Sergio M. Marxuach

Introducción

Décadas de corrupción, mala administración, decisiones de negocios influenciadas por la política y la postergación del mantenimiento crítico y los gastos de capital requeridos ocasionaron la quiebra de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (“AEE”) en el verano de 2017. Los huracanes de septiembre de 2017 y los terremotos de 2020 debilitaron aún más la ya frágil infraestructura de transmisión y distribución eléctrica.

Ahora en 2023, la reconstrucción y transformación del sistema eléctrico de Puerto Rico está entrando en una etapa crítica, ya que varios procesos importantes -la reestructuración operacional y financiera de la AEE; el inicio de proyectos a gran escala para reconstruir la red; y la redacción de un nuevo Plan Integrado de Recursos- convergen en un momento clave.

Sin embargo, las discrepancias políticas existentes sobre el alcance del uso de gas natural durante la transición a una generación basada 100% en energía renovable y el debate sobre las ventajas y limitaciones de instalar capacidad de generación distribuida (principalmente sistemas solares en techos con baterías) en lugar de proyectos a gran escala han generado retrasos en el despliegue de nueva capacidad de generación renovable y suponen un grave riesgo para la capacidad de Puerto Rico de cumplir con sus objetivos de energía renovable.

Reestructuración operativa

La reestructuración de las operaciones de la AEE se encuentra en una etapa bastante avanzada tras la ejecución de dos acuerdos para privatizar la operación y administración de (1) la red de transmisión y distribución (“T&D”) de la AEE y (2) los activos legados de generación (“LGA”, por sus siglas en inglés).

LUMA, un consorcio canadiense/estadounidense, ha estado a cargo de las operaciones de despacho de energía 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 enfrentó a graves problemas durante su primer año de operaciones. Recientemente, sin embargo, el sistema de transmisión y distribución parece haber ganado cierta estabilidad, aunque la duración y la frecuencia de los apagones imprevistos siguen estando muy por encima de la media en comparación con compañías similares en Estados Unidos.

Igual de importante es que LUMA es la principal entidad encargada de trabajar con FEMA en el rediseño y reconstrucción del sistema de T&D. Este proceso ha tomado más tiempo de lo esperado en parte debido a los procedimientos especiales impuestos por FEMA (Sección 428 de la Ley Stafford), en parte debido a la curva de aprendizaje de LUMA con respecto al sistema energético de Puerto Rico, y en parte también debido a la multiplicidad de planes/propuestas para reconstruir la red. Según el Plan Fiscal más reciente de la AEE, “desde el comienzo del Año Fiscal 2023, LUMA ha sometido un total de 341 alcances de trabajo (SOW, por sus siglas en inglés) a FEMA para proyectos de T&D que representan un estimado de $7,100 millones en actividades de reconstrucción”. (Plan Fiscal de la AEE, pág. 98) No está claro en el Plan Fiscal cuántos de estos SOW han sido “aprobados” o en qué etapa del proceso de trabajo se encuentra (planificación, diseño, en progreso o finalizados) cada uno.

A principios de este año, el gobierno de Puerto Rico seleccionó a Genera PR, una filial de New Fortress Energy (una compañía de gas natural), para administrar y operar la flota de LGA de la AEE. Como parte del acuerdo, Genera está obligada a realizar algunos gastos de capital a corto plazo (financiados por FEMA) para estabilizar el sistema, generar ahorros mediante la renegociación de los contratos de combustible y, finalmente, comenzar la decomisación de las LGA.

Aunque el gobierno tiene grandes esperanzas de generar ahorros mediante el aumento de la eficiencia del sistema y la renegociación de los contratos de combustible, los verdaderos ahorros vendrán de la decomisación de la envejecida flota de generación de combustible fósil de la AEE. Es poco probable, sin embargo, que esos ahorros se realicen a corto plazo porque (1) la generación de combustible fósil puede ser decomisada sólo cuando haya suficiente capacidad renovable nueva para reemplazarla y ese proceso ha tomado más tiempo de lo esperado; y (2) Genera, como subsidiaria de una compañía de gas natural, puede tener un incentivo para prolongar la vida de la flota de generación existente (bajo el pretexto de que no hay suficiente generación renovable disponible) y comprarle el gas natural requerido a su compañía matriz.

