Pacific Gas and Electric Company ( PG&E ) es una empresa de servicios públicos propiedad de inversores (IOU) estadounidense . [2] La empresa tiene su sede en 300 Lakeside Drive , en Oakland, California . PG&E suministra gas natural y electricidad a 5,2 millones de hogares en los dos tercios del norte de California , desde Bakersfield y el norte del condado de Santa Bárbara , casi hasta las fronteras estatales de Oregón y Nevada . [3] : 27 [4]
Supervisada por la Comisión de Servicios Públicos de California , PG&E es la subsidiaria líder del holding PG&E Corporation , que tiene una capitalización de mercado de $36,33 mil millones al 23 de febrero de 2024. [5] PG&E se estableció el 10 de octubre de 1905 a partir de la fusión y consolidación de empresas de servicios públicos predecesoras, y en 1984 era el "negocio de servicios eléctricos más grande" de Estados Unidos. [6] PG&E es una de las seis empresas de servicios eléctricos (pagarés) reguladas y propiedad de inversores en California; los otros cinco son PacifiCorp , Southern California Edison , San Diego Gas & Electric , Bear Valley Electric y Liberty Utilities . [7]
En 2018 y 2019, la compañía recibió una amplia atención de los medios cuando las investigaciones del Departamento de Silvicultura y Protección contra Incendios de California (Cal Fire) le asignaron la culpa principal de dos incendios forestales devastadores en California. [8] [9] La determinación formal de responsabilidad provocó pérdidas en el tribunal federal de quiebras. [10] El 14 de enero de 2019, PG&E anunció su solicitud de bancarrota del Capítulo 11 en respuesta a su responsabilidad por los catastróficos incendios forestales de 2017 y 2018 en el norte de California. [11] [12] La empresa esperaba salir de la quiebra antes del 30 de junio de 2020, [13] [14] y tuvo éxito el sábado 20 de junio de 2020, cuando el juez de quiebras de EE. UU. Dennis Montali emitió la aprobación final del plan. para que PG&E salga de la quiebra. [15] [16] [17]
En la década de 1850, se introdujo el gas manufacturado en los Estados Unidos para iluminación. Las ciudades estadounidenses más grandes del este construyeron plantas de gas , pero el oeste no tenía industria del gas. San Francisco sólo tenía alumbrado público en Merchant Street, en forma de lámparas de aceite. [18] : 11 [19]
Tres hermanos, Peter, James y Michael Donahue, dirigieron la fundición que se convirtió en Union Iron Works , la operación de construcción naval más grande de la costa oeste, y se interesaron en la fabricación de gas [18] : 11 [20] Joseph G. Eastland, un ingeniero y empleado de la fundición, se unieron a ellos para recopilar información. En julio de 1852, James solicitó y recibió del Consejo Común de la ciudad de San Francisco una franquicia para construir una fábrica de gas, tender tuberías en las calles e instalar farolas para iluminar la ciudad con "gas brillante". El consejo precisó que el gas debería suministrarse a los hogares "a un precio que les convenga utilizarlo con preferencia a cualquier otro material". [18] : 11–12 Eastland y los hermanos Donahue constituyeron la San Francisco Gas Company el 31 de agosto de 1852, con 150.000 dólares de capital autorizado . Se convirtió en la primera empresa de gas de Occidente. Su sello oficial llevaba la inscripción " Fiat Lux " (hágase la luz), el mismo lema adoptado más tarde por la Universidad de California. Había 11 accionistas originales y los tres hermanos Donahue suscribieron 610 de las 1.500 acciones. [18] : 12
La ubicación original de la planta de gas estaba delimitada por las calles First, Fremont, Howard y Natoma al sur de Market, en lo que entonces era la costa de la Bahía de San Francisco . Las obras de la planta comenzaron en noviembre de 1852 y finalizaron unos meses después. La noche del 11 de febrero de 1854 las calles de San Francisco fueron iluminadas por primera vez con gas. Para celebrar el evento, la compañía realizó un banquete de gala en el Hotel Oriental. [18] : 13 La iluminación de gas rápidamente ganó el favor del público. En el primer año de funcionamiento, la empresa contó con 237 clientes. Ese número se duplicó con creces el año siguiente, a 563. A finales de 1855, la empresa había tendido más de 6 ½ millas de tuberías y 154 farolas estaban en funcionamiento. [18] : 15
La creciente popularidad de la iluminación de gas llevó a que compitieran empresas de gas, incluidas Aubin Patent Gas Company y Citizens Gas Company. La San Francisco Gas Company adquirió rápidamente a estos rivales más pequeños. Sin embargo, un rival sí supuso una competencia seria. [18] : 26–30 El Banco de California fundó City Gas Company en abril de 1870 para competir con el monopolio del gas que ostentaba la operación de los hermanos Donahue. [21] City Gas comenzó a operar en 1872 e inició una guerra de precios con la San Francisco Gas Company. [18] : 26–30 En 1873, las dos empresas negociaron una consolidación como compromiso y el Banco de California obtuvo la propiedad parcial del "monopolio de gas más lucrativo de Occidente". [21] El 1 de abril de 1873, se formó la San Francisco Gas Light Company, que representa una fusión de la San Francisco Gas Company, la City Gas Company y la Metropolitan Gas Company. [18] : 26–30 [22]
Las empresas de gas, incluida San Francisco Gas Light, enfrentaron una nueva competencia con la introducción de la iluminación eléctrica en California. [18] : 80–82 Según una publicación de PG&E de 2012 y su historia encargada de 1952, en 1879, San Francisco fue la primera ciudad de EE. UU. en tener una estación central de generación para clientes de electricidad. [18] : 59 [23] Para seguir siendo competitivo, San Francisco Gas Light Company introdujo la lámpara Argand ese mismo año. La lámpara aumentó la capacidad luminosa de las farolas de gas, pero resultó ser una mejora costosa y no fue adoptada en general. [18] : 80–82 Mientras tanto, la demanda de luz eléctrica en las tiendas y fábricas del centro de San Francisco siguió creciendo. La primera farola eléctrica se instaló en 1888 frente al Ayuntamiento y la red eléctrica que la sustentaba se fue ampliando gradualmente. En 1888, la California Electric Light Company construyó una segunda estación generadora para aumentar la capacidad de producción. [18] : 57–63
En la década de 1880 también surgió una nueva competencia en forma de gas de agua , un iluminante mejorado patentado por Thaddeus Lowe . La United Gas Improvement Company, un fabricante de gas de agua organizado después de comprar las patentes de gas de Lowe, adquirió un contrato de arrendamiento y luego una participación en la Central Gas Light Company de San Francisco el 1 de noviembre de 1883. [18] : 46–48 [24] United fue adquirida por Pacific Gas Improvement Company en 1884. Bajo la dirección del presidente Albert Miller, Pacific Gas Improvement se convirtió en un formidable competidor de San Francisco Gas Light. [18] : 46–48 Sus hijos, Horace A. Miller y COG Miller (Christian Otto Gerberding Miller), que actuaban como secretario y presidente, respectivamente, eventualmente poseyeron y controlaron no solo Pacific Gas Improvement Company sino también Pacific Gas Lighting Company. (Compañía de Iluminación del Pacífico).
En 1888, San Francisco Gas Light construyó su propia planta de gas de agua en la fábrica de gas de Potrero . La producción de gas de agua tuvo éxito gracias a la mayor disponibilidad de petróleo barato. Como protección contra la escasez de suministro de petróleo, la empresa decidió construir una planta de gas moderna con tecnología de producción de gas de agua actualizada y una moderna planta de gas de carbón. [25] En 1891, se completó North Beach Gas Works bajo la dirección del presidente e ingeniero de San Francisco Gas Light, Joseph B. Crockett. La instalación era el depósito de gas más grande de Estados Unidos al oeste de Chicago. [18] : 84 [25]
En 1896, Edison Light and Power Company se fusionó con San Francisco Gas Light Company para formar la nueva San Francisco Gas and Electric Company. [18] : 71 La consolidación de las empresas de gas y electricidad resolvió los problemas de ambas empresas de servicios públicos al eliminar la competencia y producir ahorros económicos a través de la operación conjunta. [18] : 80–82 Otras empresas que comenzaron a operar como competidores activos pero finalmente se fusionaron en San Francisco Gas and Electric Company incluyeron Equitable Gas Light Company, Independent Electric Light and Power Company y Independent Gas and Power Company. [18] : 90 En 1903, la empresa compró a su principal competidor en iluminación de gas, la Pacific Gas Improvement Company. [18] : 46–48
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John Martin y Eugene J. de Sabla , comenzaron como mineros de oro a lo largo del río Yuba, [26] [27] aprovechando la energía hidroeléctrica, construyendo plantas hidroeléctricas en la ciudad de Nevada (1895), [28] y el norte de California.
