CNE Analyzes the New PREPA Restructuring Support Agreement: It is Worse Than You Think

On May 3, 2019, the Puerto Rico Electric Power Authority (“PREPA”), the Puerto Rico Fiscal Agency and Financial Advisory Authority (“AAFAF”), and the Financial Oversight and Management Board for Puerto Rico (the “FOMB”), executed a “Definitive Restructuring Support Agreement” (the “RSA”), with the members of the Ad Hoc Group of PREPA Bondholders (the “Ad Hoc Group”), and Assured Guaranty Corp. and Assured Guaranty Municipal Corp. (collectively, “Assured”), for the restructuring of a portion of certain bonds issued by PREPA.

Last week, CNE Public Policy Director and energy policy expert Sergio M. Marxuach published an analysis of the new RSA and its implications for Puerto Rico.

In his analysis, Marxuach reaches the following conclusions about the agreement:
  • Its terms and conditions are overly generous to creditors;
  • it discourages the transition to distributed renewable generation;
  • it is uncertain whether the deal provides the debt relief necessary to keep PREPA functioning while avoiding another restructuring in the short to medium term; and
  • it will in all likelihood result in a significant rate increase for Puerto Rican ratepayers for decades to come.
Additionally, the new RSA established even greater charges for ratepayers than last year’s proposed restructuring agreement.

“After ten months of additional negotiations, we’ve ended up with the same reduction in principal and paying a greater Transition Charge than we would have paid under the July 2018 RSA,” said Marxuach, who added: “…if Puerto Rico continues to be too generous with its creditors, the likelihood of experiencing another debt crisis in the short to medium term increases significantly.”

Breakdown of new consumer charges included in the 2019 PREPA Restructuring Support Agreement
In the report and executive summaries linked below, we summarize some of the principal terms and conditions of the RSA and provide some analysis of its potential effects on Puerto Rico’s electricity market.


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The Transformation of the Energy System

Lea la versión en español

Around the world, the electric energy sector is undergoing rapid change as new technologies incompatible with the century-old model of centralized generation come on line. We should seize this critical juncture to bring Puerto Rico’s obsolete electrical system into the twenty-first century.

To successfully bring about the transition to a new model of generating and selling electricity, there are a number of tasks before us. We must develop a new vision of the system; amend laws and regulations; modernize the transmission and distribution networks; and encourage the efficient use of energy by consumers.

The first step is to develop a long-term vision that will establish the objectives to be achieved through the public energy policy and regulatory framework—a process that has been stuck in the legislature’s conference committee on S.B. 1121.

Developing this vision requires that we think beyond the confines of Puerto Rico while at the same time fully understanding and considering the limitations and challenges the island faces. To implement the vision, we will need enlightened, forward-thinking public policies and regulations. We will have to establish guidelines with respect to our environmental objectives as well as renewable-energy, energy efficiency, and demand management standards.

The vision should also include from three to five strategic objectives and an ambitious yet realistic long-term goal based on the premise that the model by which electrical-generation companies have traditionally done business, known as “build and grow”—that is, building ever-larger generating plants, using cheap fossil fuels, and supplying ever-increasing demands for electrical power—is no longer feasible, due to limitations on the efficiency obtainable in electric generation, the increase in the price of fossil fuels, new environmental regulations, a decline in the demand for electricity, and the entry into the field of new generating technologies using renewable sources of energy.

In terms of generation, the new public energy policy should maximize integration into the system of renewable generation and storage technologies that can provide reserves, other auxiliary services, and additional load at peak hours. This design is not only efficient, but can also help provide cost-efficient service with fewer interruptions.

It is important that in comparing the cost of traditional generation alternatives to the cost of renewable-energy alternatives, all the costs associated with traditional generation be taken into account—not simply the cost of fossil fuels but also such social costs as the cost of environmental pollution; the cost of medical treatment for asthma and other respiratory problems and eye and skin problems; and the cost of premature deaths from cancer and other diseases caused directly or indirectly by the emission of pollutants. Methodologies already exist, such as that developed by William Nordhaus, Yale professor and winner of the Nobel Prize for Economics in 2018, for doing these calculations.

