La red eléctrica en Estados Unidos se nos vende como la columna vertebral de la vida moderna. Luces, teléfonos, hospitales, trenes y centros de datos dependen de ella. Sin embargo, los clientes ven lo contrario de lo que se les promete. Las facturas siguen subiendo, los apagones y las desconexiones por clima extremo son cada vez más comunes, y desastre tras desastre se ha rastreado hasta el equipo de las utilities.
Se nos dice que este es el precio que pagamos por una infraestructura envejecida y por la resiliencia ante el clima. Esa historia no está completa. El problema de fondo es cómo diseñamos las reglas que gobiernan a las utilities de propiedad de inversionistas. En la mayoría de los estados, las utilities ganan más cuando construyen más infraestructura grande, no cuando mantienen el sistema seguro, accesible y resistente.
En pocas palabras, la fragilidad se ha convertido en parte del modelo de negocio. La confiabilidad es solo un eslogan. Este artículo explica cómo sucedió esto, cómo aparece reflejado en tu factura y en tu comunidad, y cómo podría ser un sistema diferente
La mayoría de las utilities de propiedad de inversionistas en Estados Unidos siguen reguladas bajo un modelo llamado “costo de servicio” o “tasa de retorno”. La idea suena razonable. Los reguladores permiten que una utility recupere sus costos y obtenga un retorno justo para que pueda mantenerse solvente y seguir invirtiendo en la red.
En la práctica, este modelo recompensa a las utilities por una cosa por encima de todo: el gasto de capital. Mientras más gastan en líneas de transmisión largas, subestaciones, transformadores, postes y plantas de energía grandes, más grande se vuelve su “base tarifaria”. Luego, los reguladores les permiten ganar un porcentaje de retorno sobre esa base tarifaria. El retorno sobre el capital suele estar en un rango de 8 a 12 por ciento.
Paul Joskow y Richard Schmalensee, dos economistas de la energía muy reconocidos, han mostrado en detalle cómo funciona esto. Describen cómo las comisiones establecen los ingresos permitidos y cómo las utilities responden inclinándose hacia proyectos intensivos en capital, porque de ahí provienen las ganancias, no de operaciones cuidadosas ni del mantenimiento cotidiano.
Esto no es solo teoría. El problema básico de incentivos ha sido documentado desde la década de 1960 en lo que los economistas llaman el “efecto Averch-Johnson”. Cuando se le paga a un monopolio regulado un retorno garantizado sobre su capital, tiene una tendencia natural a sobreinvertir en proyectos que entran en la base tarifaria y a subinvertir en alternativas más económicas y en el mantenimiento.
El mantenimiento, la poda de árboles, las inspecciones y los programas inteligentes del lado de la demanda no amplían la base de activos. Pueden ser necesarios para la seguridad, pero no aumentan las ganancias de la misma manera. Por eso a menudo se retrasan, se reducen o solo se realizan después de un desastre.
El mismo problema de incentivos aparece en la forma en que las utilities piensan sobre la estructura misma de la red. Cuando un ejecutivo de una utility dice “necesitamos más infraestructura para la confiabilidad”, por lo general lo que realmente quiere decir es “necesitamos más activos grandes que nosotros poseemos”. Eso a menudo lleva a más centralización en lugar de más resiliencia.
Una línea de transmisión grande es el ejemplo perfecto. Cuesta mucho construirla, así que aumenta la base tarifaria y las ganancias permitidas. Pero también se convierte en un punto único de falla y en un blanco fácil para el viento, el hielo, los incendios forestales y las tormentas. Si cae, regiones enteras pueden quedarse sin electricidad.
Investigaciones del University of Texas Energy Institute analizaron décadas de datos de utilities de propiedad de inversionistas y encontraron que los costos totales de transmisión, distribución y administración están estrechamente ligados al número de clientes y que esos costos han aumentado con el tiempo. El estudio también mostró que las utilities han incrementado de manera constante el gasto de capital en estos sistemas, incluso cuando opciones más económicas como la respuesta a la demanda y la energía distribuida se volvieron disponibles.
Al mismo tiempo, investigaciones recientes de académicos de Stanford han rastreado cómo han aumentado los costos de las utilities en California. Encontraron que la mayor parte del crecimiento reciente de costos para las grandes utilities de propiedad de inversionistas proviene del gasto en transmisión y distribución y del trabajo relacionado con incendios forestales. Gran parte de esto se presenta como “resiliencia”, pero se basa en años de subinversión en mantenimiento y en un sistema que depende en gran medida de líneas largas que cruzan zonas de alto riesgo.
Hay un patrón aquí. Cuando las utilities enfrentan un problema, tienden a recurrir a un proyecto grande de capital. Cuando las comunidades piden opciones más económicas como la energía solar en azoteas, baterías comunitarias o el soterramiento selectivo en las zonas de mayor riesgo, esas ideas a menudo enfrentan retrasos, programas piloto o una muerte lenta por exceso de trámites.
