San Diego Gas & Electric ( SDGE o SDG&E ) es una empresa de servicios públicos regulada que proporciona gas natural y electricidad al condado de San Diego y al sur del condado de Orange en el suroeste de California , Estados Unidos. Es propiedad de Sempra , un holding de servicios energéticos de Fortune 500 con sede en San Diego .
SDGE brinda servicios de energía a 3,3 millones de consumidores a través de 1,4 millones de medidores eléctricos y más de 840.000 medidores de gas natural. El área de operación de la empresa de servicios públicos abarca 10.600 kilómetros cuadrados (4.100 millas cuadradas). SDGE emplea a unas 5.000 personas.
En 2004, la Comisión de Servicios Públicos de California aprobó el plan de recursos energéticos a largo plazo de SDGE, que se basa en una combinación equilibrada de recursos para satisfacer las crecientes necesidades energéticas de San Diego. Esa combinación incluye un mayor énfasis en la eficiencia energética, más recursos de energía renovable y plantas de generación de carga base adicionales y capacidad de transmisión. [1] En 2014, SDGE tenía una combinación de energías renovables del 36,4 %, más del 33 % requerido para 2020. [2] [3] Para 2016, el 43,2 % de las fuentes de energía eléctrica de SDGE eran renovables. [4] En 2016, SDGE
El sistema de SDGE incluye 134 subestaciones de distribución, 10.558 millas de sistemas de energía subterráneos y 6.527 millas de sistemas de energía aéreos. [5]
SDGE tiene dos líneas de 230 kV (la línea Miguel-Tijuana y la línea LaRosita-Imperial Valley) que conectan el sistema de transmisión de California con el sistema de transmisión de la Comisión Federal de Electricidad de México en Baja California . El corredor de transmisión Path 45, que se extiende sobre la frontera entre Estados Unidos y México , tiene una capacidad de 408 megavatios . SDGE tiene una línea de 500 kV que se conecta con Arizona Public Service . También hay una línea de 230 kV que se conecta con Imperial Irrigation District . Ambas son parte del enorme sistema de transmisión Path 46 que garantiza que el sur de California tenga energía adecuada. [7]
El Sunrise Powerlink incluye aproximadamente 117 millas (188 km) de líneas de transmisión aéreas y subterráneas de 500 kV y 230 kV con varias subestaciones grandes de 230/500 kV. La línea de transmisión que une San Diego con el Valle Imperial, una de las regiones con mayor riqueza de energías renovables de California, se puso en servicio el 18 de junio de 2012. La energía solar del Valle Imperial , en el sur de California , se entregará finalmente a San Diego a través de las líneas de transmisión Sunrise Powerlink. [8]
En 1881, la electricidad llegó por primera vez a la ciudad de San Diego en forma de farolas de gas. La San Diego Gas Company, una sociedad de nueva creación formada por ocho empresarios locales, suministraba el gas para las farolas, que estaban situadas en la calle Quinta del centro de la ciudad. [9]
La primera iluminación incandescente de la ciudad fue proporcionada por una pequeña planta en las calles India y Kalmia. Se instaló en 1888 para alimentar el primer tranvía eléctrico de la ciudad, construido ese año por la Electric Rapid Transit Street Car Company. [10]
Henry H. Jones , ingeniero civil, de construcción y eléctrico, llegó a San Diego en 1910 como vicepresidente y gerente de la San Diego Consolidated Gas & Electric Company y se convirtió en presidente poco después. [11]
Henry Harrison Jones nació en Reading, Pensilvania, el 31 de marzo de 1874, hijo de Richard Hall y Ellen (Hughes) Jones. Después de graduarse de la escuela secundaria en 1890, fue contable en el Second National Bank, luego ingresó a la Universidad de Lehigh para seguir un curso técnico. Se graduó como ingeniero civil en 1897, luego durante un año fue dibujante e ingeniero asistente para la Chicago, Peoria, and St. Louis Railroad Company en Springfield, Illinois, luego miembro del personal de ingeniería general del Pennsylvania Railroad en Filadelfia hasta 1899, cuando nuevamente se fue al oeste. Hasta 1903 estuvo en Chicago como ingeniero asistente del Chicago & Northwestern Railroad. Durante diecisiete años su trabajo se limitó principalmente a la ingeniería de tracción y energía eléctrica. Fue superintendente general de Springfield Railway & Light Company en Springfield, Illinois , hasta 1909, y antes de venir a San Diego fue el gerente de Northern Idaho & Montana Power Company. En 1905, la San Diego Gas and Electric Light Company luchaba por satisfacer la demanda de sus servicios. La empresa fue vendida ese año a una firma de Chicago, HM Byllesby & Company, y rebautizada como San Diego Consolidated Gas and Electric Company. [12] En el acuerdo se incluían los principales activos de la empresa: una planta generadora de electricidad con cuatro turbinas impulsadas por vapor, una planta de tratamiento de gas, treinta millas de líneas eléctricas, treinta y cuatro millas de tuberías de gas y las cuentas de exactamente 3426 clientes. [9] Henry H. Jones, ingeniero civil, de construcción y eléctrico, llegó a San Diego en 1910 como vicepresidente y gerente de la San Diego Consolidated Gas & Electric Company y se convirtió en presidente poco después. [11]
En 1920, la compañía suministraba gas y electricidad a la ciudad de San Diego y a cuarenta pueblos y distritos adyacentes, hasta San Juan Capistrano, en el condado de Orange, en el norte, y hasta la frontera con México, en el sur. Cuando Jones asumió la dirección de la compañía en 1910, tenía menos de seis mil clientes de electricidad y menos de nueve mil de gas, mientras que el número de clientes en cada sucursal en 1920 ascendía a casi veintisiete mil. La cantidad de servicio aumentó en proporción, lo que hizo necesaria la inversión de millones de dólares en nuevos equipos y sistemas de distribución. En 1920, la compañía tenía quinientas treinta millas de tuberías de gas y más de setecientas millas de líneas eléctricas.
El Sr. Jones se desempeñó como director y miembro del comité ejecutivo durante la Exposición Panamá-California de 1915 , cuyo grupo fue responsable de diseñar, crear y construir las primeras estructuras y edificios originales del Parque Balboa .
En 1940, para cumplir con la ley federal, la empresa puso fin a la propiedad corporativa, puso sus acciones a disposición del público y cambió su nombre a San Diego Gas and Electric Company. [9]
SDGE comenzó la construcción de la planta de energía de South Bay en 1958, y la primera de cuatro unidades que quemaban combustible de petróleo entró en funcionamiento en 1960. La planta proporcionó electricidad muy necesaria para ayudar a la región a expandirse y hacer crecer su economía. [13]
SDGE comenzó a investigar sobre energía nuclear a fines de la década de 1950. En 1961, acordó participar en una planta de energía nuclear de 350.000 kilovatios con Southern California Edison conocida como San Onofre Nuclear Generating Station (SONGS). SDG&E poseía el 20% de la planta, ubicada en San Onofre, California; SoCal Edison poseía el 80%. La planta comenzó a funcionar en 1967.
En la década de 1970, SDG&E adquirió Mountain Empire Rural Electric Co-op, que prestaba servicios al este del condado de San Diego. [14]
En 1976, después de comprar el terreno necesario el año anterior, San Diego Gas & Electric Company presentó una solicitud ante la Comisión Reguladora Nuclear de los EE. UU. para construir dos reactores de agua presurizada Westinghouse de 974 MWe bajo el nombre de Planta de Energía Nuclear Sundesert . La planta se ubicaría a unas 15 millas al suroeste de Blythe, California , cerca de la frontera con Arizona . La planta recibió mucho rechazo y oposición de los legisladores de California, y el público en general tuvo reacciones encontradas al respecto. En junio de 1976, los californianos votaron para rechazar la Proposición 15, la Iniciativa de Plantas de Energía Nuclear. La medida electoral habría prohibido la construcción de plantas de energía nuclear y limitado el uso de plantas de energía nuclear existentes al 60% (disminuyendo en un 10% anual después de cinco años) y habría reducido la producción de los tres reactores nucleares existentes de California y prohibido nuevos reactores a menos que la legislatura estatal determinara que los sistemas de seguridad nuclear habían demostrado ser efectivos y que los desechos radiactivos podían almacenarse de manera segura. [15] Pero la cobertura de la fallida medida estatal y la oposición a una planta de energía nuclear separada en el condado de Kern, California , aumentaron el discurso antinuclear. [16] SDGE, que habría construido la planta de Sundesert, no logró convencer al Comité de