Reestructuración financiera

La AEE ha estado en negociaciones con sus acreedores desde julio de 2017. Sin embargo, seis años 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 línea de combustible y varios millones más a acreedores no garantizados.

Según el Plan Fiscal de la AEE, “sin reestructurar su deuda y otros pasivos, la AEE tendría que pagar aproximadamente $2,620 millones de obligaciones de deuda heredadas programadas en cuatro años desde el año fiscal 2024 hasta el año fiscal 2027, además de los aproximadamente $4,830 millones de montos vencidos y actualmente vencidos hasta el final del año fiscal 2023″. Pagar las obligaciones de deuda no reestructuradas de la AEE a corto plazo requeriría aumentos de tarifa de aproximadamente 6 a 7 ¢/kWh en dólares reales en el período de AF24 a AF27. A largo plazo, sin ninguna reestructuración, la obligación anual estimada del servicio de la deuda de la AEE sería de aproximadamente $1,000 millones al año, basada en la amortización de todos los pasivos financieros a largo plazo a una tasa de interés de 5.25% durante 20 años”. (Plan Fiscal de la AEE, pág. 140) Bajo ese escenario, el cliente residencial promedio que consume 425 kWh al mes vería su factura aumentar en aproximadamente 26%. Claramente, ese es un escenario insostenible dado el estancamiento de la economía de Puerto Rico y las altas tasas de pobreza.

El proceso legal continúa conforme a los procedimientos establecidos por el Título III de la Ley para la Supervisión, Administración y Estabilidad Económica de Puerto Rico (“PROMESA”, por sus siglas en inglés). En junio de 2023, la jueza que preside el proceso determinó que los bonistas sólo tenían un gravamen parcial sobre los ingresos de la AEE y que existían riesgos significativos asociados con otros remedios que pudieran solicitar (por ejemplo, el nombramiento de un síndico). Por lo tanto, estimó el valor de su reclamación en $2,380 millones.

El 25 de agosto de 2023, la Junta de Supervisión y Administración Financiera para Puerto Rico (“JSAF”) anunció que había “presentado el tercer Plan de Ajuste enmendado para reducir más 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) Según la JSAF, el valor nominal de la deuda de los bonistas se reduciría de $8,400 millones a aproximadamente $2,400 millones. Los bonistas que apoyen el plan recuperarían (en forma de nuevos bonos) el 12.5% de su reclamo original, mientras que los bonistas que no estén de acuerdo con el plan propuesto recuperarían el 3.5% de su reclamo. Los acreedores generales no asegurados recuperarían, se supone que en efectivo, aproximadamente el 13.5% de sus reclamaciones iniciales. Las negociaciones continúan 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) supondría un aumento medio del 5% en la factura mensual de electricidad. Este estimado aumentará sin duda, dependiendo del acuerdo sobre las pensiones. En el momento de escribir estas líneas, un grupo relativamente grande de bonistas ha anunciado su oposición 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 Título III ha anunciado marzo de 2024 como fecha límite 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 período de planificación de 20 años y lo actualice cada tres años. La ley define un PIR como “un plan de recursos que considerará todos los recursos razonables, incluyendo tanto el suministro de energía (por ejemplo, generación a escala de servicios públicos) como la demanda de energía (por ejemplo, eficiencia energética, respuesta a la demanda y generación distribuida), para satisfacer las necesidades actuales y futuras proyectadas del sistema energético 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 Energía de Puerto Rico (el “NEPR”) extendió la fecha límite para la radicación del próximo PIR, estableciendo que LUMA radicará el próximo PIR a más 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 generación 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 contratación de generación renovable a gran escala tiene aproximadamente dos años de retraso:

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

Según el Plan Fiscal, “la AEE ha renegociado o completado la adquisición de 844.8 MW de nueva capacidad de generación renovable.  Sin embargo, al concluir el segundo trimestre de 2023, ninguno de estos proyectos ha alcanzado el cierre financiero o comenzado la construcción, lo que resulta en retrasos significativos en comparación con los plazos de adquisición y desarrollo establecidos por el NEPR”. (Plan Fiscal de la AEE, pág. 26) Además, “el 26 de abril de 2023 el NEPR emitió una orden requiriendo una investigación exhaustiva del proceso de adquisición del Tramo (“Tranche”) 1 de energía renovable y almacenamiento en baterías debido a los retrasos persistentes. La orden del NEPR establece que los retrasos en el proceso de adquisición del Tramo 1 “podrían afectar” las metas regulatorias de energía renovable a corto, mediano y largo plazo”. (Plan Fiscal de la AEE, pág. 54)