A principios de la década de 1890, Martin, de Sabla, Alfonso Tregidgo y, más tarde, Romulus Riggs Colgate, comenzaron a desarrollar una central hidroeléctrica en la bifurcación sur del río Yuba. [29]
En 1899, Martin y de Sabla formaron Yuba Power Company. [28] En 1900, Martin y de Sabla crearon Bay Counties Power Company, construyendo una línea de transmisión de 140 millas para un ferrocarril eléctrico en Oakland. [26] En 1903, John Martin y Eugene de Sabla fundaron California Gas & Electric Company para adquirir y fusionar negocios de gas y energía eléctrica, y compraron muchas empresas de servicios públicos como Oakland Gas Light & Heat Company, United Gas & Electric Company y, en 1905, Compañía de Gas y Electricidad de San Francisco. [26]
En 1905, Martin y de Sabla formaron Pacific Gas and Electric Company . [26] [30] [31] [32] [33] [34] [35]
Según la cronología histórica de 2012 de PG&E en su página web, San Francisco Gas and Electric Company y California Gas and Electric Corporation se fusionaron para formar Pacific Gas and Electric Company (PG&E) el 10 de octubre de 1905. [23] La consolidación dio a California Acceso de Gas and Electric Corporation al gran mercado de San Francisco y una base para financiación adicional. La San Francisco Gas and Electric Company, a su vez, pudo reforzar su sistema eléctrico, que hasta entonces había sido alimentado íntegramente por plantas generadoras operadas a vapor , que no podían competir con la energía hidroeléctrica de menor costo . [18] : 227–233 Después de la fusión, los ingenieros y la gerencia de cada organización hicieron planes para coordinar y unificar los dos sistemas. [18] : 227–233 Sin embargo, las dos empresas mantuvieron identidades corporativas separadas hasta 1911. [18] : 227–233
PG&E comenzó a entregar gas natural a San Francisco y el norte de California en 1930. El gasoducto más largo del mundo conectaba los campos de gas de Texas con el norte de California, con estaciones compresoras que incluían torres de enfriamiento cada 300 millas (480 km), en Topock, Arizona , el la frontera estatal y cerca de la ciudad de Hinkley, California . Con la introducción del gas natural, la compañía comenzó a retirar sus instalaciones de fabricación de gases contaminantes, aunque mantuvo algunas plantas en standby. Hoy en día, una red de ocho estaciones compresoras unidas por "40.000 millas de tuberías de distribución y más de 6.000 millas de tuberías de transporte" atiende a "4,2 millones de clientes desde Bakersfield hasta la frontera de Oregón". [4]
En las décadas de 1950 y 1960, tanto en las estaciones compresoras de Topock como en Hinkley, se utilizó un aditivo de cromo hexavalente para evitar la oxidación en las torres de enfriamiento, que más tarde fue la causa de la contaminación del agua subterránea de Hinkley . [4] Eliminó el agua de las torres de enfriamiento "adyacentes a las estaciones compresoras". [4] [36]
PG&E se vio significativamente afectada por el terremoto de San Francisco de 1906 . [23] Las diversas oficinas centrales de la empresa resultaron dañadas por el terremoto y destruidas por el incendio posterior. Su filial San Francisco Gas and Electric Company, en particular, sufrió importantes pérdidas de infraestructura, ya que sus sistemas de distribución (kilómetros de tuberías de gas y cables eléctricos) fueron cortados. Sólo dos plantas de gas y dos eléctricas, todas ellas situadas lejos de la ciudad, sobrevivieron a la destrucción. [18] : 235–236 [37] Estas instalaciones en funcionamiento, incluidas las nuevas plantas de gas crudo de 4.000.000 de pies en la Estación Generadora Potrero , desempeñaron un papel fundamental en los esfuerzos de reconstrucción de San Francisco. [38] [39] Muchos de los competidores de servicios públicos de PG&E dejaron de operar después del gran terremoto. El importante capital de la empresa le permitió sobrevivir, reconstruirse y expandirse. [40]
En 1906, PG&E compró Sacramento Electric, Gas and Railway Company y tomó el control de sus operaciones ferroviarias en Sacramento y sus alrededores . [41] El Sacramento City Street Railway comenzó a operar bajo el nombre de Pacific Gas & Electric en 1915, y posteriormente sus vías y servicios se expandieron. [41] [42] En 1931, la División de Ferrocarriles de Sacramento Street operaba 75 tranvías en 47 millas (76 km) de vías. [43] Los tranvías de PG&E eran impulsados por la planta hidroeléctrica de la compañía en Folsom . [44] En 1943, PG&E vendió el servicio ferroviario a Pacific City Lines, que luego fue adquirida por National City Lines . Varias líneas de tranvía pronto se convirtieron al servicio de autobús y la vía se abandonó por completo en 1947. [41] [42]
Durante este mismo período, Pacific City Lines y su sucesora, National City Lines, con financiación de General Motors , Firestone Tire , Standard Oil of California (a través de una filial, Federal Engineering), Phillips Petroleum y Mack Trucks , compraban líneas de tranvías y convirtiendo rápidamente la mayoría de ellos al servicio de autobús. Este consorcio fue condenado en 1949 por cargos federales de conspiración para monopolizar el comercio interestatal en la venta de autobuses y suministros a National City Lines y sus subsidiarias. Las acciones se conocieron como el Gran Escándalo del Tranvía Americano o la Conspiración del Tranvía de General Motors . [45]
A los pocos años de su incorporación, PG&E hizo avances significativos en la industria hidroeléctrica del norte de California mediante la compra de instalaciones existentes de almacenamiento y transporte de agua. Estos incluían muchos embalses, presas, zanjas y canales construidos por intereses mineros en las Sierras que ya no eran comercialmente viables. [46] En 1914, PG&E era el sistema de servicios públicos integrado más grande de la costa del Pacífico. La empresa manejaba el 26 por ciento del negocio de electricidad y gas en California. Sus operaciones abarcaron 37.000 millas cuadradas en 30 condados. [47]
La empresa se expandió en la década de 1920 mediante una consolidación estratégica. Las adquisiciones importantes durante este período incluyeron California Telephone and Light Company, Western States Gas and Electric Company y Sierra and San Francisco Power Company, que proporcionó energía hidroeléctrica a los tranvías de San Francisco. [18] : 277–283 [48] Estas tres empresas agregaron propiedades valiosas y fuentes de energía y agua. A finales de 1927, PG&E tenía casi un millón de clientes y suministraba electricidad a 300 comunidades del norte de California. [18] : 277–283
En 1930, PG&E compró participaciones mayoritarias en dos importantes sistemas de servicios públicos de California: Great Western Power y San Joaquin Light and Power , de The North American Company , una firma de inversiones de Nueva York. A cambio, North American recibió acciones ordinarias de PG&E por valor de 114 millones de dólares. PG&E también obtuvo el control de dos empresas de servicios públicos más pequeñas, Midland Counties Public Service y Fresno Water Company, que luego se vendió. [49] La adquisición de estos servicios públicos no resultó en una fusión inmediata de propiedades y personal. La Great Western Power Company y la San Joaquin Company siguieron siendo entidades corporativas separadas durante varios años más. Pero a través de esta importante consolidación final, PG&E pronto prestó servicios a casi todo el norte y centro de California a través de un sistema integrado. [18] : 291–298
La estructura del mercado de la industria del gas se vio dramáticamente alterada por el descubrimiento de enormes yacimientos de gas natural en todo el suroeste de Estados Unidos a partir de 1918. [50] El combustible era más limpio que el gas manufacturado y menos costoso de producir. [18] : 299 Si bien las fuentes de gas natural eran abundantes en el sur de California, no había fuentes económicas disponibles en el norte de California. En 1929, PG&E construyó un oleoducto de 300 millas desde el campo petrolero Kettleman para llevar gas natural a San Francisco. [18] : 300 [51] La ciudad se convirtió en la primera área urbana importante en cambiar del gas manufacturado al gas natural. [50] La transición requirió el ajuste de quemadores y válvulas de flujo de aire en 1,75 millones de electrodomésticos. [50] En 1936, PG&E amplió la distribución con un oleoducto adicional de 45 millas desde Milpitas . [18] : 306 PG&E retiró gradualmente sus instalaciones de fabricación de gas, aunque algunas plantas se mantuvieron en espera. [18] : 304
