico de Puerto Rico y sus clientes al menor costo razonable”. (Plan Fiscal de la AEE, pp. 26 y 27) En abril de 2022, el Negociado de Energ铆a de Puerto Rico (el “NEPR”) extendi贸 la fecha l铆mite para la radicaci贸n del pr贸ximo PIR, estableciendo que LUMA radicar谩 el pr贸ximo PIR a m谩s tardar el 1 de marzo de 2024.

El PIR es un documento clave ya que, de acuerdo con la ley de Puerto Rico, establece el calendario y la secuencia para alcanzar el objetivo de generaci贸n 100% renovable para 2050. Lamentablemente, los objetivos intermedios fijados en el PIR actualmente en vigor (aprobado en 2020) no se han cumplido. Como puede observarse en la siguiente tabla, el proceso de contrataci贸n de generaci贸n renovable a gran escala tiene aproximadamente dos a帽os de retraso:


Fuente: Plan Fiscal de la AEE 2023-24, p. 85.

Seg煤n el Plan Fiscal, “la AEE ha renegociado o completado la adquisici贸n de 844.8 MW de nueva capacidad de generaci贸n renovable.聽 Sin embargo, al concluir el segundo trimestre de 2023, ninguno de estos proyectos ha alcanzado el cierre financiero o comenzado la construcci贸n, lo que resulta en retrasos significativos en comparaci贸n con los plazos de adquisici贸n y desarrollo establecidos por el NEPR”. (Plan Fiscal de la AEE, p谩g. 26) Adem谩s, “el 26 de abril de 2023 el NEPR emiti贸 una orden requiriendo una investigaci贸n exhaustiva del proceso de adquisici贸n del Tramo (鈥淭ranche鈥) 1 de energ铆a renovable y almacenamiento en bater铆as debido a los retrasos persistentes. La orden del NEPR establece que los retrasos en el proceso de adquisici贸n del Tramo 1 “podr铆an afectar” las metas regulatorias de energ铆a renovable a corto, mediano y largo plazo”. (Plan Fiscal de la AEE, p谩g. 54)

Dados los retrasos ocurridos durante el proceso del Tramo 1, el NEPR decidi贸 nombrar a un “coordinador independiente”, Acci贸n Group, LLC, para llevar a cabo las RFP de los Tramos 2 y 3. Al momento de redactar este informe, no tenemos claro qui茅n dirige y opera Acci贸n Group. Adem谩s, las RFP de los Tramos 4 a 6 se han pospuesto indefinidamente.

Con respecto a las instalaciones solares en los techos, LUMA afirma haber conectado a m谩s de 50,000 clientes, que representan 300 MW de capacidad de generaci贸n, desde que se hizo cargo de la operaci贸n del sistema de T&D en 2021. (Plan Fiscal de la AEE, p谩g. 19) El Departamento de Energ铆a de los Estados Unidos (“DOE”, por sus siglas en ingl茅s) estima que, para junio de 2023, hab铆a un total de 85,661 interconexiones solares de techo en Puerto Rico. Si bien estas estad铆sticas muestran cierto progreso en la interconexi贸n de sistemas solares sobre techos, tambi茅n ponen de relieve la lentitud de la transici贸n, ya que la AEE tiene m谩s de 1,000,000 de clientes.

Reconstrucci贸n del sistema de T&D

Seg煤n el Plan Fiscal, “al 2 de junio de 2023, la AEE ha recibido m谩s de $15,000 millones de fondos federales en total. Aproximadamente $12,000 millones de fondos de FEMA est谩n obligados para trabajos permanentes y se ha recibido la aprobaci贸n para proyectos que ascienden a aproximadamente $2,300 millones. El resto del financiamiento federal obligado incluye aproximadamente $2,400 millones de financiamiento de FEMA para trabajos de emergencia, aproximadamente $600 millones de financiamiento de FEMA para costos de administraci贸n y aproximadamente $2,300 millones de financiamiento de CDBG”. (Plan Fiscal de la AEE, p谩g. 87) Por lo tanto, en t茅rminos de fondos para la reconstrucci贸n de la red, s贸lo el 19% de los fondos de FEMA ha sido “aprobado” para ser gastado.

