Los californianos pagan miles de millones por energía que no necesitan

Usamos menos electricidad; algunas centrales incluso han cerrado. Entonces, ¿por qué los funcionarios estatales siguen aprobando la construcción de nuevas plantas?

Los bucólicos huertos del condado de Sutter, al norte de Sacramento, nunca habían visto nada parecido: la visita de un gobernador y un enjambre de medios de comunicación, todos allí para bautizar la primera gran central eléctrica de gas natural en California en más de una década.

En su lanzamiento, durante 2001, Sutter Energy Center fue aclamada como la planta de energía más limpia de la nación; generaba electricidad y usaba menos agua y gas natural que las antiguas.

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California has a big — and growing — glut of power, an investigation by the Los Angeles Times has found.

Sin embargo, hace un año, esta central -valuada en $300 millones de dólares- cerró indefinidamente, con sólo 15 años de funcionamiento y una expectativa de vida útil de entre tres y cuatro décadas. La energía que generaba ya no es necesaria, en parte porque los reguladores estatales aprobaron la construcción de una nueva planta, a sólo 40 millas de distancia, en Colusa, que inauguró en 2010.

Otras dos centrales eléctricas grandes y eficientes en California también se enfrentan a cierres, décadas antes de lo previsto. Tal como ocurrió con Sutter, hay poca necesidad de la electricidad que ellas generan.

California tiene un gran -y creciente- exceso de energía, según descubrió una investigación de Los Angeles Times. Las centrales eléctricas del estado están en camino de producir al menos un 21% más de electricidad de la que se necesitará para 2020, según estimaciones oficiales. La cifra ni siquiera contempla la creciente producción de electricidad generada por paneles solares, que se añade ahora al excedente.

Para cubrir los gastos de nuevas plantas cuya energía no es necesaria -Colusa, por ejemplo, que ha operado muy por debajo de la capacidad desde su apertura-, los californianos están pagando tarifas más altas por encender las luces o encender las estufas eléctricas. En los últimos años, la brecha entre lo que pagan los consumidores del estado en comparación con el resto del país se ha prácticamente duplicado, hasta casi el 50%.

Esto se traduce en facturas impactantes. Aunque California utiliza un 2.6% menos de electricidad anual de la red ahora que en 2008, los clientes residenciales y comerciales pagan, en conjunto, $6,8 mil millones más por electricidad que entonces. El costo agregado a los clientes sumará muchos miles de dólares en las próximas dos décadas porque los reguladores han aprobado tasas más altas para que los servicios públicos puedan recuperar el costo de construir y mantener nuevas plantas, líneas de transmisión y equipos relacionados, incluso cuando no se necesita más energía.

Cómo ocurrió esto, tal parece que es una historia que los críticos llaman una ‘toma de decisiones equivocada e inepta’ por parte de los reguladores estatales de servicios públicos, quienes han ignorado repetidas advertencias durante una década acerca de la inminente saturación de energía.

“En California, nos cegamos a los hechos”, afirmó Loretta Lynch, expresidenta de la Comisión de Servicios Públicos de California (PUC, por sus siglas en inglés), quien junto con grupos de defensa de los consumidores ha luchado para detener la construcción de plantas. “Estamos inundados de energía a un precio más alto”.

Los reguladores de California han permitido durante años a las compañías de electricidad construir plantas compulsivamente, ampliando así el suministro potencial de energía en el estado. De hecho, aunque la demanda ha disminuido desde 2008, las nuevas plantas han aumentado su capacidad seis veces más, como para alimentar todas las viviendas en una ciudad del tamaño de Los Ángeles. Las centrales adicionales aprobadas por los reguladores comenzarán a producir más energía en los próximos años.

Los errores de los reguladores se han agravado por el interés propio de las empresas de servicios públicos de California, sostienen Lynch y otros críticos. Los servicios suelen garantizar una tasa de retorno cercana al 10,5% por el costo de cada nueva planta, independientemente de la necesidad. Esto crea un incentivo importante para mantener la construcción: las empresas de servicios públicos pueden ganar más dinero construyendo nuevas centrales que comprando y revendiendo electricidad ya disponible de plantas existentes y operadas por competidores.