Las actividades de defensa impulsaron las ventas de gas natural en California durante la Segunda Guerra Mundial , pero afectaron profundamente las reservas naturales del estado. [18] : 306–307 [49] En 1947, PG&E celebró un contrato con Southern California Gas Company y Southern Counties Gas Company para comprar gas natural a través de un nuevo gasoducto de 1.000 millas que iba desde Texas y Nuevo México hasta Los Ángeles. . [18] : 306–307 Se llegó a otro acuerdo con El Paso Natural Gas Company de Texas para el suministro de gas a la frontera entre California y Arizona. En 1951, PG&E completó una tubería principal de 502 millas que conectaba con la red de El Paso en la frontera estatal. [18] : 306–307
Durante este período de expansión, PG&E estuvo involucrada en procedimientos legales ante la Comisión de Bolsa y Valores con respecto al estatus de la empresa como subsidiaria de la Compañía Norteamericana . Como se describe en la Ley de sociedades de cartera de servicios públicos de 1935 , una filial de servicios públicos se definía como una empresa de servicios públicos en la que más del 10% de sus acciones estaban en manos de una sociedad de cartera de servicios públicos. Aunque en ese momento el 17% de las acciones de PG&E estaban en manos de la Compañía Norteamericana, PG&E presentó ante la SEC su solicitud de ser exenta del estatus de subsidiaria con el argumento de que la propiedad del 17% no le daba el control a la Compañía Norteamericana y porque la Compañía Norteamericana ocupaba sólo dos puestos para miembros de la junta directiva. [18] : 314–316 [52] The North American Company respaldó la solicitud de PG&E afirmando que estaban involucrados en operaciones comerciales con una capacidad limitada. [53] La solicitud permaneció sin resolver hasta 1945, cuando la Compañía Norteamericana vendió acciones que llevaron su propiedad a menos del 10%. Luego, la SEC dictaminó que PG&E no era una subsidiaria de la empresa norteamericana. [54] En 1948, la Compañía Norteamericana vendió sus acciones restantes en PG&E. [18] : 314–316
En 1957, la empresa puso en funcionamiento el Centro Nuclear Vallecitos , el primer reactor nuclear de propiedad y operación privada en los Estados Unidos, en Pleasanton, California . El reactor produjo inicialmente 5.000 kilovatios de energía, suficiente para abastecer a una ciudad de 12.000 habitantes. [55] [56]
Además de la energía nuclear, PG&E también continuó desarrollando el suministro de gas natural. En 1959, la empresa comenzó a trabajar para obtener la aprobación para la importación de una gran cantidad de gas natural desde Alberta , Canadá, a California, a través de un gasoducto construido por Westcoast Transmission Co. y Alberta and Southern Gas Company en el lado canadiense, y por Pacific Gas Transmission Company, filial de PG&E, del lado estadounidense. [57] [58] La construcción del oleoducto duró 14 meses. [59] Las pruebas comenzaron en 1961, [60] y el oleoducto completo de 1.400 millas se inauguró a principios de 1962. [59] [61]
PG&E comenzó la construcción de otra instalación nuclear, la planta de energía Diablo Canyon , en 1968. [62] Originalmente programada para entrar en funcionamiento en 1979, [62] la inauguración de la planta se retrasó varios años debido a protestas ambientales [62] [63] y preocupaciones sobre la seguridad de la construcción de la planta. [64] [65] [66] Las pruebas de la planta comenzaron en 1984, [67] [68] y la producción de energía alcanzó su máxima potencia en 1985. [69]
Durante la construcción de la planta de Diablo Canyon, PG&E continuó sus esfuerzos para llevar el suministro de gas natural del Norte a su área de servicio en California. En 1972, la empresa comenzó a explorar posibilidades para un oleoducto de 3.000 millas desde Alaska, que atravesaría el valle del río Mackenzie y se uniría al oleoducto previamente construido que se originaba en Alberta. [70]
En 1977, el proyecto del oleoducto Mackenzie Valley recibió la aprobación de la Comisión Federal de Energía de Estados Unidos [71] y el apoyo de la Administración Carter. [72] El oleoducto aún requería la aprobación de Canadá. Los planes para el oleoducto fueron suspendidos en 1977 por un juez canadiense. [73] El juez Thomas R. Berger de Columbia Británica archivó el proyecto durante al menos 10 años, citando preocupaciones de los grupos de las Primeras Naciones , cuyas tierras habría atravesado el oleoducto, así como los posibles impactos ambientales. [73]
En 1984, el bisnieto del fundador de PG&E, George H. Roe, David Roe, publicó su libro titulado Dynamos and Virgins durante la época en que había un creciente movimiento antinuclear. [74] [6] David Roe, ambientalista y asesor general de la Costa Oeste del Fondo de Defensa Ambiental , "lanzó un ataque contra la suposición de larga data de que el crecimiento constante de la capacidad de generación nuclear y de carbón era la única solución al problema". las necesidades energéticas de la nación". Basó sus argumentos en un análisis económico "destinado a mostrar que un cambio hacia la conservación de la energía y hacia fuentes de energía alternativas por sí solas podría saciar la sed de electricidad". [74] [6]
En diciembre de 1992, PG&E operaba 173 unidades generadoras de electricidad y 85 estaciones generadoras, 18.450 millas (29.690 km) de líneas de transmisión y 101.400 millas (163.200 km) de sistema de distribución.
En 1997, PG&E se reorganizó como una sociedad de cartera, PG&E Corporation. Constaba de dos subsidiarias: PG&E, la empresa de servicios públicos regulada, y un negocio de energía no regulado.
A finales de la década de 1990, en virtud de la desregulación del mercado eléctrico, esta empresa vendió la mayoría de sus centrales eléctricas de gas natural . La empresa de servicios públicos conservó todas sus plantas hidroeléctricas , la central eléctrica de Diablo Canyon y algunas plantas de gas natural, pero las grandes plantas de gas natural que vendió constituían una gran parte de su capacidad de generación. Esto tuvo el efecto de obligar a la empresa a comprar energía a los generadores de energía a precios fluctuantes, mientras se veía obligada a vender la energía a los consumidores a un costo fijo. El mercado de la electricidad estaba dominado por la Corporación Enron , que, con la ayuda de otras corporaciones, elevó artificialmente los precios de la electricidad cada vez más. Esto llevó a la crisis eléctrica de California que comenzó en 2000 en Path 15 , un corredor de transmisión construido por PG&E.
Con una escasez crítica de energía, el 17 de enero de 2001 comenzaron los apagones continuos.
En 1994, PG&E provocó el incendio de Trauner en el condado de Nevada , California, por negligencia criminal. El incendio quemó muchos acres de tierra y destruyó una escuela y doce casas cerca de la ciudad de Rough and Ready , California. PG&E fue declarada culpable de provocar el incendio y de 739 cargos de negligencia criminal. [75]
En 1996, una de las subestaciones de PG&E en el distrito Mission de San Francisco se incendió. PG&E finalmente fue declarada legalmente culpable del incendio debido a negligencia criminal, según una investigación realizada en 2003. [76]
Se descubrió que el incendio de Pendola de 1999 en el Bosque Nacional Plumas y el Bosque Nacional Tahoe quemó casi 12,000 acres de bosque fue causado por un manejo deficiente de la vegetación por parte de PG&E. [77]
En 1998, comenzó un cambio en la regulación de los servicios públicos de California, incluida PG&E. La Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) estableció las tarifas que PG&E podía cobrar a los clientes y les exigió que proporcionaran tanta energía como los clientes quisieran a las tarifas establecidas por la CPUC.
En el verano de 2001, una sequía en los estados del noroeste y en California redujo la cantidad de energía hidroeléctrica disponible. Por lo general, PG&E podría comprar energía hidroeléctrica "barata" mediante contratos a largo plazo con la presa de Bonneville y otras fuentes. La sequía, los retrasos en la aprobación de nuevas centrales eléctricas y la manipulación del mercado redujeron la capacidad de generación de energía eléctrica disponible que podría generarse en el estado o comprarse mediante contratos a largo plazo fuera del estado. El clima cálido provocó un mayor uso, apagones continuos y otros problemas.
Con poco exceso de capacidad de generación propia, PG&E se vio obligada a comprar electricidad fuera del estado a proveedores sin contratos a largo plazo. Debido a que PG&E tuvo que comprar electricidad adicional para satisfacer la demanda, algunos proveedores aprovecharon este requisito y manipularon el mercado creando escasez artificial y cobrando tarifas eléctricas muy altas, como lo ejemplificó el escándalo de Enron . La CPUC se negó a ajustar las tarifas eléctricas permitidas. Al no poder cambiar las tarifas y vender electricidad a los consumidores por lo que les costaba en el mercado abierto, PG&E comenzó a perder dinero.