En t茅rminos del n煤mero de proyectos de trabajo permanente para reconstruir la red, una presentaci贸n reciente del DOE indica que para julio de 2023, hab铆a 220 proyectos de mejoras a la red en el “pipeline” de FEMA; 134 proyectos de mejoras a la red hab铆an sido “aprobados” por FEMA; y 60 mejoras a la red hab铆an “comenzado a construirse”. La presentaci贸n del DOE no establece el n煤mero total de proyectos de mejora de la red necesarios para la reconstrucci贸n de toda la red.

Independientemente de la m茅trica que utilicemos, la conclusi贸n parece ser que el proceso de reconstrucci贸n de la red ha avanzado a un ritmo relativamente lento. Varios factores explican esta situaci贸n. En primer lugar, no est谩 claro, al menos para los observadores externos, qu茅 plan de modernizaci贸n de la red es el que va a implantarse: hay un plan dise帽ado por la AEE, est谩 el actual PIR, est谩 el plan de remediaci贸n del sistema de LUMA y est谩 el plan de modernizaci贸n de la red que est谩 desarrollando el DOE en el momento de escribir estas l铆neas. No nos queda claro c贸mo cada uno de estos planes se relaciona con el otro ni cu谩l tiene precedencia en caso de conflictos entre ellos.

En segundo lugar, tanto la AEE como FEMA han acordado construir una importante capacidad de generaci贸n nueva basada en gas natural en la antigua central de Palo Seco. Esta inversi贸n de aproximadamente $900 millones ha sido cuestionada por los ambientalistas como innecesaria y quiz谩s hasta ilegal dado el requisito estatutario de alcanzar una generaci贸n 100% renovable para 2050 en Puerto Rico. Los defensores, por otro lado, argumentan que esta nueva capacidad de generaci贸n con combustible f贸sil es necesaria para estabilizar el sistema y crear un “puente” hacia la generaci贸n renovable en toda la isla. Es importante abordar este asunto pol铆tico lo antes posible para evitar m谩s retrasos.

Por 煤ltimo, existe un fuerte desacuerdo entre los defensores de la generaci贸n renovable distribuida y los que favorecen las instalaciones centralizadas de generaci贸n solar a gran escala. Los defensores de los sistemas solares en techos argumentan que hay suficientes techos en Puerto Rico para instalar suficiente capacidad como para hacer innecesaria la construcci贸n de instalaciones solares a gran escala en Puerto Rico.

Los defensores de las instalaciones solares a gran escala argumentan que un sistema basado 煤nicamente en techos ser铆a inestable dada la demanda energ茅tica de Puerto Rico, tarda demasiado tiempo en llegar a una escala econ贸mica y no tiene en cuenta las necesidades de (1) las personas que viven en unidades multifamiliares, (2) los clientes comerciales y (3) las operaciones industriales y manufactureras. El DOE, en un informe provisional, concluy贸 que Puerto Rico necesita ambos tipos de sistemas.

Este debate es m谩s que un mero desacuerdo sobre pol铆tica p煤blica porque la decisi贸n pol铆tica influir谩 en el dise帽o de la nueva red. Si el gobierno de Puerto Rico decide depender mayormente de sistemas solares distribuidos en los techos, la red tendr谩 que dise帽arse de una manera; mientras que si decide depender mayormente de la generaci贸n solar centralizada a escala la red tendr谩 que dise帽arse de otra manera. Parece que el DOE ha llegado a la conclusi贸n de que la nueva red puede dise帽arse para dar cabida tanto a la generaci贸n solar distribuida en los techos, que es buena para las comunidades aisladas y de dif铆cil acceso, como a la generaci贸n a gran escala, que puede proporcionar cargas base estables al sistema. Por desgracia, el informe final del DOE sobre el dise帽o de la red no estar谩 listo hasta diciembre de este a帽o. Por tanto, parece poco probable que este desacuerdo pol铆tico se resuelva antes de esa fecha.