Earl Giffin, un técnico de la planta de energía, monitorea la sala de control en la planta Pacific Gas & Electrics Colusa, cerca de Maxwell, California, el martes 15 de noviembre de 2011.

(Rich Pedroncelli / AP)

Los reguladores reconocen que el estado tiene demasiada energía, pero señalan que son prudentes con su política. La inversión, sostienen, es necesaria en caso de una emergencia, por ejemplo en el caso del cierre inesperado de una central, o de una ola de calor que azote la región, o de un incendio forestal que dañe parte de la red. “Construimos por demás el sistema porque en esa forma podemos proveer un grado de confiabilidad”, explicó Michael Picker, presidente de la Comisión de Servicios Públicos de California. “La redundancia es importante para la confiabilidad”.

Algunos de los excesos de capacidad, remarcó, son preparativos para el cese de operaciones de centrales más antiguas y poco eficientes durante los próximos años. El estado está construyendo muchas plantas nuevas para tratar de cumplir con los estándares ambientales de California, que requieren un 50% de energía limpia para 2030, señaló. Además, resaltó, algunos municipios -como el Departamento de Agua y Energía de Los Ángeles- quieren mantener sus propios sistemas separados, lo cual conduce a ineficiencias. “Estas son todas cuestiones que la gente está dispuesta a pagar”, afirmó Picker.

Los críticos coinciden en que se necesita un exceso de capacidad. De hecho, las regulaciones estatales requieren un colchón del 15%. California excede esa marca y está en vías de superarla por seis puntos porcentuales en los próximos tres años, según el Western Electricity Coordinating Council, que rastrea la capacidad y confiabilidad. En el pasado, el grupo estimó que el superávit sería aún mayor.

Incluso el objetivo del 15% es ‘bastante rico’, estimó Robert McCullough, de la firma McCullough Research, con sede en Oregon, quien ha estudiado el exceso de capacidad eléctrica de California tanto para las empresas como para los reguladores. “Normalmente, el 10% está bien. Por debajo del 7% se considera una situación de cuidado. Pero en California estamos muy lejos de ese panorama”.

Contrariamente a la afirmación de Picker, dicen los críticos, los clientes no son conscientes de que demasiada capacidad es sinónimo de tarifas más altas. “Quienes ganan son las compañías de energía”, aseveró Lynch. “Y los perdedores son los negocios y las familias”.

El ex gobernador de California, Gray Davis durante la apertura del Proyecto del Centro de Energía Sutter de 540 megavatios en el Condado de Sutter, California (al sur de Yuba City). “Proporcionará suficiente energía para alimentar 540.000 hogares”, dijo Davis. “Estamos construyendo más plantas eléctricas en California que nunca, nuestra meta es hacer que la energía de California sea autosuficiente, no va a pasar de la noche a la mañana, pero estamos haciendo progresos reales”. La planta de energía, propiedad de Calpine Corp., es la mayor planta de energía autorizada por el estado para abrir desde que la Comisión de Energía de California comenzó a permitir plantas en l976.

(Carolyn Cole / Los Angeles Times)

La sobreabundancia de electricidad puede atribuirse a una desregulación deficiente de la industria, que preparó el escenario para los apagones durante la crisis energética de 2000-2001.

Los legisladores abrieron el negocio de la energía del estado a la competencia en 1998, para que las empresas individuales ya no tengan el monopolio de producción y venta de electricidad. El objetivo era mantener los precios más bajos y asegurar a la vez un suministro adecuado. Las compañías de servicios públicos y sus clientes podían comprar electricidad a los nuevos operadores, no regulados, llamados productores independientes. La ley creó un nuevo intercambio mediante el cual se podía comprar y vender energía, al igual que otras materias primas, como el petróleo o el trigo.

Todo el mundo se beneficiaría. O, al menos, eso se pensaba. En realidad, en lugar de reducir los costos de la electricidad y estimular la innovación, la manipulación del mercado por parte de Enron Corp. y otros comerciantes de energía ayudaron a subir los precios. Eso puso en aprietos a las empresas de servicios públicos, porque habían vendido prácticamente todas sus plantas de gas natural. Sin poder producir la mayor parte de su electricidad, se endeudaron ampliamente para proveer servicio a los consumidores. Los apagones comenzaron a ser un tema corriente en el estado.