Unfortunately, with the technology available at the moment it is not possible to fulfill all the demand for electricity in Puerto Rico with renewable sources of energy. Therefore, it will be necessary to add new generation capacity using natural gas.

We should emphasize, however, that new natural-gas infrastructure should be as limited as possible, so as to allow the maximum use  of renewable resources. This means ensuring that high-efficiency, relatively small generation units are built and distributed all around the island and integrated into the system in a manner consistent with the redesign of the transmission and distribution network. Investment in these new generating plants should be limited to those whose investment cost can be recouped in twenty years or less. Finally, in order to encourage the transition to renewable energy and achieve the objective of generating 100% of our electricity with renewable sources by 2050, the construction of new generating units using fossil fuels should be prohibited after 2030.

With regard to transmission and distribution, the public energy policy should encourage the evolution of the network toward efficiently and reliably incorporating distributed generation and the use of battery storage at both the individual and network level, in order to allow storage of electricity when it is not immediately needed and thus encourage and increase the value of intermittent-generation resources.

In addition, given the foreseeable effects of rapid climate change, the twenty-first-century network must be sufficiently flexible to incorporate micro- and mini-networks that can be connected and disconnected from the main network as needed, in order to ensure that critical infrastructure facilities (hospitals, water pumping stations, telecommunications, etc.) have adequate backup in case of a disaster in order to protect isolated communities from prolonged interruptions of these services and limit the impacts on health and the environment.

In summary, the transformation of Puerto Rico’s energy system must be well-thought-out, strategic, and follow a logical sequence, especially as PREPA is simultaneously facing the challenges of rebuilding its electrical system after Hurricane Maria, restructuring its debt under Title III of PROMESA, a substantial decline in demand for its services, and the total or partial privatization of an electrical system that has been administered and operated as a monopoly for more than seven decades.

This is a complex and difficult task, but we cannot postpone it or allow the process to be taken over by private-interest groups and carried out in back rooms. Join the CNE in this effort by taking part in the Black Start Conference, to be held on March 21 in the Puerto Rico Convention Center.

By Sergio M. Marxuach

Public Policy Director

Center for a New Economy

This column was originally published in El Nuevo Día on March 3, 2019

Reestructuración de la deuda de la AEE 2.0

Para leer la versión en inglés, haga click aquí.


El 31 de julio el gobierno de Puerto Rico, la Autoridad de Energía Eléctrica (“AEE”) y la Junta de Control Fiscal (“JCF”) anunciaron un acuerdo preliminar para apoyar la reestructuración de una parte de la deuda de la AEE con un grupo de bonistas no-asegurados de dicha entidad.

Descripción de la Transacción

La transacción propuesta consiste de un intercambio de los bonos existentes (no-asegurados) de la AEE por bonos nuevos a ser emitidos por la Corporación para la Revitalización de la Autoridad de Energía Eléctrica o por una entidad nueva creada especialmente para ese propósito (“a new bankruptcy-remote special purpose vehicle”).

Los bonos nuevos, a su vez, se dividen en dos grupos: los Bonos Clase A (“Tranche A”) y los Bonos Clase B (“Tranche B’). Los Bonos Clase A se intercambiarían por bonos existentes de la AEE a razón de 67.5 centavos por cada dólar de valor nominal (“face value”) de bonos existentes. Mientras los Bonos Clase B se intercambiarían a una tasa de 10 centavos por cada dólar de valor nominal de bonos existentes.

Por ejemplo, una persona que es dueña de bonos de la AEE con un valor nominal de $100,000, recibiría Bonos Clase A con un valor nominal de $67,500 y Bonos Clase B por con un valor nominal de $10,000, para una recuperación total de $77,500. Esto implica una reducción en el principal nominal de los bonos existentes de 22.5%.

