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 microrred eléctrica que se extiende por media milla hasta el cuartel de la Policía municipal. Las autoridades no solo 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”.	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. Aun 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, incluidos 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.	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 solo 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 más de 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 expresidenta socialista Michelle Bachelet.