Los líderes estatales, los reguladores y las empresas de servicios juraron nunca volver a ponerse en esa posición, lo cual desató un impulso generalizado para construir más plantas, tanto de propiedad pública como independientes. “No iban a permitir otra crisis energética debido a la falta de generación”, afirmó Alex Makler, vicepresidente sénior de Calpine, el productor de energía independiente que es propietario de la central Sutter Energy, cerca de Sacramento.

Pero el paisaje estaba empezando a cambiar. Cuando las nuevas plantas comenzaron a generar electricidad, el uso había comenzado a declinar, en parte debido a la desaceleración económica causada por la recesión, pero también gracias a una mayor eficiencia energética.

El estado pasó de tener muy poca energía, a tener demasiada. “California tiene una tradición de decisiones asombrosamente malas”, resaltó McCullough, el consultor de temas de energía. “Ellos construyen y cobran a los contribuyentes. No hay nada deshonesto en ello, nada complicado. Es sólo una mala planificación”.

La saga de dos plantas -Sutter Energy y Colusa- ayuda a explicar en un microcosmos cómo California llegó a tener demasiada energía, y está pagando un alto precio por ello. Sutter fue construida en 2001 por Calpine, con sede en Houston, que es propietaria de 81 centrales eléctricas en 18 estados del país.

Las tuberías de agua que conducen al sistema de enfriamiento de la central eléctrica Colusa de Pacific Gas & Electrics se observan cerca de Maxwell, California el martes 15 de noviembre de 2011.

(Rich Pedroncelli / AP)

A diferencia de las empresas reguladas, las centrales independientes, como Calpine, no tienen una audiencia cautiva de clientes residenciales. En lugar de ello, venden su electricidad bajo contrato o en el mercado, y ganan dinero sólo si encuentran clientes para su energía.

Sutter poseía capacidad de producir suficiente electricidad para alimentar aproximadamente a 400,000 hogares. Calpine operó Sutter en un promedio del 50% de su capacidad durante sus primeros años, suficiente para obtener ganancias.

Pero luego, Pacific Gas & Electric Co. (PG&E), una compañía regulada, propiedad de inversores, presentó la propuesta de construir Colusa. Fue poco después de que una ola de calor azotara al estado, y PG&E argumentó en su solicitud -presentada en 2007- que necesitaba generar más electricidad. Colusa -una planta casi idéntica en tamaño y tecnología a Sutter- era el único proyecto a larga escala que podía ser terminado rápidamente, señaló la empresa.

Más de una media docena de opositores, entre ellos representantes de centrales eléctricas independientes, un grupo municipal de servicios públicos y defensores de los consumidores presentaron objeciones cuestionando a la compañía de servicios públicos. ¿No había una alternativa más económica? ¿California necesita ese dinero?

Además, expresaron preocupaciones de que Colusa sea resulte demasiado costosa en el largo plazo para los clientes si resultara que su energía no era necesaria. Eso es porque las empresas de servicios públicos tales como PG&E operan con un modelo diferente.

Si las ventas de electricidad no cubren los costos de operación y construcción de una planta de energía independiente, ésta no puede seguir funcionando por mucho tiempo. Si la central cierra, el propietario -no los contribuyentes- soporta la carga del costo.

Por el contrario, las empresas de servicios públicos reguladas, como PG&E, operan bajo reglas más acomodaticias. La mayor parte de sus ingresos proviene de las tarifas eléctricas aprobadas por los reguladores, que se establecen a un nivel que garantice el recupero de todos los costos de operación del sistema eléctrico, de la construcción o compra de una central, y el beneficio garantizado.

Manifestantes expresan su frustración por la crisis energética de California durante la “Cumbre de Energía”, el pasado 2 de junio de 2001 en Los Angeles, CA. El gobernador de California, Gray Davis, amenazó con apoderarse de las centrales eléctricas y dejar que el estado las opere si los proveedores de energía no autorregulan los precios al alza. (Foto de David McNew / Getty Images)

(David McNew / Getty Images)

Los opositores al tema argumentaron que Colusa era innecesaria. El exceso de capacidad de producción del estado para 2010, el año en que dicha planta entró en funcionamiento, se proyectaba en casi un 25%, es decir, 10 puntos porcentuales más que los requerimientos regulatorios estatales. El exceso de oferta, afirmaron, significaba que los consumidores quedarían atascados con gran parte del proyecto de Colusa, sin importar cuánta electricidad necesitaran. Y la factura para ellos sería costosa. La construcción de Colusa le costaría a PG&E $673 millones. Los reguladores calcularon que, en toda su vida útil, PG&E podría cobrar más de $700 millones a sus clientes para cubrir no sólo el costo de construcción, sino de operación y ganancias.