Los Bonos Clase A pagarían intereses en efectivo a una tasa anual de 5.25% sobre su valor nominal y tendrían un término (“maturity”) de 40 años; mientras que los Bonos Clase B pagarían interés en especie (“payment in kind”), es decir mediante la emisión adicional de Bonos Clase B, a una tasa equivalente al 7.0% del valor nominal (o de 8.75% en el caso de que se determine que una porción de los Bonos Clase B no es exenta del pago de impuestos), y tendrían un término de 45 años.

En ambos casos el término de los bonos pudiera ser menor al establecido inicialmente si se cumplen ciertas condiciones. Por otro lado, el término de los Bonos Clase A se pudiera extender mas allá de la fecha de vencimiento inicial, si a esa fecha, el interés y principal de esos bonos no ha sido pagado en su totalidad.

Repago de los Bonos Nuevos

El repago de ambas clases de bonos nuevos estaría asegurado con un gravamen sobre el flujo de efectivo futuro generado por la AEE que sería gravado mediante la imposición de un Cargo de Transición. Ese Cargo sería de 2.636 c/kWh durante los primeros cinco años; de 2.729 c/kWh durante los años del 6 al 10; de 2.868 c/kWh durante el año 11; y aumentaría a una tasa anual de 2.5% hasta llegar a la cantidad de 4.348 c/kWh. En ese momento el Cargo de Transición se mantendría fijo en esa cantidad hasta el vencimiento de los bonos nuevos.

Los Bonos Clase A comenzarían a acumular y pagar intereses en efectivo inmediatamente después de su emisión; mientras que los Bonos Clase B comenzarían solamente a acumular intereses durante ese mismo periodo. Eventualmente los dueños de los Bonos Clase B recibirían 100% del flujo de efectivo en exceso del requerido para amortizar los Bonos Clase A, pero los dueños de Bonos Clase B no podrán recuperar una cantidad en exceso de (1) el valor nominal de intercambio mas (2) el valor en efectivo del pago de interés en especie.

Impago no es Incumplimiento

Resulta interesante que uno los términos acordados, por lo menos en el acuerdo preliminar, es que los bonistas no podrán declarar un evento de incumplimiento en el caso de que la AEE incumpla en algún momento con el servicio de la deuda pautado, siempre y cuando el dinero producto del Cargo de Transición se utilice en su totalidad para el pago de los bonos nuevos.

Por ejemplo, si el servicio de la deuda para el año X es de $100 millones, pero el Cargo por Transición solo genera $80 millones, debido digamos a una baja mayor a la proyectada en la demanda por electricidad, entonces los bonistas no podrían declarar un evento de incumplimiento siempre y cuando la AEE abone esos $80 millones en su totalidad al pago de la deuda. A cambio de esa concesión por los bonistas, los bonos continuarían acumulando intereses a la tasa acordada y el vencimiento de los Bonos Clase A se extendería hasta ser repagados en su totalidad. Pero ese no sería el caso con los Bonos Clase B, que en teoría podrían vencer aún cuando faltara una porción por amortizar.

Finalmente, los bonistas que participen en el intercambio recibirían como incentivo, a cambio de renunciar ciertos derechos contractuales y de apoyar la transacción, una comisión, pagadera en la forma de Bonos Clase A, igual a 1.72% del valor nominal de los bonos que intercambien. Además, tendrían derecho a recibir una comisión adicional, pagadera también en la forma de Bonos Clase A, igual a 0.95% del valor nominal de los bonos que intercambien si se cumplen otras condiciones.

Recorte del Principal

Mucha de la discusión pública se ha enfocado en la cantidad del recorte (“haircut”) en el principal de los bonos de 22.5%. Es difícil, dependiendo solamente de la información plasmada en los documentos públicos, determinar si esa cantidad es (1) razonable y (2) suficiente para que la AEE continúe en operaciones de manera sostenible.

