Desde el interior de un contenedor de carga como los que se usan para transportar alimentos por el mar, el municipio de Sterling, Massachusetts, implanta el sistema energético del futuro. El director general de esta compañía de servicios de electricidad, Sean Hamilton, camina con la cabeza protegida por su casco blanco de construcción hasta llegar al vagón. Abre la puerta y muestra con orgullo unas 40 torres de baterías. Son capaces de energizar el centro de manejo de emergencias municipal durante 12 días sin interrupciones, en caso de que un evento climático extremo destruya la red eléctrica. Entre 2017 y 2018, la Asociación Americana de Electricidad Pública le concedió una distinción por haber mantenido altos estándares financieros, operacionales y de seguridad, y otra por contribuir al prestigio de las compañías públicas a través de sus logros y el servicio al cliente.
Este sistema de almacenamiento de energía se conecta a una microred eléctrica que se extiende por media milla hasta el cuartel de la policía municipal. Las autoridades no sólo pueden coordinar desde allí los esfuerzos de manejo de la emergencia y las comunicaciones, sino que la población tiene a dónde ir a buscar ayuda y a cargar sus celulares si no hay servicios eléctricos.
“Si quisieras llevar algo a Puerto Rico, llevaría este tipo de equipos. No se lo van a llevar los vientos”, dijo Hamilton, en referencia a la destrucción que causó el huracán María en el sistema eléctrico de Puerto Rico, dejando a oscuras a hospitales, agencias del gobierno y hogares hasta casi un año sin servicio eléctrico.
“Ahora cualquier empresa privada que vaya a Puerto Rico cuando se privatice el sistema eléctrico va a lucir bien, porque va a haber dinero público para que se arregle. Precisamente porque se va a reconstruir con dinero público es que debería aprovecharlo una empresa pública”, dijo el administrador de SMLD. Se refirió a los fondos para la reconstrucción que ha solicitado el Gobierno tras el huracán, y a la nueva política de privatización de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), que anunció el gobernador, Ricardo Rosselló. Luego, Hamilton añadió: “en las compañías públicas no tenemos que responder a los inversionistas, sino exclusivamente a los que pagan la factura, que son los clientes”.
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Imagen exterior del vagón de carga de Sterling
El director general del Sterling Municipal Light Department (SMLD) tiene experiencia enfrentando estas emergencias en el Caribe: ha participado de brigadas para reparar líneas de transmisión y distribución en Saint Thomas, Islas Vírgenes de EE UU, después de eventos ciclónicos. “Sé lo que les puede hacer un huracán”.
La empresa pública de Sterling, que sirve a 3,700 clientes, juega en las pequeñas ligas de la industria si se compara con la AEE, que tiene 1.4 millones de abonados. Aún así Sterling demuestra que se puede ser compañía gubernamental y a la vez modelo de eficiencia y estar preparados para las emergencias. Y a pesar del mantra de que las compañías eléctricas privadas son mejores, un argumento de moda desde antes del huracán María, hay fracasos en este sector, como el de la compañía Energy Future Holdings, que era la más grande del estado de Texas, y en 2014 se fue a la bancarrota. Sostener que los servicios privados son mejores que los públicos o viceversa es una postura ideológica que nada tiene que ver con la realidad de la industria energética. El Banco Mundial (BM), defensor de las políticas de privatización, publicó en 2018 un estudio que contradice ese tipo de argumentos. Tras analizar más de 201 localidades alrededor del mundo, incluído Puerto Rico, y sus empresas eléctricas, llegó a la conclusión de que prácticamente no hay diferencias entre el costo, la calidad y la rapidez de los servicios que ofrecen el modelo público y el privado.