El impulso urgente de PG&E “parece injustificado e inapropiado, y potencialmente costoso para los contribuyentes”, escribió Daniel Douglass, abogado de grupos de la industria que representan a productores de energía independientes.

La California Municipal Utilities Association, cuyos miembros compran energía de empresas de servicios públicos y luego la distribuyen a sus clientes, también se quejó en una presentación de que la solicitud de PG&E parecía evitar la cuestión de cómo se compartiría el costo de Colusa si finalmente quedara inactiva. “La solicitud de PG&E es confusa y contradictoria en cuanto a si la compañía propone o no hacer frente a la recuperación de costos perdidos”, escribió Scott Blaising, abogado que representa a la asociación (‘Costos perdidos’ es la jerga de la industria para denominar la inversión en una planta innecesaria).

Las discusiones sobre Colusa se hicieron eco de las advertencias que Lynch, la excomisionada de la PUC, había hecho por años. Un abogada pro-consumidores nombrada presidente de la PUC en 200o por el entonces gobernador Gray Davis, Lynch argumentó desde el primer día contra la construcción de más centrales energéticas. “Pensaba ¿qué diablos estamos haciendo?”, recuerda ahora. La funcionaria a menudo discutía con otros comisionados y empresas que presionaban para lograr más plantas y reservas. A mediados de su mandato, el gobernador la reemplazó en su cargo de presidenta por un exejecutivo de una compañía de servicios públicos.

Se desató una batalla crucial acerca de cuánta capacidad de reserva era necesaria para protegerse de los apagones. Lynch intentó limitar el exceso de capacidad al 9% de las necesidades de electricidad totales del estado, pero en enero de 2004, pese a sus objeciones, la PUC aprobó un aumento gradual hasta el 15% para 2008. “Hemos creado un sistema extraordinariamente complejo, que tiene una zanahoria en cada esquina”, afirmó Lynch. “Soy una acérrima crítica porque esto es intencional, creado para ganar dinero a espaldas del contribuyente”.

Con Lynch fuera de la PUC, los comisionados votaron por 5-0 en junio de 2008 para permitir que PG&E construya Colusa. La lógica era que la planta era necesaria, a pesar de los argumentos acerca del excedente de electricidad.

PG&E comenzó a producir energía en Colusa en 2010. Para la planta cercana de Sutter, eso marcó el comienzo del fin, a medida que sus ventas se desplomaban.

En los años siguientes, la producción de Sutter cayó a cerca de un cuarto de su capacidad, o apenas la mitad de la tarifa que antes manejaba.

Calpine, propietaria de Sutter, intentó crear nuevos negocios para la central y buscó empresas de propiedad de accionistas, como PG&E y otros posibles compradores. hasta propuso gastar $100 millones para incrementar la eficiencia y producción de la planta, según una carta enviada a la PUC en febrero de 2012.

PG&E rechazó la oferta, remarcó Calpine, “a pesar de que Sutter podría haber ofrecido un costo menor”. Al respecto, PG&E afirmó: “PG&G se dedica a cumplir con los objetivos de energía limpia del estado, de manera rentable para nuestros clientes. usamos licitaciones competitivas y negociaciones para mantener el costo y el riesgo tan bajo como sea posible para nuestros clientes”. La empresa se negó a comentar más sobre su decisión de construir Colusa o sus conversaciones con Calpine.

Sin nuevos contratos y con un uso general de la energía en declive, Calpine no tuvo más remedio que cerrar Sutter. Durante una audiencia de 2012 acerca del tema, un comisionado de la PUC, Mike Florio, reconoció que los problemas de la planta eran “sólo la punta del iceberg. En pocas palabras, para el futuro previsible, contamos con más centrales de las necesarias”, agregó.