Por un lado, debemos recordar que los bonos de la AEE son lo que se llaman en ingles, “special revenue bonds”, que usualmente gozan de una gran protección en los procesos de quiebra municipal bajo el Capítulo 9 del Código de Quiebras de Estados Unidos. Estos son bonos emitidos usualmente por entes gubernamentales que proveen servicios básicos tales como transportación, agua, alcantarillado, electricidad, o gas para calefacción, entre otros. La garantía de repago de estos bonos, al igual que es el caso con los bonos existentes de la AEE, es un gravamen sobre los ingresos netos (después de pagar los gastos operacionales) generados por el emisor.

De acuerdo con James E. Spiotto, experto en quiebras municipales y autor del libroMunicipalities in Distress?: How States and Investors Deal with Local Government Financial Emergencies, el Congreso enmendó el Código de Quiebras en 1988 específicamente para aclarar que los ingresos gravados a favor de este tipo de bonistas no podían ser desviados para otros propósitos y que esos bonistas tenían derecho a seguir recibiendo sus pagos (otra vez, recalco, neto de los gastos operacionales del emisor) aún después del deudor haber radicado el recurso de quiebra. Por esa razón, estos bonos usualmente no sufren modificaciones significativas, si alguna, en un proceso bajo el Capítulo 9. En ese sentido podríamos determinar que en comparación con otras quiebras de entidades similares en los Estados Unidos el recorte de 22.5% es razonable.

Ahora bien, la AEE no se encuentra en un proceso bajo el Capítulo 9, aunque el Titulo III de PROMESA incorpora muchas de las disposiciones de ese Capítulo a través de la sección 301(a) de esa ley. Por tanto, la JCF pudiera tener más grados de libertad al negociar una reestructuración de la deuda de la AEE. Además, en el caso de la AEE tenemos que tomar en consideración los siguientes factores (1) opera en una economía que lleva años sin crecer; (2) sus administradores han pospuesto negligentemente el mantenimiento de las plantas de generación y de las líneas de transmisión y distribución por décadas; (3) la demanda por el servicio eléctrico se proyecta a la baja en los próximos años; y (4) la AEE necesita una inversión de capital masiva para modernizar y optimizar sus operaciones.

Dado todo lo anterior, entonces, el recorte de 22.5% en el principal de la deuda existente puede que no sea suficiente para que la AEE continúe operando de forma sostenible. Esa puede ser la razón que explica porque los bonistas accedieron a renunciar al derecho de declarar un evento de incumplimiento en caso de un impago. Parece que las partes están asumiendo de entrada que existe una probabilidad alta de que la AEE no pueda honrar los términos y condiciones negociados y han acordado un mecanismo ex ante para mitigar ese riesgo.

De hecho, de los documentos del acuerdo preliminar no se desprende como se llegó a la determinación de que esa cantidad de alivio es el requerido para que la AEE pueda seguir operando. En el Plan Fiscal del 1 de agosto de 2018 tampoco se explica o se toma en consideración el servicio de la deuda más allá de estipular que la cantidad de deuda existente no es sostenible (ver página 27 del Plan Fiscal del 1 de agosto de 2018). Tampoco ninguna de las proyecciones plasmadas en el Plan Fiscal incluye un análisis de cómo se afectarían las tarifas en un escenario post-restructuración de la deuda. En nuestra opinión, parece que hay una desconexión entre los escenarios del Plan Fiscal y lo acordado preliminarmente con los bonistas. Por lo tanto, con la información disponible en estos momentos no podemos analizar con certeza si la reducción propuesta en el principal es la necesaria para mantener la factibilidad de la empresa.

Cargo de Transición

Otro asunto que ha captado la atención del público es el Cargo de Transición. Ese debate se ha centrado en tratar de determinar si dicho Cargo constituye o no un aumento en la tarifa. En teoría, tal y como argumentan algunos representantes del gobierno, la imposición del Cargo no necesariamente implicaría un aumento en la tarifa a los clientes,siempre y cuando la AEE reduzca sus costos operacionales por una cantidad igual o mayor a la que representa el Cargo de Transición. En la práctica alcanzar dicha reducción sería bien difícil—pero no imposible.