La Autoridad para las Alianzas Público Privadas anunció el 17 de enero las empresas cualificadas para someter propuestas para administrar el sistema de transmisión y distribución de la AEE: Duke Energy, de Carolina del Norte, que da servicios de generación y distribución de energía en seis estados; Exelon Corporation, de Chicago, que hace negocios a lo largo de toda la cadena de la industria de energía en prácticamente todo EE UU más Canadá; PSEG Services Corporation, el mayor proveedor de electricidad y gas en Nueva Jersey; y un consorcio compuesto por la consultora en seguridad IEM, de Minnesota, la proveedora de servicios para infraestructura Quanta Services, de Texas, y la compañía eléctrica ATCO, de Calagary, Canadá.
A primera vista, parecería contradictoria que la pequeña compañía eléctrica de Sterling sea ejemplo de la tecnología de vanguardia. Su oficina es un edificio construido con tablas de madera colocadas de forma horizontal, coronada por un techo a dos aguas, en la misma estructura que a finales del Siglo XIX fue una escuela superior del municipio.
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Sede de Sterling Municipal Light Department
Para llevar adelante su proyecto, el Sterling Municipal Light Department escogió las baterías de la compañía multinacional japonesa NEC, que ofreció la mejor propuesta para instalar un sistema que puede suministrar 2 megavatios, mientras almacena 3.9 megavatios por hora. Costó $2.5 millones, que fueron financiados principalmente con fondos estatales y federales. La compañía decidió prepararse tras ver la experiencia que podían causar los fenómenos atmosféricos en los sistemas eléctricos en el noreste de EE UU, como sucedió en 2012 en los estados de Nueva York y Nueva Jersey tras el huracán Sandy.
Durante la convención anual de la Asociación de Almacenamiento de Energía, celebrada en abril de 2018 en Boston, la comisionada del Departamento de Recursos de Energía de Massachusetts, Judith Judson, destacó a SMLD como uno de los niños símbolos de un sistema robusto. “Ha habido gente de todo el mundo que ha venido a ver este proyecto. Es un ejemplo verdadero de cómo un municipio puede usar el almacenamiento para darle resiliencia al pueblo y reducir sus facturas”.
En realidad, el sector público es el que domina los sistemas de distribución de energía alrededor del Planeta. Alrededor del 70% de los países y regiones estudiados por el BM en su informe tienen a organizaciones públicas como sus empresas de distribución de electricidad más importantes. El 30% restante corresponde a compañías privadas. Estas últimas suelen estar en economías con ingresos altos y medios.
En países pobres, las empresas privadas suelen conectar más rápido a los clientes que han solicitado nuevas conexiones, concluye el estudio. Este destaca por ejemplo que la empresa eléctrica de Guatemala, privada, se tarda en enchufar a los clientes unos 44 días, mientras que la Compañía Eléctrica de Ghana, pública, tarda 78. El récord de lentitud lo tiene la empresa pública de Liberia, que tarda 482 días, mientras que el récord de rapidez lo tiene una compañía pública, de los Emiratos Árabes Unidos, que tarda 10 días en hacer la conexión. La AEE suele hacerlo en 32.
La AEE retrocedió entre 2017 y 2018 del lugar 69 al 88 en la tabla de posiciones que categoriza las mejores compañías para dar servicios eléctricos. Esto se debe en parte a que otras empresas mejoraron sus puntuaciones y a los efectos del huracán María en el sistema energético, indicó el BM al Centro de Periodismo Investigativo (CPI) en declaraciones escritas.
Las públicas y las privadas ofrecen prácticamente la misma experiencia respecto a la cantidad de gestiones administrativas para que un cliente logre que lo conecten. El sector de las compañías eléctricas en general, según el estudio, ha hecho reformas desde 2010 en adelante para reducir la burocracia, lo que ha permitido que el tiempo de conexión baje un 20% en el sector privado y un 22% en el público. La empresa menos burocrática es otra vez la pública de los Emiratos Árabes Unidos, en la que se hacen sólo dos gestiones para una conexión nueva. Las compañías más burocráticas son las públicas de Tayikistán y de la ciudad bangladesí de Daca, así como la privada de Rumanía, en las que hay que hacer sobre nueve procedimientos para obtener la conexión, según el BM. En la AEE hay que hacer unas cinco gestiones.