PG&E Company (la empresa de servicios públicos, no el holding) entró en quiebra bajo el Capítulo 11 el 6 de abril de 2001. El estado de California intentó rescatar a la empresa de servicios públicos y proporcionar energía a los 5,1 millones de clientes de PG&E bajo las mismas reglas que exigían que el estado comprara energía. La electricidad a precio de mercado costaba alto para satisfacer la demanda y venderla a un precio fijo más bajo y, como resultado, el Estado también perdió importantes cantidades de dinero. La crisis le costó a PG&E y al estado entre $40 y $45 mil millones. [78]
PG&E Company, la empresa de servicios públicos, salió de la quiebra en abril de 2004, después de pagar 10.200 millones de dólares a sus cientos de acreedores. Como parte de la reorganización, los 5,1 millones de clientes de electricidad de PG&E tendrán que pagar precios superiores a los del mercado durante varios años para cancelar la deuda. [ cita necesaria ] [ ¿ cuándo? ]
Frente a pasivos potenciales de $30 mil millones por múltiples incendios forestales en los años 2015-2018, Pacific Gas and Electric Company (PG&E), el 14 de enero de 2019, comenzó el proceso de declaración de quiebra con un aviso de 15 días de intención de declararse en quiebra. proteccion. [79] [11] [80] El 29 de enero de 2019, PG&E Corporation, la corporación matriz de PG&E, se declaró en quiebra. [81] [82] Debido a que los sobrevivientes del incendio son acreedores no garantizados con la misma prioridad que los tenedores de bonos, solo se les pagaría en proporción al tamaño de su reclamo si queda algo después de que se paguen los reclamos garantizados y prioritarios ; esto casi garantiza que no se les pagará la totalidad. [83] [ ¿ cuándo? ] PG&E tenía como fecha límite el 30 de junio de 2020 para salir de la bancarrota y poder participar en el fondo de seguro contra incendios forestales del estado de California establecido por AB 1054 que ayuda a las empresas de servicios públicos a pagar futuras reclamaciones por incendios forestales. [84] [85] [86] [87]
El 16 de agosto de 2019, la responsabilidad por el incendio de Tubbs se agregó potencialmente cuando el juez de quiebras de EE. UU. Dennis Montali dictaminó que se podría proceder a un juicio con jurado estatal por vía rápida para resolver quién tiene la culpa del incendio de Tubbs. Cal Fire determinó que el equipo del cliente tenía la culpa, pero los abogados que representan a las víctimas de incendios forestales afirmaron que la culpa era del equipo de PG&E. [88] [89] [90] Este juicio estaba programado para comenzar el 7 de enero de 2020 en San Francisco. [91] El caso judicial fue reemplazado por el Acuerdo de Apoyo a la Reestructuración (RSA) del 9 de diciembre de 2019 [92] y por el plan de reorganización por quiebra aprobado, [17] en el que PG&E aceptó la responsabilidad por el incendio de Tubbs.
Se agregó potencialmente la responsabilidad por el incendio de Kincade que comenzó el 23 de octubre de 2019, porque inicialmente se desconocía si PG&E tenía o no la culpa del incendio. [93] El 16 de julio de 2020, que fue después de que PG&E saliera de la quiebra, Cal Fire informó que el incendio fue causado por las líneas de transmisión de PG&E. [94] Los daños no estarían cubiertos por el acuerdo para las víctimas de incendios forestales que fue parte de la quiebra de PG&E. [95]
PG&E llegó a un acuerdo por mil millones de dólares con los gobiernos estatales y locales en junio de 2019, [96] [97] y llegó a un acuerdo por 11 mil millones de dólares con compañías de seguros y fondos de cobertura en septiembre de 2019. [98] [99] Los representantes de las víctimas de incendios forestales dicen que PG&E debe $54 mil millones o más, y PG&E ofrecía $8.4 mil millones para daños por incendio, Cal Fire y FEMA. [100] Si más de 500 viviendas fueron completamente destruidas por el incendio de Kincade y se determinó que PG&E tuvo la culpa, entonces las partes que aceptaron los acuerdos pueden tener la opción de retirarse de los acuerdos. [93] [101] Más tarde, PG&E ofreció un fondo de 13.500 millones de dólares para cubrir las reclamaciones de las víctimas de los incendios forestales. [102] [103] [104] FEMA originalmente solicitó a PG&E $3.9 mil millones del fondo para víctimas de incendios forestales, amenazando con tomar el dinero de las víctimas individuales de incendios forestales si PG&E no pagaba, [105] [106] y Cal OES tenía $2.3 superpuestos solicitud de mil millones de dólares, [107] pero luego llegaron a un acuerdo por mil millones de dólares después de que se pagara a todas las víctimas de los incendios forestales. [108] [109] [110] [111]
Los reclamos para las víctimas de incendios forestales consisten en muerte por negligencia , lesiones personales , pérdida de propiedad , pérdidas comerciales y otros daños legales. [112] El juez de distrito estadounidense James Donato fue asignado al proceso de estimación de las reclamaciones de las víctimas de incendios forestales, incluyendo si las reclamaciones por lesiones personales y muerte por negligencia pueden incluir daños debidos a angustia emocional. [113] [114] Estaba previsto que el juez Donato comenzara las audiencias el 18 de febrero de 2020 para determinar cómo hacer la estimación y cuánto PG&E necesita poner en un fondo fiduciario para las víctimas de incendios forestales. [115] [91] El juez de quiebras Montali dijo que los costos para las agencias gubernamentales no estarán sujetos al proceso de estimación porque esos costos se pueden calcular "hasta el último centavo". [113] El caso judicial fue reemplazado por el Acuerdo de Apoyo a la Reestructuración (RSA) del 9 de diciembre de 2019 [92] y por el plan de reorganización concursal aprobado. [17]
El 9 de octubre de 2019, el juez Montali permitió que se considerara el plan de reorganización propuesto de los tenedores de bonos senior junto con el plan propuesto de PG&E. La propuesta de los tenedores de bonos senior contó con el apoyo del comité de víctimas de incendios forestales, quienes dijeron que sus reclamaciones podrían valer 13.500 millones de dólares. [116] [117] [118] La propuesta de los tenedores de bonos senior les daría el control de la empresa y los accionistas de PG&E saldrían perdiendo, y PG&E calificó la propuesta como una "ganancia inesperada injustificada". [116] [119] Posteriormente, PG&E llegó a un acuerdo con los tenedores de bonos y el comité de víctimas de incendios forestales para que el plan propuesto por PG&E fuera el único plan bajo consideración y los tenedores de bonos no tomaran el control de la empresa. [120]
El 12 de noviembre de 2019, PG&E en su plan de reorganización propuesto proporcionó $6.6 mil millones adicionales para los reclamos de las víctimas de incendios forestales y otros demandantes, aumentando la cantidad a $13.5 mil millones, similar a la cantidad en la propuesta de reorganización rival de los tenedores de bonos senior. [102] [121] [122] [123] [103] [104] En una presentación ante la Comisión de Bolsa y Valores (SEC) , esto sitúa el monto total de las reclamaciones por incendio en 25.500 millones de dólares. [124] Esto consiste en $11 mil millones para compañías de seguros y fondos de inversión, $1 mil millones para gobiernos estatales y locales, y $13,5 mil millones para otras reclamaciones. [98] [97] [103] El gobernador del estado de California, Gavin Newsom , y el comité de víctimas de incendios forestales se opusieron al acuerdo de 11.000 millones de dólares para compañías de seguros y fondos de inversión . [125] [126] [127] Posteriormente, el gobernador Newsom [128] y las víctimas de los incendios forestales [87] aprobaron el plan de reorganización por quiebra. [17]
El 6 de diciembre de 2019, PG&E propuso resolver los reclamos de las víctimas de incendios forestales por un total de $13.5 mil millones, lo que cubriría la responsabilidad derivada de los incendios Camp Fire , Tubbs Fire , Butte Fire , Ghost Ship Warehouse y también una serie de incendios forestales que comenzaron el 8 de octubre de 2017, denominados colectivamente Incendios de North Bay de 2017 . [129] La oferta se presentó como parte del plan de PG&E para salir de la quiebra. [130] [131] Las víctimas de los incendios forestales obtendrán la mitad de su acuerdo de 13.500 millones de dólares en forma de acciones de la empresa reorganizada, [132] [133] lo que aumenta la incertidumbre sobre cuándo y cuánto se les pagará. [134] [135] El 12 de junio de 2020, debido a las incertidumbres en el valor de las acciones liquidadas, en parte debido al impacto de la pandemia de COVID-19 en el mercado financiero , PG&E acordó aumentar la cantidad de acciones. [136] [137] A las víctimas de los incendios forestales se les pagará en efectivo, financiado en parte con la parte en efectivo del acuerdo y en parte con acciones que se liquidarán en efectivo según un cronograma y a un precio que aún no se ha determinado. [137] [138]
El 17 de diciembre de 2019, con respecto al incendio del almacén de Ghost Ship , que no fue un incendio forestal, el juez Dennis Montali permitió que el caso de los demandantes alegando que el incendio fue causado por un mal funcionamiento eléctrico continuara contra PG&E. Este caso, si tiene éxito, recibiría dinero del seguro de $900 millones de PG&E, pero no sería elegible para ser parte de los $13.5 mil millones asignados para las reclamaciones que surjan de los incendios forestales. [139] [138] El 18 de agosto de 2020, PG&E resolvió la demanda civil para 32 de las víctimas, de las 36 que fallecieron en el incendio. [140] El monto del acuerdo no se reveló, pero se limitó al monto disponible bajo la cobertura de seguro de PG&E para el año 2016.