Por ejemplo, en la factura más reciente que recibí de la AEE, me cobraron 21.41 centavos por cada kWh que consumí. El Cargo de Transición para el primer año sería de 2.636 centavos por kWh, equivalente a un 12.3% del precio que la AEE me facturó por kWh en esa factura. Bajo condiciones normales, pudiera ser factible lograr una reducción en costos operacionales de esa magnitud.

Pero no estamos en tiempos normales. Como argumentamos anteriormente, la economía se encuentra en depresión, la demanda por energía eléctrica esta bajando y se proyecta que siga bajando y de acuerdo con el Plan Fiscal, la AEE necesita hacer una serie de inversiones de capital para reducir su dependencia en el petróleo y reducir sus costos operacionales y esas inversiones tienen que ser financiadas de alguna manera.

En términos específicos, en el Plan Fiscal se proyecta una reducción en el costo por combustible de aproximadamente 25% entre el 2018 y el 2023. Esa premisa nos parece poco razonable. Y se esconde en una nota al calce el hecho de que dicho ahorro depende de una inversión de capital de aproximadamente $2,900 millones en generación nueva (Plan Fiscal páginas 43 y 44). También queda sin contestar la pregunta de quien financiaría dicha inversión en la generación nueva. Dadas esas circunstancias me parece que lograr esos ahorros es muy poco probable, aunque, repito, no imposible.

Efectos sobre la Privatización

Tal vez más importante que ese debate, es que ni el “term sheet” de la transacción ni el Plan Fiscal certificado por la JCF, explican como se calculó ese Cargo de Transición ni a que volumen de ventas de electricidad se aplicaría. Este último punto es sumamente importante porque podría afectar la transformación propuesta para la red de transmisión y distribución.

Por ejemplo, si el cargo sólo se aplica a la producción de electricidad por los activos de generación de PREPA, los bonistas tendrían un incentivo para desalentar la entrada en línea de activos de generación nueva (por ejemplo, energía solar y eólica a gran escala). Si se aplica a toda la energía que se transmita a través de la red, los bonistas tendrían un incentivo para desalentar a los clientes de la AEE a desconectarse de la red, por ejemplo, invirtiendo en sus propias microrredes. Si se aplica a todos los clientes, incluso a aquellos que se han desconectado de la red, esto desalentaría a los abonados de invertir y construir microrredes privadas. Por tanto, es imperativo que se provea información adicional sobre como funcionaria el Cargo por Transición y analizar como su imposición afecta los incentivos económicos o limita las opciones factibles para transformar la red de transmisión y distribución.

Además de todo lo anterior, quedan muchas preguntas sin contestar. Por ejemplo, ¿que va a pasar con los bonistas que tienen bonos asegurados por las compañías aseguradoras de instrumentos financieros? ¿Se le ofrecerán los mismos términos y condiciones o se negociará otra transacción? ¿El Cargo de Transición se le cobraría a todos los clientes, incluyendo los municipios y aquellos que reciben subsidios? ¿La Comisión de Energía de Puerto Rico tendría que analizar y avalar tanto la transacción de intercambio de bonos como el Cargo por Transición? ¿Cómo se afectaría la propuesta de transformación de la AEE a la luz de esta transacción con los bonistas existentes?


En suma, la transacción propuesta constituye un primer paso importante en la transformación de la AEE, pero todavía nos falta mucha información para determinar si la transacción propuesta es en los mejores intereses del pueblo de Puerto Rico.
Por: Sergio M. Marxuach
Director de Política Pública, Centro para una Nueva Economía

Blackout in Puerto Rico

Frontline and PBS report about the Blackout in Puerto Rico after Hurricane Maria.

Puerto Rico: Black Start 2019

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El huracán María devastó el sistema de energía de Puerto Rico. Después de la tormenta, la isla esencialmente ha tenido que reactivar su sistema energético del equivalente de lo que en la industria se llama un “blackstart”, que es el término técnico que describe el proceso de reactivar el sistema de generación energética luego de un apagón total.