En ningún lugar es más claro que en los estados propensos a incendios. En California, las líneas eléctricas de las utilities han sido vinculadas a incendios forestales importantes que mataron a personas, destruyeron pueblos enteros y causaron daños por decenas de miles de millones de dólares. Investigaciones internas y casos judiciales han revelado largos historiales de mantenimiento aplazado, equipo obsoleto y advertencias ignoradas.
Después de estos desastres, los reguladores y legisladores enfrentaron una elección. Podían castigar a las utilities y forzar cambios profundos en el modelo de negocio, o podían mantener la estructura básica e intentar añadir fondos contra incendios, nueva supervisión y planes de seguridad. En la mayoría de los casos, eligieron el segundo camino.
La Comisión de Servicios Públicos de California publicó en 2021 un documento técnico importante titulado “Utility Costs and Affordability of the Grid of the Future”. Documenta cómo han aumentado los costos y las tarifas de las utilities y destaca los costos por incendios forestales, el refuerzo de la red y las nuevas inversiones de capital como factores clave. También muestra que estos costos, en gran medida, se trasladan a los clientes.
En lugar de un cambio radical respecto al modelo anterior, el estado creó fondos para incendios forestales y permitió que las utilities emitieran bonos y recuperaran los costos relacionados con incendios a través de las tarifas. En pocas palabras, a los usuarios y al público se les ha dicho que paguen tanto por el abandono del pasado como por las nuevas inversiones.
La misma historia se repite en otros lugares. En otros estados, las utilities han tenido dificultades frente a grandes tormentas invernales, huracanes y olas de calor. En cada caso, muchas de las fallas se remontan a la falta de preparación, el equipo envejecido o una dependencia obstinada de plantas centrales y sistemas de combustible que no fueron diseñados para el clima actual. Aun así, el golpe financiero casi siempre recae en los clientes, mientras que el incentivo para seguir construyendo permanece.
Si tu factura de electricidad parece tener vida propia, aquí están algunas de las fuerzas principales detrás de ello.
En todo el país, las utilities de propiedad de inversionistas están en medio de una nueva ola de gastos en líneas de transmisión, mejoras a subestaciones, “modernización” de la red y, en algunos casos, nuevas plantas de gas o turbinas “listas para hidrógeno”. Cada dólar de gasto de capital se suma a la base tarifaria y genera un retorno.
Un documento reciente del American Economic Liberties Project explica cómo funciona esto en la práctica. Sostiene que muchos reguladores han permitido rendimientos que son más altos que el costo real del capital, lo que convierte estas inversiones en un negocio muy seguro y rentable, incluso cuando pueden no ser la forma más económica de satisfacer las necesidades de los clientes.
Los costos de entrega no son solo un pequeño extra en tu factura. Estudios del Texas Energy Institute y de otros investigadores muestran que los costos de transmisión, distribución y administración juntos pueden ser más caros que los costos de generación en muchos sistemas. Estos costos han crecido a medida que las utilities expanden las redes, añaden proyectos de mitigación de incendios forestales y crean nuevos sistemas de control.
Los estudios de Stanford sobre las utilities de California llegan a una conclusión similar. Encuentran que los aumentos en los costos relacionados con la entrega, combinados con el trabajo por incendios forestales y los programas de políticas públicas, han impulsado fuertes incrementos en las tarifas, especialmente para las utilities de propiedad de inversionistas.
El documento técnico de la CPUC y reportes legislativos posteriores en California advierten que los costos de prevención de incendios forestales, seguros y responsabilidad civil están ejerciendo una presión significativa sobre las tarifas. Los proyectos de adaptación al clima, como reubicar o reforzar líneas en zonas de inundación o incendio, hacen lo mismo.
Estos proyectos son reales y, en muchos casos, necesarios. El problema es que llegan sobre un sistema que ya fomentaba la sobreconstrucción y el mantenimiento insuficiente. Así que, en lugar de una transición controlada, los clientes reciben múltiples oleadas de costos al mismo tiempo.
Además de todo esto, las utilities están pagando dividendos y bonos ejecutivos mientras piden aumentos de tarifas a los reguladores. El documento de Economic Liberties señala cómo las reglas de tasa de retorno han permitido que las utilities cobren de más a los clientes y protejan los pagos a inversionistas, incluso cuando las tarifas aumentan más rápido que la inflación.
Nada de esto está oculto. Aparece en los informes financieros y en las decisiones de las comisiones. Simplemente se ha normalizado como el costo de hacer negocios bajo las reglas actuales.
Cada vez que la gente empieza a cuestionar estos patrones, las utilities suelen apoyarse en una sola palabra: confiabilidad. Señalan apagones, tormentas e incendios forestales y dicen que el remedio es más inversión en infraestructura de gran escala. Más líneas de alto voltaje. Más plantas de gas “flexibles” para respaldo. En algunos casos, ideas más experimentales como mezclar hidrógeno o instalar captura de carbono en plantas antiguas.
Eso suena tranquilizador, pero oculta un hecho importante. La misma utility que causó el desastre de ayer es la principal arquitecta de la solución de mañana. Y la solución casi siempre implica activos que ellas poseen a gran escala.