Recursos de la Asamblea Estatal de que estaba disponible la tecnología de eliminación adecuada. El gobernador Edmund G. Brown Jr. fue en gran parte responsable de la derrota de Sundesert. La Comisión de Energía del Estado de California, designada por el gobernador, votó 4-1 en contra de la planta. Después de que el Senado estatal aprobara un proyecto de ley que eximía a la planta de tener que deshacerse de sus desechos, los aliados de Brown en el liderazgo de la Asamblea enviaron la medida a un comité, donde el proyecto de ley enfrentó una batalla cuesta arriba. El proyecto de ley fue derrotado por una votación de 4 a 7, con tres republicanos y un demócrata a favor de la medida y siete demócratas en contra. [17] [18] [15] Sundesert había consumido una enorme cantidad del esfuerzo de la empresa durante seis años y un total de más de $ 106 millones. [19]
La planta de energía de South Bay se construyó en 1958. Cambió de propietario al menos cuatro veces en las últimas cinco décadas, incluyendo Duke Energy , The Unified Port of San Diego y LS Power. Durante su funcionamiento, comenzó a quemar gas natural en lugar de fueloil. En un momento dado, llegó a generar hasta 700 megavatios, suficiente para abastecer a 500.000 hogares en el sur de California. En 1988, el puerto empezó a luchar para desmantelar la planta y poder darle un mejor uso al terreno de 13 acres en el que se construyó. Finalmente, la planta se desmanteló en 2010, pero el Operador Independiente del Sistema de California (CAL ISO) había dicho que se necesitaban dos unidades en la planta de South Bay en 2011 para garantizar la fiabilidad del suministro eléctrico, por lo que la demolición no se produjo hasta 2012. [20] [21] [22] [23]
El Encanto Gas Holder era una estación de almacenamiento de gas natural compuesta por más de 9 millas (14 km) de tubería subterránea de 30 pulgadas (760 mm) en aproximadamente 16 acres (65,000 m 2 ) de tierra en Lemon Grove , adyacente a la ciudad de San Diego. El Encanto Gas Holder, que se puso en funcionamiento por primera vez a mediados de la década de 1950, fue desmantelado en 2000-2001 por San Diego Gas and Electric, Sempra como agente de SDGE y la IT Corporation como contratista principal para el desmantelamiento. TriState fue contratado para reducir las tiras de revestimiento de tuberías que contenían asbesto para que otro contratista cortara la botella del contenedor en secciones de 40 pies (12 m). TriState luego fue encargado de quitar el revestimiento en el sitio del gasómetro a pesar de las preocupaciones de los empleados y los residentes cercanos sobre el asbesto friable generado como subproducto de los procesos de desmantelamiento bruto empleados por los contratistas de SDGE. [24]
En 2006, la fiscal federal Carol C. Lam acusó a SDGE en el Distrito Sur de California de cinco cargos, incluidos conspiración, fraude y tres cargos de manipulación indebida de materiales regulados que contenían amianto en violación de las Normas Nacionales de Emisiones para Contaminantes Atmosféricos Peligrosos . Entre los acusados adicionales se encontraban el director de cumplimiento ambiental de SDGE, un consultor de eliminación de amianto no certificado y el gerente de proyectos de IT Corporation . [25] Los cargos fueron desestimados sin perjuicio en noviembre de 2006, pero los acusados fueron procesados nuevamente a principios de 2007 por cargos casi idénticos, y el caso fue visto en el tribunal federal de San Diego en junio y julio de 2007. [26] El 13 de julio de 2007, se emitieron tres veredictos de culpabilidad contra los acusados SDGE, el gerente de proyectos de IT Corporation Kyle Rhuebottom y el especialista ambiental de SDGE David "Willie" Williamson, incluyendo declaraciones falsas, falta de notificación adecuada a las agencias gubernamentales sobre el amianto regulado en el sitio y violación de las normas de prácticas laborales con amianto para evitar el costo del cumplimiento legal del medio ambiente. La directora ambiental de SDGE, Jacquelyn McHugh, fue declarada inocente y los abogados defensores prometieron apelar por un procesamiento injusto. [27] [28]
A finales de 2007, el juez de distrito estadounidense Dana Sabraw dictaminó que SDGE y los trabajadores merecían un nuevo juicio. Los cargos penales contra SDGE fueron desestimados el 6 de octubre de 2009.