El 16 de junio de 2020, PG&E se declaró culpable de 84 cargos de homicidio involuntario por quienes murieron en el Camp Fire, por lo que pagará la multa máxima de $3,5 millones y pondrá fin a todos los cargos penales adicionales contra PG&E. Esta acción no exime a PG&E de ningún reclamo civil futuro por parte de las víctimas del Camp Fire que quedaría fuera del procedimiento de quiebra, ni de cómo se pueden manejar los litigios existentes contra PG&E. [141] [142]
El sábado 20 de junio de 2020, el juez de quiebras de EE. UU. Dennis Montali emitió la aprobación final del plan para que la reorganizada PG&E salga de la quiebra, [15] [16] [17] cumpliendo con la fecha límite del 30 de junio de 2020 para que PG&E califique para el Fondo de seguro de incendios forestales del estado de California para servicios públicos. [84] [85] [86] El 1 de julio, PG&E financió el Fire Victim Trust (FVT) con 5.400 millones de dólares en efectivo y el 22,19% de las acciones del PG&E reorganizado, que cubre la mayoría de las obligaciones de su acuerdo para las víctimas de los incendios forestales. [143] [133] [144] PG&E tiene dos pagos más por un total de $1,350 millones en efectivo, programados para pagarse en enero de 2021 y enero de 2022, para completar sus obligaciones con las víctimas de los incendios forestales. [137]
El 14 de enero de 2019, tras la salida de la directora ejecutiva Geisha Williams , quien había dirigido la corporación desde 2017; [145] La corporación PG&E anunció que se acogería al Capítulo 11 de la ley de bancarrotas en respuesta a los desafíos financieros asociados con los catastróficos incendios forestales que habían ocurrido en el norte de California, en 2017 y 2018 . [11]
El 15 de enero de 2019, PG&E declaró que no tenía intención de realizar el pago de intereses semestral de 21,6 millones de dólares sobre sus notas sénior al 5,40 por ciento en circulación, con vencimiento el 15 de enero de 2040, que tienen un valor de capital total de 800 millones de dólares. Según el contrato, la empresa tenía un período de gracia de 30 días (expiró el 14 de febrero de 2019) para realizar el pago de intereses, antes de desencadenar un evento de incumplimiento. [146]
PG&E Corporation se declaró en quiebra el 29 de enero de 2019. La declaración de divulgación de la empresa fue aprobada el 17 de marzo de 2020. [147] [148]
Según Cbonds , la empresa tiene 32 emisiones de bonos y su importe pendiente equivale aproximadamente a 17.500 millones de dólares. [149] PG&E espera que los procedimientos demoren dos años. [150] En abril, mientras los tenedores de bonos elaboraban un plan para sacar a la empresa de la quiebra, el gobernador Gavin Newsom expresó su preocupación de que los nuevos miembros de la junta tendrían poco conocimiento de California y carecerían de experiencia sobre cómo administrar una empresa de servicios públicos de manera segura. [151]
En abril de 2019, PG&E anunció un nuevo director ejecutivo y un nuevo equipo de gestión, liderado por el ex director de Progress Energy Inc y la Autoridad del Valle de Tennessee, Bill Johnson , que asumiría el cargo de la empresa mientras atravesaba el proceso de quiebra. [152]
El 1 de noviembre de 2019, el gobernador Newsom emitió una declaración pidiendo a PG&E que llegara a una "resolución consensuada" del caso de quiebra, con la intención de convocar una reunión de los ejecutivos y accionistas de PG&E Corporation, así como de las víctimas de incendios forestales. Si no se pudiera llegar a un acuerdo, el Estado de California "no dudará en intervenir y reestructurar la empresa de servicios públicos". [153] [154] Una semana antes, Newsom había declarado la "codicia y mala gestión" de PG&E, junto con la falta de enfoque de la empresa de servicios públicos en fortalecer su red y poner a tierra sus líneas de transmisión en áreas vulnerables, como razones de su incapacidad para entregar electricidad. y los cierres. "Simplemente no hicieron su trabajo", dijo Newsom. [155] [156]
Una propuesta para convertir a PG&E en una cooperativa propiedad de los clientes , iniciada por el alcalde de San José, Sam Liccardo , ha recibido el respaldo de más de 110 funcionarios electos que representan a la mayoría de los clientes de PG&E [157] e incluyen a otros 21 alcaldes. [158] La ciudad de San Francisco ofreció comprar la infraestructura eléctrica de PG&E dentro de la ciudad por 2.500 millones de dólares en septiembre de 2019 (mientras PG&E estaba en quiebra), pero PG&E rechazó la oferta. [159]
En marzo de 2020, PG&E pidió a un tribunal federal que aprobara 454 millones de dólares en bonificaciones pocos días después de pedirle a otro juez federal (William Alsup, que supervisaba la libertad condicional penal de PG&E relacionada con la explosión del oleoducto San Bruno de 2010) que no obligara a la empresa a contratar más árboles. recortadoras. [160]
Como parte de su salida de la quiebra, pagará a las víctimas de los incendios forestales 13.500 millones de dólares; la mitad de esa cantidad se pagará en acciones de la empresa, lo que dará como resultado que 70.000 víctimas del incendio posean el 22% de la empresa. [161]
Esta quiebra de PG&E Company fue la mayor quiebra de servicios públicos en la historia de Estados Unidos, [162] y fue una de las quiebras más complejas de la historia de Estados Unidos. [163]
En noviembre de 2020, se anunció que Patti Poppe dejaría CMS Energy el 1 de diciembre de 2020 para convertirse en directora ejecutiva de PG&E Corporation el 4 de enero de 2021. [164] [165] En abril de 2022, se informó que la directora ejecutiva de PG&E Corporation, Patti Poppe recibió más de 50 millones de dólares en compensación directa total por su trabajo en 2021, de los cuales 40 millones de dólares estaban en acciones de la empresa. [166]
En junio de 2020, PG&E anunció que planeaba trasladar su sede a 300 Lakeside Drive en Oakland . [167] La medida se realizará en fases, comenzando en 2022 y finalizando en 2026. [168]
La cartera de generación de propiedad de PG&E consiste en un extenso sistema hidroeléctrico, una planta de energía nuclear en operación, una planta de energía a gas natural en operación y otra planta a gas en construcción. [169] Otras dos plantas propiedad de la empresa han sido retiradas permanentemente de su operación comercial: Humboldt Bay Unidad 3 (nuclear) y Hunters Point (gas natural). [170] [171]
PG&E es el mayor propietario privado de instalaciones hidroeléctricas en Estados Unidos, incluidas 174 represas. Según la presentación del Formulario 10-K de la compañía para 2011, "el sistema hidroeléctrico de la empresa consta de 110 unidades generadoras en 68 centrales eléctricas, incluida la instalación de almacenamiento por bombeo de Helms, con una capacidad de generación total de 3.896 MW... El sistema incluye 99 embalses, 56 desvíos, 174 presas, 172 millas de canales, 43 millas de canales, 130 millas de túneles, 54 millas de tuberías (compuertas forzadas, sifones y tuberías de baja cabeza) y 5 millas de vías fluviales naturales. [172]
El componente más grande es la planta de almacenamiento por bombeo Helms , ubicada en 37°02′13.78″N 118°57′53.63″W / 37.0371611°N 118.9648972°W / 37.0371611; -118.9648972 (Planta de almacenamiento por bombeo Helms) cerca de Sawmill Flat en el condado de Fresno, California . Helms consta de tres unidades, cada una de 404 MW, para una potencia total de 1.212 MW. La instalación opera entre los embalses de Courtright y Wishon , drenando alternativamente agua de Courtright para producir electricidad cuando la demanda es alta y bombeándola de regreso a Courtright desde Wishon cuando la demanda es baja. Haas Powerhouse está situada a más de 300 m (1000 pies) dentro de una montaña de granito. [173]
La central eléctrica Diablo Canyon , ubicada en Avila Beach, California , es el único activo nuclear en funcionamiento propiedad de PG&E. La potencia máxima de esta central es de 2.240 MWe, proporcionada por dos unidades del mismo tamaño. Tal como fue diseñado y autorizado, podría ampliarse a cuatro unidades, duplicando al menos su capacidad de generación. [174] Durante un período de dos semanas en 1981, 1.900 activistas fueron arrestados en la central eléctrica de Diablo Canyon. Fue el mayor arresto en la historia del movimiento antinuclear estadounidense . [175]
En junio de 2016, PG&E anunció planes para cerrar Diablo Canyon en 2025. Esto dejaría a California libre de plantas de energía nuclear comerciales en funcionamiento, pero significaría la pérdida de 2256 MW de generación que producían más de 18 000 GWh de electricidad por año.