A la misma vez, el sector de energía en todo el mundo está cambiando rápidamente a medida que nuevas tecnologías que son incompatibles con el paradigma centenario de generación, transmisión y distribución de energía entran en funcionamiento. Debemos aprovechar esta coyuntura, la destrucción casi total del sistema de energía en Puerto Rico y los adelantos tecnológicos en este sector, para traer al siglo 21 el anquilosado sistema eléctrico de la isla. Dicho de otra manera, debemos utilizar el “blackstart”, no para reconstruir el sistema energético a su estado al 19 de septiembre de 2017, sino para dar un salto cualitativo de envergadura.

Para que el sector de energía lleve a cabo con éxito la transición a un nuevo modelo de hacer negocios será necesario desarrollar una nueva visión del sistema, enmendar leyes y reglamentos, actualizar las redes de transmisión y distribución y fomentar el uso eficiente de la energía por parte de los consumidores. Esta es una tarea difícil, pero afortunadamente abundan los recursos para orientar a los legisladores, reglamentadores y las compañías de energía en este proceso.

El primer paso …una nueva visión

El primer paso en este complicado camino es desarrollar una nueva visión para el sector energético de Puerto Rico. Desarrollar esta visión requiere pensar más allá de los confines de la isla, pero tomando en consideración y entendiendo a fondo las limitaciones y retos que enfrenta Puerto Rico. Además, se necesitará legislación de avanzada para implementar esa visión y establecer lineamientos claros para los reglamentadores con respecto a los objetivos ambientales, los estándares de energía renovable, la eficiencia energética y el manejo de la demanda por energía.

El modelo de reglamentación también tendrá que evolucionar de uno basado en planes de recursos integrados a largo plazo a uno basado en una supervisión más proactiva con respecto a la utilización eficiente de los recursos y más dinámica en relación a los distintos actores y participantes en el sector energético. Esto significa que los reglamentadores deberán implementar un modelo de reglamentación basado en el desempeño (“performance-based regulation”), establecer parámetros transparentes para la rendición de cuentas, así como incentivos (y sanciones) para lograr los objetivos de la política energética.

Nuevas estructuras tarifarias

Las nuevas estructuras tarifarias deben diseñarse para: (1) enviar las señales de precio correctas tanto a los generadores como a los consumidores; (2) promover la eficiencia energética; (3) manejar eficientemente la carga base y la demanda pico; (4) fomentar la transición a la interacción bi-direccional entre los operadores de la red y los clientes que instalen capacidad de generación distribuida; y (5) implementar tarifas basadas en el momento del uso de la energía para fomentar la eficiencia y la optimización del uso de los recursos. Además, se deberá promover la implementación de nuevas normas energéticas para el diseño de edificios, facilitar el financiamiento para la retro-adaptación de estructuras existentes para fomentar la conservación de energía y promover el uso de enseres electrodomésticos eficientes para estabilizar el consumo residencial.

La generación de energía

En términos de generación, las grandes instalaciones de generación con ciclos de recuperación de la inversión de más de 30 años son cada vez más una cosa del pasado. Mientras, la construcción de unidades de generación tradicional más pequeñas y altamente eficientes, ampliamente distribuidas en las áreas de servicio para suplir la carga base, se está convirtiendo rápidamente en una alternativa tecnológicamente factible y rentable. Complementar este modelo con soluciones de generación renovable y tecnologías de almacenamiento para proveer reservas, otros servicios auxiliares y carga adicional en las horas pico, no solo es eficiente, sino que puede ayudar a proporcionar un servicio con menos interrupciones y más costo-efectivo para todos los clientes.

