En unas dos semanas, la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) debe presentar a la jueza de distrito federal Laura Taylor Swain, el plan con el que pretende modificar cerca de $12,000 millones en obligaciones de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE).

Es casi seguro que el Plan de Ajuste (PDA-AEE) impondrá diversos cargos especiales para pagar a los acreedores por el dinero que se tomó prestado por décadas, para construir unidades generatrices y otros proyectos capitales y para comprar el combustible que se utilizó para generar electricidad. Se trata de una factura que -según documentos divulgados por el gobierno y la Junta- podría tardar 50 años en pagarse y el dinero que saldrá de hogares, organizaciones y empresas de todo tipo irá a pagar por activos que ahora son sinónimo de apagones, fluctuaciones en voltaje y facturas incosteables para ciertos abonados.

El saldo de la reestructuración financiera de la AEE bajo el Título III de Promesa, según entrevistados, será la zapata para el sistema eléctrico de Puerto Rico. Pero ese proceso de bancarrota, agregaron los entrevistados, también debe servir para no repetir los errores que amarraron a los hogares y empresas en la isla a la generación fósil y a modelos de administración en los que la improvisación, el corto plazo y las prioridades políticas contribuyeron al colapso financiero y operacional de la AEE.

El peso de la quiebra

De acuerdo con el excomisionado de Energía Angel R. Rivera de la Cruz, no ha habido un proceso de quiebra de una utilidad pública, incluyendo el caso de Detroit, donde la reestructuración no haya terminado en pagos a los acreedores.

“La realidad es que va a haber un cargo y no se sabe cuánto se va a pagar”, dijo Rivera de la Cruz al señalar que hasta que la reestructuración de la AEE no culmine es poco lo que podrá avanzarse para cumplir con la política pública energética de Puerto Rico.

De acuerdo con Rivera de la Cruz, mientras “la nube de la quiebra” permanezca sobre la AEE, la corporación pública se verá como una entidad de riesgo. Cuando eso pasa, explicó, los jugadores que interesen hacer negocios con la AEE cobrarán más caro por cualquier servicio o bien que ofrezcan o no tendrán, necesariamente, la pericia o la capacidad financiera para concretar los proyectos o inversiones necesarias.

Es en esa circunstancia, cuando los procesos de competencia, los equipos de selección y análisis de propuestas y la labor regulatoria juegan un papel decisivo, dijo el abogado.

“La quiebra añade más incertidumbre al futuro eléctrico de Puerto Rico que la transición a un sistema lo más cercano al 100% de energía renovable”, dijo, por su parte Carlos Velázquez, director en Puerto Rico del Consejo Interestatal de Energía Renovable (IREC, en inglés), una organización dedicada a la concienciación de prácticas de eficiencia energética y al fomento de microrredes como solución comunitaria y empresarial.

“Mientras por los pasados 25 a 30 años nos endeudaron, se hicieron inversiones, se hizo una apuesta a una tecnología de combustibles fósiles en lugar de invertir en innovación, en tecnología renovable y en procesos comunitarios. Ahora vamos a pagar por una tecnología que tenemos que echar para un lado”, dijo Velázquez.

“Reconstruir no es solamente lo físico, también es el proceso de administración de ese sistema, de gobernanza y democracia”, subrayó Velázquez.

Según Velázquez, “el issue de qué va a pasar con la deuda de la AEE da una sombra mayor y crea más incertidumbre que el tema de quién opere la red”.

Pero desde la perspectiva de C.P. Smith Quiles, director ejecutivo de la Cooperativa Hidroeléctrica de la Montaña, de no haber sido por el proceso de bancarrota de la AEE, Puerto Rico no habría adoptado una política pública que incorporó modelos de administración y operación como las cooperativas eléctricas y tampoco habría apretado el paso para moverse a la generación eléctrica con fuentes renovables, la generación distribuida o las microrredes. Todos estos, métodos, modelos y conceptos de gestión que existen en múltiples jurisdicciones en el mundo y que en algunas jurisdicciones como es el caso de Estados Unidos, cuentan con historiales centenarios, subrayó el ducho en gerencia de proyectos.

El mandato de privatizar

Pero cuando se habla de energía, coincidieron los entrevistados, también se asoman otros debates e incluso, premisas erradas acerca de la gestión eléctrica que no son exclusivas de Puerto Rico.

“Aquí el debate se ha centrado en si la operación es privada o pública, si la energía debe ser renovable o fósil, si la generación debe ser a gran escala o en los techos de las casas, pero lo cierto es que no hay una solución única”, indicó Rivera de la Cruz.