Respecto al costo de la electricidad, el BM concluyó en 2017 que las tarifas comerciales suelen ser un 8% más bajas en las ciudades que tienen una compañía pública. Los apagones tienen poco que ver con qué sector es dueño de la empresa: hay compañías públicas y privadas a las que se les va la luz con frecuencia.
Los números forman parte del informe anual Doing Business, que mide la facilidad para hacer negocios y que ha sido cuestionado por usar una metodología que no toma en cuenta las particularidades de cada país. Este estudio estuvo envuelto en un escándalo en torno a unas declaraciones de su ex economista jefe, Paul Romer, quien dijo en enero de 2018 que las cifras adversas a Chile habían sido manipuladas contra el gobierno de la ex presidenta socialista Michelle Bachelet.
“Es un acto de fe decir que el sistema eléctrico privado es mejor”, sostuvo el doctor Robert E. Hebner, director del Centro de Electromecánica de la Universidad de Texas y estudioso de políticas públicas energéticas. “Lo privado y lo público pueden ser bueno y malo. Es el ente fiscalizador de la energía el que tiene que hacer el trabajo para que cualquiera de los dos sectores cumpla con los requisitos de resiliencia y de buenos precios”.
En Puerto Rico, el deber de fiscalizar el sector público y privado es del Negociado de Energía, y esa entidad tendrá que pasar revista sobre la concesión del sistema de transmisión y distribución a la alianza público privada, según el modelo de privatización de la AEE que está en ciernes luego de que lo anunciara Rosselló, para alegadamente hacer el sistema eléctrico más eficiente, confiable y moderno.
En Sterling, durante las tardes de los días de semana, cuando los residentes llegan a encender interruptores y enseres en sus casas, la compañía usa la energía almacenada en las baterías para suministrar a los clientes. Así la entidad evita tener que comprarla a esas horas pico a plantas generadoras que usan combustibles fósiles. Estas no solo emiten gases de invernadero que aceleran el calentamiento global sino que venden la energía más cara en horas pico. “La resiliencia es buena, pero también usamos las baterías porque nos ayudan a ahorrar dinero”, insistió Hamilton.
El costo de la luz para los clientes residenciales en Sterling es de 13 centavos el kilovatio hora, casi la mitad que paga el promedio del resto del estado de Massachusetts. SMLD tiene un portfolio de generación diversificado que es 76% libre de emisiones de combustibles fósiles, y que adquieren a generadoras de otras compañías por medio de acuerdos de compra de electricidad, incluyendo un 32% de energía nuclear. Además, todos los focos que alumbran las vías públicas fueron cambiados a bombillas LED, que son eficientes y duraderas, y ayudan a hacer ahorros.
En Puerto Rico, la AEE se mueve a una alianza público privada en momentos en que hay una tendencia global en dirección opuesta: revertir las privatizaciones. Así lo sostiene el Transnational Institute, un think tank con sede en Holanda, en un estudio en el que documenta más de 884 casos entre 2000 y 2018 en los que gobiernos centrales y regionales alrededor del mundo han retomado el control de servicios que estaban en manos privadas. El cambio se debió a la necesidad de promover las capacidades de los profesionales locales, proveer mejores servicios, abaratar costos y mejorar la transparencia financiera. El 41% de los casos en que los gobiernos retomaron el control de esos servicios se llevaron a cabo precisamente en el sector de energía, donde un factor fue agilizar una transición más rápida al uso de fuentes renovables como el sol y el viento.
Pacific Gas and Electric Company, una de las tres grandes compañías eléctricas privadas de California, está acogiéndose a un proceso de bancarrota luego de que su situación económica empeorara tras los fuegos que afectaron el estado en 2017 y 2018 y luego de que sus calificaciones crediticias fueran degradadas por los riesgos asociados a estos desastres. La ciudad de San Francisco está evaluando adquirir la empresa para asegurar la continuidad de los servicios eléctricos.