La empresa operaba la central eléctrica de Humboldt Bay, Unidad 3 en Eureka, California . Es la planta nuclear comercial más antigua de California y su potencia máxima fue de 65 MWe. La planta funcionó durante 13 años, hasta 1976, cuando fue cerrada por modernización sísmica . Las nuevas regulaciones promulgadas después del accidente de Three Mile Island hicieron que la planta dejara de ser rentable y nunca se reinició. La Unidad 3 se encuentra actualmente en fase de desmantelamiento. Según el cronograma de actividades de desmantelamiento planificadas de PG&E, que incorpora varios supuestos, incluida la aprobación de su nuevo alcance propuesto, se espera que el desmantelamiento del sitio de la Unidad 3 concluya en 2019. [176]
Pacific Gas & Electric planeaba construir la primera planta de energía nuclear comercialmente viable en Estados Unidos en Bodega Bay , un pueblo de pescadores a ochenta kilómetros al norte de San Francisco . La propuesta fue controvertida y el conflicto con los ciudadanos locales comenzó en 1958. [177] En 1963, hubo una gran manifestación en el sitio de la propuesta planta de energía nuclear de Bodega Bay . [178] El conflicto terminó en 1964, con el abandono forzoso de los planes para la central eléctrica. [177]
Construidas en 1956, dos unidades de gas natural y fueloil en la central eléctrica de Humboldt Bay produjeron 105 MWe de potencia combinada. Estas unidades, junto con dos plantas móviles de energía de emergencia (MEPP) de 15 MWe, fueron retiradas en el verano de 2010 y reemplazadas por la estación generadora de Humboldt Bay, construida en el mismo sitio. [179] Produce 163 MWe utilizando gas natural como combustible y fueloil como respaldo de los motores diésel Wärtsilä . La nueva instalación es un 33% más eficiente y produce un 85% menos de compuestos formadores de ozono y un 34% menos de emisiones de gases de efecto invernadero. Tiene un sistema de enfriamiento de circuito cerrado, lo que elimina el uso de agua de la Bahía de Humboldt para enfriar. [179]
Como parte de un acuerdo con Mirant Services LLC por supuestas manipulaciones del mercado durante la crisis energética de California de 2001 , PG&E tomó propiedad de una unidad de gas natural parcialmente construida en Antioch, California . La unidad de 530 MW, conocida como Gateway Generating Station, fue completada por PG&E y puesta en funcionamiento en 2009.
El 15 de mayo de 2006, después de una larga y amarga batalla política, PG&E cerró su central eléctrica Hunters Point, de 48 años de antigüedad, en San Francisco . [180]
PG&E inició la construcción en 2008 de una planta de energía a gas natural de 660 MW ubicada en el condado de Colusa. Comenzó a funcionar en diciembre de 2010 y presta servicios a casi medio millón de residencias utilizando la última tecnología y diseño ambiental. [ necesita actualización ] La planta utilizará tecnología de enfriamiento seco para reducir drásticamente el uso de agua y turbinas de combustión más limpia para reducir las emisiones de CO 2 en un 35 por ciento en comparación con las plantas más antiguas. [181]
El 1 de abril de 2008, PG&E anunció contratos para comprar tres nuevas plantas de energía solar en el desierto de Mojave . Con una potencia de 500 MW y opciones para otros 400 MW, las tres instalaciones generarán inicialmente suficiente electricidad para abastecer a más de 375.000 residencias. [182]
En abril de 2009, el blog Next100 de PG&E informó que PG&E estaba pidiendo a la Comisión de Servicios Públicos de California que aprobara un proyecto de la empresa Solaren para entregar 200 megavatios de energía a California desde el espacio. Este método de obtener electricidad del sol elimina (en su mayor parte) la oscuridad de la noche que se experimenta en los sitios solares en la superficie de la tierra. Según el portavoz de PG&E, Jonathan Marshall, se espera que los costos de compra de energía sean similares a los de otros contratos de energía renovable. [183]
A partir de mediados de la década de 1970, los acontecimientos normativos y políticos comenzaron a alejar a las empresas de servicios públicos de California de un modelo de negocio tradicional. En 1976, la Legislatura del Estado de California enmendó la Ley Warren-Alquist de 1974 , [184] que creó y otorga autoridad legal a la Comisión de Energía de California , para prohibir efectivamente la construcción de nuevas plantas de energía nuclear. El Fondo de Defensa Ambiental (EDF) se presentó como interventor en el Caso de Tarifas Generales (GRC) de 1978 de PG&E, alegando que las solicitudes de aumento de tarifas de la compañía se basaban en proyecciones irrealmente altas de crecimiento de carga. Además, EDF afirmó que PG&E podría fomentar de manera más rentable la cogeneración industrial y la eficiencia energética que construir más plantas de energía. Como resultado de la participación de EDF en los casos de tarifas de PG&E, la Comisión de Servicios Públicos de California finalmente multó a la compañía con 50 millones de dólares por no implementar adecuadamente programas de eficiencia energética.
A principios de la primera década del siglo XXI, el director ejecutivo de PG&E Corporation, Peter Darbee , y el entonces director ejecutivo de Pacific Gas & Electric Company, Tom King, anunciaron públicamente su apoyo al Proyecto de Ley 32 de la Asamblea de California , una medida para limitar las emisiones de gases de efecto invernadero en todo el estado. emisiones y una reducción del 25% de las emisiones para 2020. El proyecto de ley fue promulgado por el gobernador Arnold Schwarzenegger el 27 de septiembre de 2006.