“La solución para Puerto Rico va a ser una combinación de todos los componentes”, dijo Rivera de la Cruz.

De entrada, recordó que utilizar operadores privados en el sistema eléctrico “fue una determinación de ley, es la política pública”.

El abogado hizo referencia a la Ley 17 de 2019, estatuto que requiere diversificar las fuentes de generación de Puerto Rico y ordena la eliminación del monopolio horizontal y vertical que prevalecía con la AEE.

Claro está, esa búsqueda no puede traducirse en una tarifa eléctrica que no pueda pagarse, dijo Rivera de la Cruz haciendo referencia al mandato que tiene el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) como centinela del sistema y el mercado eléctrico de Puerto Rico.

De igual forma, el mandato de privatización o de alianzas público privadas (APP) para gestionar los activos de la AEE descansa en la Ley 120 de 2018. Ese estatuto estableció las condiciones para cualquier contratación con operadores privados en el sector eléctrico.

Además, la ley federal Promesa abrió la puerta a la privatización de actividades gubernamentales, cuando en su sección 205, el estatuto faculta a la JSF para recomendar “la privatización y comercialización de entidades dentro del gobierno territorial” y en el Título V, que versa del Coordinador de Infraestructura, se ordena analizar cómo el desarrollo de proyectos críticos ayudaría a “transicionar” la capacidad generatriz de Puerto Rico a entidades privadas.

Rivera de la Cruz explicó que los planes fiscales certificados por la JSF para la AEE recogen tales estatutos y por ello, el ente fiscal incluyó asignaciones presupuestarias y trabajó proyecciones bajo ese escenario de gestión.

En el caso de la red eléctrica, que se comisionó a LUMA Energy, la práctica en decenas de jurisdicciones en el mundo, es que operen como monopolios, dijo Rivera de la Cruz.

Pero cuando se trata de generación, la Ley 17 también establece que ninguna entidad podrá controlar más del 50% de esos activos en la isla.

De Singapur a Dominicana

La ruta que sigue Puerto Rico es parecida a lo hecho por otras islas. Luego de aprobar distintos estatutos para liberalizar el sector, Irlanda, Singapur, Hawái y República Dominicana tardaron años e incluso, décadas para lograrlo.

En Irlanda, Singapur y República Dominicana e incluso, en Hawái el servicio eléctrico se concibió como una responsabilidad del estado y se crearon monopolios a esos efectos. Las presiones para mantener e invertir en tales infraestructuras allanaron el camino a actores privados y la creación de mercados eléctricos.

En Irlanda y República Dominicana, las empresas de transmisión y distribución son cuasi públicas y coexisten con generadores privados

En Singapur, su empresa estatal -SP Group- mantiene el control de la red eléctrica, pero la generación y la venta de la electricidad descansa en actores privados.

En Hawái, tres compañías eléctricas operan las redes eléctricas y la generación del archipiélago y estas son propiedad de inversionistas privados, entre ellos, residentes de ese estado. Una cuarta operadora es una cooperativa eléctrica.

Dicho de otra forma, independientemente de las fuentes de generación que posean, en estas islas, el sistema eléctrico pasó, de ser un servicio gubernamental para a uno cuasi-público, con la llegada de actores privados en roles principalmente de generación y venta del servicio.

Y en estas jurisdicciones, al igual que en decenas de países, hay figuras regulatorias como el NEPR para fiscalizar la relación entre los actores eléctricos y la prestación del servicio a los usuarios.

Mientras, en todo Estados Unidos, donde hay unos 161 millones de clientes; siete de cada 10 clientes se sirven de un proveedor privado. Según datos de la American Public Power Association (APPA), hasta el año pasado, había unas 2,002 utilidades públicas que ofrecían servicios a unos 22.8 millones de clientes y unas 896 cooperativas servían otros 20.9 millones de abonados. En contraste, unas 179 compañías eléctricas propiedad de inversionistas servían alrededor de 108 millones de clientes.

El caso de la Florida

Aunque a través de los años, se ha debatido y escrito mucho acerca de los modelos públicos y privados de gestión eléctrica, hay pocos estudios que miden la efectividad de un modelo versus otro.

Eso, precisamente, es lo que hizo el ingeniero eléctrico Joey Pazzalia cuando analizó una muestra de proveedores eléctricos en el estado de la Florida. Su tesis doctoral, publicada en mayo pasado, demuestra que, a pesar de lo que puedan decir los políticos o promotores de un modelo u otro, en realidad, no hay “una diferencia real que pueda distinguirse” entre un operador eléctrico público y uno privado.