Dados los retrasos ocurridos durante el proceso del Tramo 1, el NEPR decidió nombrar a un “coordinador independiente”, Acción Group, LLC, para llevar a cabo las RFP de los Tramos 2 y 3. Al momento de redactar este informe, no tenemos claro quién dirige y opera Acción Group. Además, 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 más de 50,000 clientes, que representan 300 MW de capacidad de generación, desde que se hizo cargo de la operación del sistema de T&D en 2021. (Plan Fiscal de la AEE, pág. 19) El Departamento de Energía de los Estados Unidos (“DOE”, por sus siglas en inglés) estima que, para junio de 2023, había un total de 85,661 interconexiones solares de techo en Puerto Rico. Si bien estas estadísticas muestran cierto progreso en la interconexión de sistemas solares sobre techos, también ponen de relieve la lentitud de la transición, ya que la AEE tiene más de 1,000,000 de clientes.

Reconstrucción del sistema de T&D

Según el Plan Fiscal, “al 2 de junio de 2023, la AEE ha recibido más de $15,000 millones de fondos federales en total. Aproximadamente $12,000 millones de fondos de FEMA están obligados para trabajos permanentes y se ha recibido la aprobación 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 administración y aproximadamente $2,300 millones de financiamiento de CDBG”. (Plan Fiscal de la AEE, pág. 87) Por lo tanto, en términos de fondos para la reconstrucción de la red, sólo el 19% de los fondos de FEMA ha sido “aprobado” para ser gastado.

En términos del número de proyectos de trabajo permanente para reconstruir la red, una presentación reciente del DOE indica que para julio de 2023, había 220 proyectos de mejoras a la red en el “pipeline” de FEMA; 134 proyectos de mejoras a la red habían sido “aprobados” por FEMA; y 60 mejoras a la red habían “comenzado a construirse”. La presentación del DOE no establece el número total de proyectos de mejora de la red necesarios para la reconstrucción de toda la red.

Independientemente de la métrica que utilicemos, la conclusión parece ser que el proceso de reconstrucción de la red ha avanzado a un ritmo relativamente lento. Varios factores explican esta situación. En primer lugar, no está claro, al menos para los observadores externos, qué plan de modernización de la red es el que va a implantarse: hay un plan diseñado por la AEE, está el actual PIR, está el plan de remediación del sistema de LUMA y está el plan de modernización de la red que está desarrollando el DOE en el momento de escribir estas líneas. No nos queda claro cómo cada uno de estos planes se relaciona con el otro ni cuál tiene precedencia en caso de conflictos entre ellos.

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

Por último, existe un fuerte desacuerdo entre los defensores de la generación renovable distribuida y los que favorecen las instalaciones centralizadas de generación 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 construcción de instalaciones solares a gran escala en Puerto Rico.

Los defensores de las instalaciones solares a gran escala argumentan que un sistema basado únicamente en techos sería inestable dada la demanda energética de Puerto Rico, tarda demasiado tiempo en llegar a una escala económica 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, concluyó que Puerto Rico necesita ambos tipos de sistemas.

Este debate es más que un mero desacuerdo sobre política pública porque la decisión política influirá en el diseño de la nueva red. Si el gobierno de Puerto Rico decide depender mayormente de sistemas solares distribuidos en los techos, la red tendrá que diseñarse de una manera; mientras que si decide depender mayormente de la generación solar centralizada a escala la red tendrá que diseñarse de otra manera. Parece que el DOE ha llegado a la conclusión de que la nueva red puede diseñarse para dar cabida tanto a la generación solar distribuida en los techos, que es buena para las comunidades aisladas y de difícil acceso, como a la generación a gran escala, que puede proporcionar cargas base estables al sistema. Por desgracia, el informe final del DOE sobre el diseño de la red no estará listo hasta diciembre de este año. Por tanto, parece poco probable que este desacuerdo político se resuelva antes de esa fecha.