La transmisión y distribución

Por el lado de la transmisión y distribución, la red deberá evolucionar para incorporar de manera eficiente y confiable la generación distribuida, el uso de baterías a nivel de la red, así como al detal, para permitir el almacenamiento de electricidad cuando no se requiera su uso inmediato y así promover y aumentar el valor de los recursos de generación intermitente. Además, el rápido crecimiento del mercado de automóviles eléctricos crea el potencial de demanda adicional, presumiblemente fuera de las horas pico, lo que ayudará a estabilizar la demanda por una carga base que se proyecta a la baja en los próximos años. Los automóviles eléctricos también funcionarían como una solución de almacenamiento y podrían descargar energía a la red cuando surjan usos más valiosos para esa carga. Ahora bien, todo esto implicaría hacer inversiones de capital en áreas no-tradicionales dado que los automóviles eléctricos necesitarían estaciones de carga ampliamente disponibles y accesibles a través de toda la isla.


Por último, dados los efectos previsibles del rápido e inminente cambio climático, la red del siglo 21 tiene que ser lo suficientemente flexible para incorporar micro y mini-redes que puedan conectarse y desconectarse de la red principal, según sea necesario, para asegurar que las instalaciones de infraestructura crítica (hospitales, bombas de agua, telecomunicaciones etc.) tengan un respaldo adecuado en caso de desastres para proteger a las comunidades aisladas de interrupciones prolongadas de esos servicios y limitar los impactos a la salud y al medio ambiente.

Estos temas los estaremos explorando durante la conferencia sobre El Futuro de la Energía, convocada por el Centro para una Nueva Economía para principios del 2019. Además, analizaremos el rol de las instituciones académicas en la transformación energética de Puerto Rico; la necesidad de atraer capital en condiciones competitivas; así como oportunidades de investigación y desarrollo y el impacto del rediseño del sector energético de Puerto Rico sobre el desarrollo económico de la isla.

El autor es el Director de Política Pública del Centro para una Nueva Economía

Esta columna fue publicada originalmente en El Nuevo Día el 17 de junio de 2018.

Pendientes a Puerto Rico: Black Start 2019, si aún no lo ha hecho puede registrarse aquí.




Hurricane Maria devastated Puerto Rico’s energy system. After the storm, the island essentially has had to re-activate its energy system from the equivalent of a system-wide “blackstart”, which is the technical term for restarting an energy system from a complete shutdown.

At the same time, the energy sector world-wide is rapidly changing as new technologies come online and challenge the existing 100-year old model of generating, transmitting, and distributing energy to various classes of customers with different needs. Puerto Rico should take advantage of this synchronicity—the almost total destruction of its energy system and the technological advances in this sector—to upgrade its ankylosed electric system to 21st century standards. In other words, we should use the current blackstart-like situation to make a quantitative jump, instead of just restoring its energy system to its pre-Maria status.

In order to successfully make the transition to a new business model for the energy sector, it will be necessary to develop a new energy vision, amend several laws and regulations, upgrade transmission and distribution systems and encourage the efficient use of energy by end customers. This is a tall order, but fortunately resources abound to guide policymakers, regulators and utilities in this process.

The first step … a new vision

The first step in this complicated pathway is developing a new vision for the Puerto Rico energy sector. Charting this vision requires thinking beyond the confines of Puerto Rico, but with a clear understanding of the island’s limitations and challenges. In addition, new legislation will be needed to mandate the implementation of that vision and to set clear targets for regulators regarding environmental objectives, renewable portfolio standards, energy-efficiency goals, demand response and peak load management.

Regulation models will also have to evolve from long-term planning cycles to more proactive supervision regarding the efficient deployment of new resources and more dynamic oversight of the growing number of stakeholders in the energy sector. To accomplish these objectives, regulators will need to shift to performance-based regulation and set transparent accountability metrics, as well as incentives (and penalties) to achieve policy objectives.

New tariff structures

New tariff structures need to be designed to send the right price signals to both generators and customers, promote energy efficiency, manage baseload and peak demand, encourage the transition to bi-directional interaction between grid operators and customers deploying distributed energy resources and to establish block and time-of-use rates to encourage efficiency. In addition, new building design standards, access to finance energy-conservation retrofitting, and the adoption of consumption-reduction technology for households should also be widely encouraged.