El 3 de septiembre de 2008, un jurado otorgó 55,6 millones de dólares a las familias de cuatro aviadores de la Marina de los Estados Unidos que murieron cuando su helicóptero UH-1 se estrelló contra una torre de servicios públicos de SDGE de 130 pies de altura en Camp Pendleton . La cantidad otorgada incluía 15,2 millones de dólares en daños compensatorios y 40,4 millones de dólares en daños punitivos. El jurado declaró a SDGE responsable de 9,48 millones de dólares del monto de la compensación y todos los daños punitivos. [29]
Durante el juicio, los demandantes argumentaron que SDGE había actuado con negligencia en su política de colocar luces de advertencia únicamente en torres de más de 61 metros de altura. La empresa afirmó que la línea eléctrica había estado en la base durante 25 años y que SDGE habría instalado luces si el Cuerpo de Marines se lo hubiera pedido. Desde el accidente, la empresa ha instalado luces, afirmó Todd Macaluso, el abogado de las familias. SDGE afirmó que apelaría la sentencia. [29]
El 8 de septiembre de 2011, a las 15:38 hora del Pacífico, un importante corte de energía dejó a los 1,4 millones de clientes de SDGE sin electricidad. Los problemas comenzaron con una falla en una subestación de Arizona Public Service cerca de Yuma, Arizona, que causó problemas generalizados en el oeste de Arizona y el este de California. Con el tiempo, el sistema de SDGE estaba extrayendo de la Central Nuclear de San Onofre (SONGS) considerablemente más energía de la que se producía, sacándola de Los Ángeles, y un sistema de "red de seguridad" lo aisló de la planta nuclear. Una vez que esto sucedió, el sistema de SDGE colapsó rápidamente debido a un desajuste entre la generación y la carga, incapaz de reducir la carga más rápido de lo que se perdía la generación. SDGE implementó su plan de restauración del sistema y advirtió a sus clientes que esperaran un corte prolongado. [30] El corte parece haber sido causado por las acciones de un empleado de la subestación North Gila de APS en Arizona, y se desconoce por qué las salvaguardas no mantuvieron el corte limitado al área de Yuma. [31]
El viernes 9 por la mañana, se había restablecido el suministro eléctrico a los 1,4 millones de clientes de SDGE. [32]
A raíz de las protestas de George Floyd de 2020 y la posterior atención que se puso sobre temas relacionados con el racismo y la supremacía blanca, SDGE se convirtió en el centro de la controversia nacional cuando despidió a uno de sus empleados, Emmanuel Cafferty (un mexicano-estadounidense), por supuestamente mostrar el gesto OK , un signo que recientemente se había asociado con el movimiento de poder blanco y la extrema derecha . [33] Cafferty afirmó que no era consciente de las connotaciones del signo que estaba mostrando. [34] La historia del despido de Cafferty fue cubierta por publicaciones de noticias y periódicos nacionales, y aunque SDGE ha permanecido en silencio sobre el asunto, se ha enfrentado al escrutinio por el despido. [34] Posteriormente, Cafferty presentó una demanda por difamación contra su antiguo empleador. [35]
SDGE ha implementado algunas de las tarifas de electricidad más altas de los Estados Unidos. En 2023-2024, a unos 41 centavos por kilovatio-hora [36] [37] Al mismo tiempo, SDGE aumentó las tarifas para los clientes. San Diego Gas & Electric obtuvo más de 936 millones de dólares en ganancias durante 2023, 21 millones de dólares más que los 915 millones de dólares que la empresa obtuvo en 2022. [38] Sempra, la empresa matriz de SDGE, anunció en febrero de 2024 que la empresa obtuvo alrededor de 1.750 millones de dólares de sus ganancias de 2023 de sus filiales de California (que incluyen tanto a SDGE como a SoCalGas ). SDGE por sí sola ganó un récord de 936 millones de dólares. [39]