En 2014, PG&E tenía una combinación de energías renovables del 28%. [185] En 2016, el 32,9% de las fuentes de energía de PG&E eran renovables. [186]
Durante 2017, PG&E anunció que el 80% de la electricidad suministrada por la empresa proviene de fuentes libres de GEI, incluidas las energías renovables, la nuclear y la hidroeléctrica. Alrededor del 33% proviene de fuentes renovables, cumpliendo así el objetivo de California de que el 33% de la electricidad provenga de fuentes renovables para 2020, casi tres años antes. [187]
En junio de 2020, PG&E anunció un esfuerzo de I+D de 12 meses junto con Socalgas y Twelve para convertir biogás crudo en metano neutro en carbono . Esta tecnología permitiría que la energía procedente de recursos renovables (como la eólica y la solar ) genere combustible a partir de vertederos, aguas residuales y granjas lecheras. [188]
Pacific Gas and Electric Company informó que las emisiones totales de CO2e (directas + indirectas) para los doce meses que terminaron el 31 de diciembre de 2019 fueron de 4.510 Kt (-60 /-1,3% interanual). [189]
En 1970, la tribu Pit River inició un boicot a PG&E. La tribu afirmó que la tierra utilizada por PG&E era legítimamente suya y que debían recibir las ganancias de ella. Posteriormente, la gente envió cheques de boicot a la tribu, incluida la músico Buffy Sainte-Marie, que envió un cheque de 150 dólares. [193]
De 1952 a 1966, PG&E vertió "aproximadamente 370 millones de galones" de aguas residuales contaminadas con cromo 6 en estanques de aguas residuales sin revestimiento alrededor de la ciudad de Hinkley, California . [194] : 228 [195] PG&E utilizó cromo 6, "uno de los inhibidores de corrosión más baratos y eficientes disponibles comercialmente", en sus plantas de estaciones compresoras en sus torres de enfriamiento a lo largo de las tuberías de transmisión de gas natural. [194] [196]
PG&E no informó a la junta local de agua sobre la contaminación hasta el 7 de diciembre de 1987, lo que detuvo la acción en respuesta a la contaminación. [197] Los residentes de Hinkley presentaron una demanda exitosa contra PG&E en la que la empresa pagó 333 millones de dólares , [196] el acuerdo más grande jamás pagado en una demanda de acción directa en la historia de Estados Unidos. [198] El caso legal, dramatizado en la película de 2000 Erin Brockovich , se convirtió en una causa célebre internacional. [194] [195] [196] [199] [200] [201] [202] [203] [204] En respuesta, en 2001, a solicitud de CalEPA , se formó el Comité de Revisión de la Toxicidad del Cromato para investigar la Toxicidad del cromo-6 cuando se ingiere. En 2003, una audiencia en el Senado reveló que entre los miembros del comité había peritos de PG&E, quienes habían influido en el informe final de agosto de 2001, que falló a favor de PG&E y concluyó que otros informes eran alarmistas con estadísticas "falsamente altas" y que una evaluación adicional debería estar a cargo de académicos en entornos de laboratorio, no por parte de los reguladores. [200] [201] : 29 En julio de 2014, California se convirtió en el primer estado en reconocer que el cromo-6 ingerido está relacionado con el cáncer y, como resultado, ha establecido un nivel máximo de contaminante (MCL) de cromo-6 de 10 partes por mil millones ( ppb). [205] [206] Al establecer las regulaciones, se reconoció que en "estudios científicos recientes en animales de laboratorio, el cromo hexavalente también se ha relacionado con el cáncer cuando se ingiere". Anteriormente, cuando se establecían MCL de cromo más antiguos, "en el momento en que se establecieron los MCL de cromo total, no se consideraba que la ingestión de cromo hexavalente asociado con el consumo de agua potable representara un riesgo de cáncer, como es el caso ahora". [206]
Para 2013, PG&E había limpiado 54 acres, pero se estima que el proceso de remediación llevará otros 40 años. PG&E construyó una barrera de muro de concreto de aproximadamente media milla de largo para contener la columna, bombeó etanol al suelo para convertir el cromo-6 en cromo-3 y plantó acres de alfalfa. [207] Crearon una granja de pollos para utilizar la alfalfa. PG&E utiliza riego para mantener estos grandes círculos verdes en un área que de otro modo sería desértica, y se le pidió que lo detuviera debido al peligro actual de que los residentes inhalen cromo 6. [207]
En 2015, la Junta Regional de Control de Calidad del Agua de California, región de Lahontan, entregó a PG&E una nueva orden "para limpiar [sic] y reducir los efectos de la descarga de desechos de cromo o la amenaza de contaminación o molestias". [208] En el momento del informe, la columna se había expandido a "8 millas de largo y aproximadamente 2 millas de ancho, a lo largo del valle de Hinkley y en el valle de Harper Dry Lake", contaminando nuevas áreas. [207] [208] : 2 A principios de 2016, el New York Times describió a Hinkley como poco a poco convertida en una ciudad fantasma debido a la contaminación del área con propietarios que no podían vender sus propiedades. [209]
El epidemiólogo John Morgan [210] produjo un informe de 2010 para el Registro de Cáncer de California en el que argumentaba que no había ningún grupo de cáncer en Hinkley relacionado con el cromo 6. [211] En un estudio, Morgan había afirmado que las tasas de cáncer en Hinkley "permanecían sin complicaciones". de 1988 a 2008" diciendo que "los 196 casos de cáncer reportados durante la encuesta más reciente de 1996 a 2008 fueron menos de lo que se esperaría basándose en la demografía y la tasa regional de cáncer". [212] En 2013, el Centro para la Integridad Pública encontró deficiencias evidentes en el análisis de Morgan de 2010 que cuestionaban la validez de sus hallazgos. "En su primer estudio, descarta lo que otros ven como un verdadero grupo de cáncer en Hinkley. En su último análisis, excluye a las personas que estuvieron expuestas a la peor contaminación". [195]
El 16 de abril de 2013, un equipo de hombres armados abrió fuego contra la subestación de transmisión Metcalf en Coyote, California . El ataque dañó 17 transformadores de alto voltaje, causando daños por más de 15 millones de dólares. El equipo también cortó un cable de telecomunicaciones de fibra óptica propiedad de AT&T. PG&E y AT&T ofrecieron una recompensa de 250.000 dólares a quien tuviera información que condujera al arresto de los culpables, [213] [214] sin embargo, nunca fueron encontrados. La Oficina Federal de Investigaciones concluyó que no se trataba de terrorismo interno, [215] y el Departamento de Seguridad Nacional afirmó que tenían pruebas de que pudo haber sido un "trabajo interno". [216]
Los equipos de PG&E han sido a menudo la causa de incendios forestales en California. [217] PG&E ha sido declarada culpable de negligencia criminal en muchos casos relacionados con incendios. Estos incluyen el incendio Trauner de 1994, [218] un incendio de una subestación en San Francisco en 1996, el incendio Pendola de 1999, [219] un incendio de una subestación de San Francisco en 2003, el incendio Sims y el incendio Fred's en 2004, [220] una explosión y incendio eléctrico en San Francisco en 2005, la explosión de gas de Rancho Cordova de 2008, [221] la explosión del oleoducto de San Bruno de 2010 , [222] la explosión de gas de Carmel de 2014, [223] el incendio de Butte de 2015, el incendio de Camp de 2018, entre otros. [224]
Aproximadamente cuarenta de los 315 incendios forestales en el área de servicio de PG&E en 2017 y 2018 fueron supuestamente causados por equipos de PG&E. [225]
PG&E estaba en libertad condicional después de ser declarada penalmente responsable del incendio de San Bruno de 2010. [226] Después de ese incendio, un supervisor designado a nivel federal se centró inicialmente en las operaciones de gas, pero su alcance se amplió para incluir equipos de distribución de electricidad después de los incendios de octubre de 2017. Un caso separado involucró acusaciones de que la empresa de servicios públicos falsificó registros de gasoductos entre 2012 y 2017, y a enero de 2019 todavía se estaba considerando. [226]
PG&E, al igual que dos grandes empresas de servicios públicos del sur de California, ahora debe presentar un plan anual de prevención de incendios forestales. Los jueces de derecho de California que revisaron el plan presentado en febrero de 2019 sugirieron más métricas y asociaciones de mantenimiento con los gobiernos locales, pero recomendaron aprobar el plan. También recomendaron investigar si deshabilitar los equipos que reinician la transmisión de energía podría reducir la necesidad de cortes de energía. PG&E presentó una moción, que en mayo de 2019 aún no había sido resuelta, para modificar este plan y adelantar algunos de los plazos. [227]
La ley estatal sigue un principio de " condena inversa " por responsabilidad por incendios forestales, lo que significa que las empresas de servicios públicos son responsables de los daños resultantes de cualquier incendio causado por sus equipos, incluso si el mantenimiento de los equipos y la vegetación circundante se realizó según los estándares. [228] : 1 Esta política generó $30 mil millones de responsabilidad para PG&E por los incendios de 2017 y 2018 y la llevó a un proceso de quiebra. [228] : 1 [229] : 1 En julio de 2019, se creó un nuevo fondo fiduciario para incendios forestales de 21 mil millones de dólares para pagar los daños causados por futuros incendios forestales, que comenzó con un saldo 50-50 de dinero de los servicios públicos y de los clientes y también redujo el umbral de responsabilidad para servicios públicos hasta donde los clientes deben demostrar negligencia antes de que las empresas sean consideradas responsables. [229] : 1