“No hubo diferencias estadísticas entre utilidades públicas y privadas en sus métricas de confiabilidad, SAIDI y SAIFI”, reza la tesis de Pazzalia en la que se establece que la privatización de sistemas eléctricos en la Florida ha estado plagada de controversias.

El índice SAIDI mide cuánto dura, en promedio, una interrupción del servicio eléctrico mientras el índice SAIFI mide la frecuencia, es decir, cuántas interrupciones experimenta un cliente promedio en cierto tiempo.

En ese sentido, dijo Pazzalia, plantear que la llegada de un operador privado pondrá fin a las interrupciones del servicio cuando en la práctica esa entidad llegará a operar un sistema que tal vez, por años, no recibió las inversiones necesarias, no es real.

En Florida, donde sí hay una diferencia entre utilidades públicas y privadas es en las tarifas que pagan los clientes, explicó Pazzalia.

Los hallazgos de Pazzalia coinciden con argumentos de la APPA, que agrupa utilidades eléctricas como la AEE.

Datos de la organización indican que para el 2020, las compañías eléctricas públicas ofrecían un servicio eléctrico hasta 12% más económico a los hogares que las tarifas residenciales de sus contrapartes privadas.

La generación “privada” en Castañer y Utuado

De otra parte, desde hace mucho y al menos fuera de Puerto Rico, la generación y distribución de la electricidad no son gestiones limitadas a grandes empresas o corporaciones estatales, según Velázquez y Smith Quiles.

De acuerdo con Velázquez, la microrred es un modelo probado de gestión que al presente, es la norma tanto para asegurar el suministro eléctrico en una base militar como para procurar la continuidad del servicio en los grandes centros de datos de instituciones financieras en todo el mundo.

Hace cinco años, cuando el huracán María dejó a Castañer a oscuras, la experiencia sirvió para que los comercios que operan allí se organizaran, de la misma forma en que antes, esa comunidad concibió soluciones a la falta de servicios salud o educativos, explicó Velázquez.

En síntesis, en Castañer, al igual que en Adjuntas y próximamente, en Maricao se gestan operadores privados comunitarios, que estarán sujetos a exigencias de calidad y confiabilidad como se requiere a entidades eléctricas de escala.

Por tratarse de cooperativas, estas empresas privadas no están motivadas por el afán de lucro sino en generar ingresos suficientes para asegurar la prestación del servicio, explicó Smith Quiles.

En Castañer, se instala en una microrred de uso mixto para energizar las oficinas del Servicio Postal, una panadería, restaurante, gasolineras y residencias. Es una iniciativa de energía fotovoltaica y almacenamiento que permanecerá conectada a la red eléctrica, dijo Velázquez. El proyecto requiere una inversión de entre $600,000 y $700,000 entre fondos federales e inversión privada.

El proyecto ha ganado tanto reconocimiento que el Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE) le ha otorgado una subvención de $1 millón para invertir en tecnologías que permitan mejorar la comunicación entre varias de las microrredes que se interconecten a la red eléctrica y ofrecer esa generación a la AEE o su operador LUMA, si fuera necesaria.

Según el DOE, hasta mediados del año pasado, operaban 461 microrredes en Estados Unidos con una capacidad de generación conjunta de 3.1 gigavatios (Gv). La cifra se acerca a toda la generación de energía renovable que pretende instalarse en Puerto Rico como parte del Plan Integrado de Recursos (PIR).

La instalación de los sistemas en Castañer está a cargo de la Cooperativa Hidroeléctrica de La Montaña, en Utuado, entidad que a su vez, compite para administrar las unidades en los lagos Dos Bocas y Caonillas bajo una APP.

De acuerdo con Smith Quiles si Puerto Rico no avanza para alcanzar soluciones comunitarias como la que encabeza, es por causa del entramado administrativo que se ha creado desde la Legislatura y que carece de mecanismos concretos para reclamar resultados. Mientras elogió los trabajos del NEPR, Smith Quiles criticó la falta de recursos y la poca celeridad con que se ha trabajado la APP hidroeléctrica desde el Ejecutivo.

“A pesar de que hay cuatro competidores esperando no se ha hecho nada”, dijo Smith Quiles.

Acto seguido, Smith Quiles planteó que si el gobierno hubiera completado la APP hidroeléctrica, un proceso que comenzó hace unos tres años, ello habría evitado “que el centro de la isla quedara sin electricidad por semanas luego del paso del huracán Fiona”.

Fuente: El Nuevo Día

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