Mientras tanto, las opciones que podrían reducir la necesidad de estos proyectos quedan relegadas. Las baterías para vecindarios, la energía solar en azoteas combinada con almacenamiento, las plantas de energía virtual que coordinan miles de hogares y negocios, y las microrredes comunitarias suelen ser tratadas como “complementos agradables” en lugar de infraestructura central.
Un análisis de Deloitte sobre el sector eléctrico advierte que, bajo el modelo de costo de servicio, las utilities pueden subinvertir en eficiencia energética, gestión del lado de la demanda y generación distribuida porque no ofrecen el mismo crecimiento de capital que los proyectos tradicionales. En otras palabras, el sistema no es neutral. Se inclina en contra de las ideas más baratas e inteligentes.
Algunas personas responden a estos problemas haciendo una gran pregunta: ¿deberíamos reemplazar las utilities de propiedad de inversionistas por utilities públicas? Investigaciones recientes del Emmett Institute de UCLA comparan utilities públicas y privadas en California y encuentran un patrón importante. Las utilities municipales tienden a cobrar tarifas más bajas en promedio que las de propiedad de inversionistas, en parte porque no tienen que pagar dividendos a los accionistas y pueden acceder a financiamiento público más barato.
El mismo estudio también muestra que no hay magia en ninguno de los dos modelos. Las utilities públicas aún necesitan buen gobierno y recursos. Las utilities de propiedad de inversionistas pueden, en teoría, ofrecer energía limpia y confiable, pero solo si los reguladores son fuertes y los retornos permitidos están adecuadamente controlados.
Un informe separado de UCLA que analiza el condado de Los Ángeles compara la gran utility municipal, LADWP, con Southern California Edison, una de las principales utilities de propiedad de inversionistas. Concluye que las tarifas residenciales de las utilities de propiedad de inversionistas son sustancialmente más altas que las tarifas municipales en promedio, y que los costos crecientes de mitigación de incendios forestales y otras presiones están afectando a los hogares.
Así que la cuestión de la propiedad está ligada a preguntas más profundas. A quién rinde cuentas la utility. Quién revisa los libros. Quién decide si se invierte en una microrred para el vecindario o en una planta de gas de punta a kilómetros de distancia.
Si el problema central es un modelo de negocio que recompensa la centralización y el gasto por encima de la seguridad y la accesibilidad, entonces las soluciones principales apuntan en otra dirección.
Los sistemas solares en azoteas de hogares, negocios, escuelas y bodegas, combinados con baterías, pueden reducir la presión sobre la red, disminuir la necesidad de nuevas líneas largas y mantener el suministro eléctrico durante apagones locales. Esto no es teoría. Muchas comunidades ya dependen de la energía solar más almacenamiento durante desconexiones por incendios forestales y tormentas.
Cuando miles de baterías, termostatos inteligentes, calentadores de agua y cargadores de vehículos eléctricos se coordinan, pueden ofrecer los mismos servicios que una planta de energía grande. A esto es a lo que la gente se refiere con “planta de energía virtual”. Desplaza el uso de energía fuera de las horas pico y suministra electricidad de regreso a la red cuando es necesario.
En un sistema que valorara el desempeño en lugar del capital, las utilities se apresurarían a inscribir a los clientes en estos programas. En cambio, a menudo se implementan con lentitud o se limitan porque reducen la justificación para construir más concreto y acero.
Las microrredes alimentadas por energía solar local y baterías pueden mantener en funcionamiento instalaciones críticas durante apagones: clínicas, centros de enfriamiento, tiendas de abarrotes, albergues, sistemas de agua y centros de comunicación. Son especialmente importantes para las comunidades en primera línea que sufren más durante olas de calor y apagones.
Cuando las comunidades son propietarias o copropietarias de estos sistemas, también obtienen más control sobre su futuro energético. Eso desplaza el poder de un solo monopolio hacia muchos tomadores de decisiones locales.
Nada de esto escalará tan rápido como se necesita sin cambios en la regulación. Algunas ideas clave que muchos expertos y defensores apoyan ahora incluyen:
La red eléctrica de Estados Unidos enfrenta una tensión real por el cambio climático, la infraestructura envejecida y nuevas demandas como los vehículos eléctricos y la electrificación de edificios. Pero las crisis constantes y las facturas que se disparan no son solo producto de esas fuerzas. Son el resultado predecible de un modelo regulatorio que les paga a las utilities por construir más y más a la vieja usanza, mientras deja de lado soluciones más económicas, inteligentes y centradas en la comunidad.
No tenemos que aceptar esto como algo normal. Podemos elegir cambiar las reglas para que las utilities sean recompensadas por los resultados que realmente le importan a la gente: líneas seguras, menos incendios, facturas más bajas y energía confiable en cada vecindario, no solo en los que son ricos.
La tecnología ya está aquí. Los estudios y reportes ya muestran qué funciona. Lo que falta es la voluntad política para dejar de subsidiar la fragilidad y empezar a invertir en una resiliencia verdadera en los bordes de la red, donde vive la gente.
La próxima vez que una utility te pida pagar más por “confiabilidad”, vale la pena hacer una pregunta simple: ¿confiabilidad para quién y bajo qué condiciones?
Fuentes y lecturas adicionales