Al igual que el gobernador Rosselló, la Junta de Control Fiscal (JCF), el organismo nombrado por el gobierno de EE UU para mandar sobre la reestructuración de la deuda en Puerto Rico, y el pasado presidente del Comité de Recursos Naturales de la Cámara de Representantes federal, el republicano Rob Bishop, impulsan la privatización como la solución a los problemas de la corporación pública. Hasta los senadores republicanos Jeff Flake y Mike Lee ejercieron sus influencias políticas abogando “en voz baja” por la privatización de la AEE después del huracán, descubrió una investigación del CPI.
La AEE existirá sólo para administrar contratos
¿Por qué privatizar entonces si no se necesita ser privado para tener una buena compañía eléctrica?, preguntó el CPI a José Ortiz, director ejecutivo de la AEE.
“Es por la capacidad fiscal más que nada, que no está ahora mismo para mantener el sistema eléctrico y poder llevarlo a como los estándares lo piden”, sostuvo.
Entre los estándares que identifica el plan fiscal de la corporación pública están producir energía limpia, confiable y resiliente, ofrecer mejores servicios y ser responsable con las finanzas.
Foto por Gabriel López Albarrán | Centro de Periodismo Investigativo
José Ortiz, director ejecutivo de la AEE
“El ente privado que se está buscando es uno que, primero, tenga la capacidad del desarrollo técnico, que lo haya hecho en otros países. Aquí hay que crear mucho talento. No es por despreciar lo que tenemos, pero falta capacidad y talento de implantar una nueva métrica, unas nuevas maneras de implantar los cambios y capacidad fiscal para llevar a cabo cambios en el sistema, en el software, contadores inteligentes que le provean al usuario, por ejemplo, información de lo que está utilizando al momento”.
La AEE mantiene una deuda de $9,000 millones que no puede pagar, por lo que se acogió a un proceso de bancarrota por medio del Título III de la ley federal PROMESA. La corporación pública necesita $12,000 millones, según su plan fiscal, para invertir en infraestructura. El viejo e ineficiente sistema de transmisión y distribución ha sido remendado prácticamente con las mismas características de antes de los huracanes Irma y María. El Gobierno planifica recaudar ese dinero por medio de una combinación de fondos federales, inversión privada y pagos de los clientes de la AEE, según el plan fiscal.
Al final del proceso de privatización quedará una entidad que en nada se parecerá a la AEE actual, según Ortiz. “Se va a ir achicando. Va a quedar al final del día un ente que puramente va a administrar contratos. El de la concesión del sistema de transmisión y distribución, y quizás algunos contratos de compraventa de activos con todo lo que conlleva, por ejemplo, las servidumbres”.
¿Cómo van a hacer ese proceso?
“La transición la va a determinar la venta de los activos. Tú no puedes decir que vas a apagar las plantas de generación, las vendes y mañana las rehaces. ¿Cómo te alumbras en el ínterin? Vender los activos puede que nos tome tres o cuatro años y para venderlos hay que ponerlos en orden, hacer un análisis ambiental, hay que hacer las diligencias debidas”, sostuvo el director ejecutivo de la AEE.
¿Quién va a ser el dueño de los postes, los cables y las subestaciones eléctricas?
“El pueblo de Puerto Rico. La concesión lo que va a hacer es administrar y mantener la infraestructura. Todo lo que no es de generación eléctrica va a seguir en manos del estado. Servicio al cliente es para la concesión de la alianza público privada. El que venga no solo tiene que distribuir sino hacer las cobros y mantener los contadores y todo este tipo de cosas”.
¿Qué poder tendrá el país para mantener la seguridad energética en la medida en que toda la generación de energía se encamina a estar en manos privadas?
“Primero tienes que hacer un contrato a esos fines, que en caso de una emergencia como tal, el estado juegue un rol importante en decidir cuándo generas y cuándo no. Los actos de fuerza mayor te pueden llevar a que el estado tome el control, y que a ti, te guste o no, vas a generar”.