En tanto, Colusa ha operado muy por debajo de su capacidad -sólo el 47% en sus primeros cinco años-, aunque sus críticos advirtieron del tema cuando PG&E presentó la solicitud para construirla.

Sutter no está sola. Otras plantas de gas natural que alguna vez fueron anunciadas como salvadoras de los problemas energéticos del estado han sido víctimas del exceso de energía. Los productores independientes han anunciado sus planes para vender o cerrar las plantas Moss Landing, en la bahía de Monterey -que ha estado en funcionamiento por 14 años- y La Paloma, en el condado de Kern.

Robert Flexon, director ejecutivo de la productora independiente Dynergy Inc., que posee Moss Landing, señaló que la política energética de California dificulta la competencia normal del mercado. Las plantas independientes cierran antes de lo previsto, dijo, porque los reguladores favorecen a las empresas de servicios públicos sobre otros productores de energía. “Es un juego que no podemos ganar”, aseguró.

Solamente desde 2008 -cuando el consumo comenzó a decrecer- cerca de 30 nuevas plantas aprobadas por los reguladores de California comenzaron a producir electricidad. Estas centrales representan la gran mayoría del aumento del 17% en el suministro potencial de energía del estado durante ese período. También se han abierto cientos de otras pequeñas centrales eléctricas, con capacidades de producción demasiado bajas para requerir el mismo nivel de revisión por parte de los reguladores estatales.

La mayoría de las grandes plantas nuevas que los reguladores aprobaron también funcionan por debajo del 50% de su capacidad. Para que las empresas de servicios públicos de California puedan pagar la factura por dichas centrales, la cantidad que se les permite cobrar a los contribuyentes ha aumentado a $40 mil millones anuales (de $33.5 mil millones), según datos de la Administración de Información de Energía de los EE.UU. Esto ha agregado un adicional de $60 al año a la factura media de energía residencial, ajustado por inflación.

Otra forma de analizar el impacto en los consumidores es la siguiente: el costo promedio de la electricidad en el estado es ahora de 15.42 centavos por kilovatio, frente a los 10.41 centavos que paga el consumidor en el resto del país. La tarifa en California, ajustada por inflación, se ha incrementado en un 12% desde 2008, mientras que en otros sitios se han reducido casi un 3%.

Las compañías de servicios públicos en California “lloran constantemente; se quejan de que están cortas de energía y de que el estado tiene grandes necesidades”, afirmó Bill Powers, un ingeniero y defensor del consumidor que reside en San Diego, quien ha presentado reiteradas objeciones a los reguladores para tratar de detener la aprobación de nuevas plantas. “Ellos intentan innecesariamente alcanzar un nivel de confiabilidad estándar que es el que se requeriría para una fatalidad absoluta”, dijo.

Incluso con el creciente exceso de electricidad, los críticos han encontrado que es difícil impedir que la PUC bloquee nuevas centrales. En 2010, los reguladores consideraron una petición de PG&E para construir una planta valuada en $1.15 mil millones en el condado de Contra Costa, al este de San Francisco, pese a las advertencias de que no había suficiente demanda para la energía. Una de los escépticas fue la comisionada Dian Grueneich, quien estimó que la planta no era necesaria y que su construcción redundaría en tarifas más caras para los consumidores -además del aumento por encima del 28% que la PUC había permitido en los últimos cinco años.

La PUC estaba atrapada en un ‘túnel del tiempo’, resaltó Grueneich, al aprobar nuevas plantas mientras el consumo caía. “Tenemos la obligación de asegurarnos que nuestras decisiones tienen una base factual legítima, y que el interés de los consumidores está protegido”, afirmó.

Sus protestas fueron ignoradas. En una votación de 4-1 -Grueneich fue la única en disentir-, los comisionados aprobaron la construcción de la central. Más tarde, defensores del consumidor acudieron a los tribunales para detener el proyecto y lograron una inusual victoria. En febrero de 2014, la Corte de Apelaciones de California se opuso a la PUC, declarando que no había evidencia de necesidad para la planta. Sin embargo, iniciativas posteriores para bloquear los permisos a las nuevas centrales aprobadas por la PUC han fracasado.

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Traducción: Valeria Agis