Energy Generation

Large generation facilities with 30-plus-year investment recovery cycles are increasingly a thing of the past. On the other hand, building smaller, highly efficient traditional generation units, widely-distributed across the service areas to support baseload demand is quickly becoming both technologically feasible and cost-effective. This model, coupled with increased renewable generation/storage solutions to provide reserves, other ancillary services and additional load at peak times, is not only efficient, but can provide extremely reliable service, with lower outage rates, and lower costs for all customers.

Grid designs will also have to evolve to efficiently and reliably incorporate distributed generation, grid-scale and customer-owned battery storage units to allow the storage of electricity when not required for immediate use and thereby promote and enhance the value of environment-friendly intermittent generation resources. In addition, the rapidly growing market for electric cars creates the potential for additional demand, presumably at off-peak hours, therefore stabilizing baseload requirements that are forecast to decline in the coming years. Electric cars are also a storage solution that could discharge energy back to the grid when that charge has other more valuable uses. However, this would also entail making capital improvements outside the traditional utility paradigm, given that electric cars would need widely available and accessible charging stations throughout the island.


Finally, given the foreseeable effects of rapid and impending climate change, the grid of the 21st century has to allow for the incorporation of micro and mini-grids that can connect and disconnect from the main grid as needed to ensure critical infrastructure has adequate back-up in the event of natural or man-made disasters, to protect isolated communities from prolonged service outages, and to limit health and environmental impacts.

These are some of the themes we will be exploring during the “Future of Energy Conference”, convened by the Center for a New Economy for the first quarter of 2019. In addition, we will analyze the role of academic institutions in Puerto Rico’s energy transformation; the need to attract new capital at competitive terms; as well as research and development opportunities and the economic development impact of redesigning Puerto Rico’s energy sector.

The author is Policy Director for the Center for a New Economy

This column was originally published in El Nuevo Día on June 17th, 2018

Lookout for Puerto Rico: Black Start 2019, if you haven’t register to receive information please do so  here.


Preguntas inconvenientes

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La administración del gobernador Ricardo Rosselló anunció recientemente su intención de privatizar la Autoridad de Energía Eléctrica. Concurro con el gobernador en que ha llegado la hora de tomar medidas drásticas en el caso de la AEE, pues ésta ha demostrado ser incapaz de reformarse ella misma y ha sido inmune a los esfuerzos de diversas administraciones para modernizar y reestructurar sus operaciones.

Esta falla se debe, en gran medida, a que la política partidista se ha imbricado en la cultura administrativa y gerencial de la AEE; de la misma forma que un virus maligno invade una célula y captura sus mecanismos de control para reproducirse hasta que la célula infectada explota. En el caso de la AEE podemos estipular que ese momento llegó con la petición para el ajuste de sus deudas bajo el Titulo III de PROMESA.

Habiendo dicho eso, sin embargo, hace falta obtener más información sobre el proceso de privatización propuesto antes de endosarlo o rechazarlo. Continue reading “Preguntas inconvenientes”

La regulación es la clave

Francamente no entiendo porque hay personas en Puerto Rico que se sorprenden ante la incompetencia demostrada por la Autoridad de Energía Eléctrica en el manejo de la reconstrucción del sistema eléctrico posteriormente al azote del huracán María. Después de todo, la AEE es una organización que nos ha mentido por décadas—¿se acuerdan del Director Ejecutivo que le atribuyó fallas en el funcionamiento de los contadores a unos extraños “animalitos” que vivían dentro de estos?; por años ha incumplido voluntaria y temerariamente con leyes y reglamentos ambientales tanto de Puerto Rico como federales; tradicionalmente ha operado con poca transparencia y menos rendición de cuentas; ha sido y continua siendo un foco de corrupción política y gubernamental; y ha constituido un peso muerto sobre la economía del país con sus altas y arbitrarias tarifas y servicio poco confiable. Continue reading “La regulación es la clave”