Puerto Rico ya vivió la experiencia de la privatización que no funcionó, con el mal manejo del sistema electrónico de peajes en las autopistas, contrato que tenía la empresa Gila. La administración de Rosselló anunció en septiembre de 2018 la cancelación del contrato ante las quejas por el servicio que recibían los conductores. En 2004, la Autoridad de Acueductos y Alcantarillados tuvo que retomar la administración del servicio de aguas que estaba a cargo de la empresa Ondeo, una subsidiaria de la multinacional francesa Suez.
Entre los retos que enfrenta la AEE están los contratos que mantiene con empresas privadas que generan energía con fuentes renovables a precios que están por encima de los costos actuales del mercado, según una investigación del CPI. La AEE también tiene que lidiar con reducir la generación sucia con carbón, que precisamente produce una empresa privada en Guayama, AES, y es la fuente de energía más sucia del país, según la Agencia de Protección Ambiental federal.
A las voces que aconsejan cautela ante la privatización se une la del Instituto de Economía Energética y Análisis Financiero (IEEFA), un grupo de investigación con sede en Cleveland, Ohio. Este publicó un informe que alerta sobre el retail choice, que se refiere a cuando un grupo de empresas vende energía al detal directamente a los consumidores. “Los clientes residenciales en varios de los estados que han adoptado el retail choice no han visto las tarifas más bajas. Miles de consumidores han sido víctimas de prácticas de mercadeo abusivas y depredadoras”, sostiene el informe. Entre 2015 y 2017, consumidores que participaban del llamado retail choice en el estado de Massachusetts pagaron $177 millones más en energía que lo que hubieran pagado por usar su proveedor tradicional. Este tipo de servicios está en el tintero del proceso de privatización, para implantarse luego de que se cree la APP para el sistema de transmisión y distribución y se vendan las plantas de generación de electricidad de la AEE, confirmó Ortiz al CPI.
El talento se va en busca de mejores opciones
Académicos como Efraín O’Neill, investigador de sistemas de energía en el Recinto Universitario de Mayagüez (RUM), no solo recomiendan un sistema que ofrezca electricidad a bajo costo y sea resistente a huracanes, sino que genere energía de forma distribuida usando recursos locales limpios como el sol (mediante paneles solares en los techos de las casas) y deje ganancias para el fisco.
O’Neill se rió cuando supo que Ortiz opina que hay una falta de talento local para el nuevo sistema energético que necesita el país. Después de todo, el académico lleva más de diez años contribuyendo a graduar ingenieros con especialidad en sistemas de potencia (que producen y distribuyen electricidad), y el RUM está en las primeras universidades en todo EE UU en cantidad de estudiantes que se gradúan en ese campo, entrenados por profesores con doctorados que enseñan e investigan a la vez, apuntó.
“¿Sabes a dónde se van nuestros estudiantes a trabajar? Se van a grandes empresas de energía eléctrica como Georgia Power en Atlanta, se van a AEP Energy, que tiene oficinas en Ohio, se van a Dominion, que está en muchos estados y tiene las oficinas en Virginia. Se van porque la Autoridad de Energía Eléctrica ha dejado de reclutar en Puerto Rico el talento local”, sostuvo O’Neill. “Capacidad hay”.
La falta de dinero para invertir en infraestructura es la única razón que justifica una participación privada, según O’Neill, siempre que el Gobierno sea un participante en el modelo energético. “Posiblemente haya que acabar con un modelo híbrido. Decir que el modelo privado es una varita que lo va a resolver todo no es totalmente cierto. Si es inevitable la vía de la privatización, porque se entiende que es la manera para traer capital, pues también hay que incluir la privatización para la generación en los techos de las casas, de las industrias, de las comunidades. Pero si el enfoque es privatizar para las grandes centrales que ahora son de la Autoridad, van a pasar factura. Si se le da garantías de venta de energía por 40 años, sin que esas plantas nos ayuden a integrar renovables, no nos va a beneficiar”.
Eliván Martínez Mercado es ‘fellow’ de periodismo de energía en la Universidad de Texas, Austin.
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