A partir de 2019, los servicios públicos en el estado de California tienen un total de 26,000 millas de líneas de transmisión de alto voltaje y 240,000 millas de líneas de distribución . Las líneas de distribución llevan la electricidad directamente a los hogares; dos tercios de ellos en todo el estado están en la superficie. [230] : 1 Para las líneas de transmisión, el costo del soterramiento es de aproximadamente $80 millones por milla [231] : 1 mientras que para las líneas de distribución, el costo de las líneas subterráneas es de aproximadamente $3 millones por milla, en comparación con las líneas aéreas que cuestan aproximadamente $800 000 por milla . [230] : 1
La empresa de servicios públicos más grande del estado, PG&E, tiene 107.000 millas de líneas de distribución, 81.000 millas de las cuales están aéreas. El costo en 2019 de convertir todas las líneas aéreas de distribución de PG&E en líneas subterráneas costaría un total de $240 mil millones, o $15,000 por cliente de PG&E. (Esta estimación de costos es solo para líneas de distribución, no para líneas de transmisión de mayor voltaje). [230] : 1
En julio de 2021, PG&E anunció que planea enterrar 10,000 millas adicionales de sus líneas de distribución durante los próximos 10 años (alrededor de un 9% más; el 25% ya está bajo tierra) para reducir el riesgo de incendios forestales. [232] Ya cuenta con 27.000 millas de líneas de distribución subterráneas, pero generalmente no se encuentran en áreas de alto riesgo de incendio. [232] (A nivel nacional, el 18% de las líneas de distribución son subterráneas, en parte porque todos los nuevos desarrollos comerciales y residenciales se construyen de esta manera). [232] Se ha estimado que este proyecto costará alrededor de $4 millones por milla, o $40 mil millones en total. aunque la directora ejecutiva de PG&E declaró que espera poder reducir los costos a un total de entre 15 y 20 mil millones de dólares. [232] Es probable que los costos se trasladen a los 5,5 millones de clientes de la empresa de servicios públicos, que ya tienen algunas de las tarifas eléctricas más altas del país. [233]
El 19 de junio de 1997, un jurado del condado de Nevada en la ciudad de Nevada declaró a PG&E culpable de "un patrón de violaciones de poda de árboles que provocó un devastador incendio forestal en 1994 en la Sierra". [234] "PG&E fue condenada por 739 cargos de negligencia criminal por no podar árboles cerca de sus líneas eléctricas, la condena penal más grande jamás impuesta contra la empresa de servicios públicos más grande del estado". [234]
En la tarde del 9 de septiembre de 2010, un suburbio de San Francisco, San Bruno, California , resultó dañado cuando uno de los ductos de gas natural de PG&E que tenía "al menos 54 años de antigüedad, 30 pulgadas (76,2 centímetros) de diámetro y estaba ubicado bajo una intersección de calles en una zona residencial "...explotó enviando una "sección de tubería de 28 pies que pesaba 3,000 libras volando por el aire, impulsada por gas natural". [235] La explosión creó un cráter en el epicentro y "mató a ocho personas e hirió a casi cinco docenas más mientras destruía unas 100 casas". [236] El USGS informó que la onda de choque fue similar a un terremoto de magnitud 1,1. Tras el suceso, la empresa fue duramente criticada por ignorar las advertencias de un inspector estatal en 2009 y por no proporcionar procedimientos de seguridad adecuados. [237] El incidente fue luego investigado por la Junta Nacional de Seguridad en el Transporte (NTSB). El 30 de agosto de 2011, la NTSB publicó sus conclusiones, que culpaban de la explosión a PG&E. El informe afirma que el oleoducto que explotó, instalado en 1956, ni siquiera cumplía con los estándares de la época. [238]
PG&E fue acusada de "doce delitos penales que alegaban violaciones de la Ley de Seguridad de Gasoductos Naturales". [239] PG&E se declaró inocente de los "cargos penales tanto en la acusación inicial como en la sustitutiva, y optó por someter a los fiscales a sus pruebas". 239] [240] : 517 [241] El 1 de abril de 2014, un gran jurado de los Estados Unidos en San Francisco acusó a PG&E de violar "a sabiendas y intencionalmente" la Ley de Seguridad de Gasoductos Naturales [235] [242] .
En agosto de 2015, la Comisión de Servicios Públicos de California impuso una multa de 300 millones de dólares a PG&E, que ésta pagó. PG&E también "reembolsó 400 millones de dólares a los clientes de gas y acordó pagar 850 millones de dólares por mejoras de seguridad del sistema de gas. También resolvió más de 500 millones de dólares en reclamaciones que involucraban a las víctimas del desastre y sus familiares". [236]
Incluso en los años posteriores al desastre, PG&E no implementó procedimientos de seguridad exigidos legalmente para prevenir desastres similares. En diciembre de 2018 se emitió un informe de la CPUC [243] que concluyó que entre 2012 y 2017, PG&E no localizó ni marcó los gasoductos de manera oportuna debido a la escasez de personal, y la gerencia contó, posiblemente, "decenas de miles" de multas tardías. como completado a tiempo. Los contratistas confían en este proceso para saber dónde pueden excavar de forma segura. [244] PG&E recibió una multa de 110 millones de dólares por estas violaciones legales. [245]
En septiembre de 2015, el mortal y destructivo incendio Butte se inició en los condados de Amador y Calaveras . Mató a dos personas y destruyó cientos de estructuras. Una investigación encontró a PG&E responsable del incendio después de que un pino gris entrara en contacto con una de sus líneas eléctricas. [246]
En octubre de 2017, PG&E fue responsable de que sus propias líneas y postes iniciaran trece incendios distintos de los 250 que devastaron el norte de California. Estos incendios fueron provocados por "líneas de energía y distribución eléctrica, conductores y fallas de postes de energía". [247] A la espera de una mayor investigación, los investigadores de CAL FIRE han confirmado que los siguientes incendios fueron iniciados por equipos de PG&E:
El 2 de diciembre de 2016, en Fruitvale, Oakland, California, se produjo un incendio en un antiguo almacén que había sido convertido ilegalmente en un colectivo de artistas con espacios habitables conocido como Ghost Ship. Entre 80 y 100 personas asistieron a un evento en el espacio y 36 murieron. Los demandantes afirman que el incendio se debió a un fallo eléctrico. Se presentó un caso civil contra PG&E, alegando culpa. [249]
En agosto de 2020, PG&E resolvió una demanda civil para 32 de las víctimas, de las 36 que fallecieron en el incendio. [140] El monto del acuerdo no se reveló, pero se limitó al monto disponible bajo la cobertura de seguro de PG&E para el año 2016.
El incendio Tubbs fue un incendio forestal en el norte de California durante octubre de 2017. En ese momento, el incendio Tubbs fue el incendio forestal más destructivo en la historia de California, [250] [251] quemando partes de los condados de Napa , Sonoma y Lake , causando sus mayores pérdidas. en la ciudad de Santa Rosa . Las sospechas sobre la causa del incendio recayeron en PG&E, pero la compañía pareció quedar exenta de responsabilidad en este incidente después de que Cal Fire publicara los resultados de su investigación el 24 de enero de 2019, tras la noticia de que el precio de las acciones de la compañía saltó dramáticamente. [252] [253]
El 14 de agosto de 2019, el juez de quiebras de EE. UU. Dennis Montali , juez federal para los procedimientos de quiebra de PG&E de 2019, presidió una audiencia para las víctimas del incendio de Tubbs y presentaron su caso para un juicio civil estatal acelerado por jurado para resolver si PG&E tiene la culpa del incendio de Tubbs, en lugar del equipo del cliente que causó el incendio, según lo determine Cal Fire. El 16 de agosto de 2019, el juez dictaminó que el juicio puede avanzar "por un camino paralelo" porque "avanza los objetivos de esta quiebra". Tras el fallo del juez, el precio de las acciones de la empresa se hundió un 25%. [254]
El 6 de diciembre de 2019, PG&E propuso resolver los reclamos de las víctimas de incendios forestales por un total de $13.5 mil millones, lo que cubriría la responsabilidad derivada de los incendios Tubbs , Camp Fire , Butte y también una serie de incendios forestales que comenzaron el 8 de octubre. de 2017, denominados colectivamente Incendios Forestales de North Bay de 2017 . [129] La oferta se presentó como parte del plan de PG&E para salir de la quiebra. [130] [131] El caso judicial por el incendio de Tubbs fue reemplazado por el Acuerdo de Apoyo a la Reestructuración (RSA) del 9 de diciembre de 2019 [92] y por el plan de reorganización por quiebra aprobado, [17] en el que PG&E aceptó la responsabilidad por el incendio de Tubbs. .
En noviembre de 2018, PG&E y su empresa matriz fueron demandadas en el Tribunal Superior del Condado de San Francisco por múltiples víctimas del Camp Fire, el incendio forestal más mortífero y destructivo en la historia de California. [255] El Camp Fire destruyó más de 18.000 edificios, incluidas 14.000 viviendas, y fue particularmente devastador para los residentes más pobres. Aproximadamente el 90% de la población de la ciudad de Paradise, California, a junio de 2020, permanece dispersa en otras partes del estado y del país. [256] La demanda acusó a PG&E de no mantener adecuadamente su infraestructura y equipo. [257]
La causa del incendio, como lo indica el "informe de incidente eléctrico" de PG&E presentado a la Comisión de Servicios Públicos de California , fue un corte de energía en una línea de transmisión el 8 de noviembre, sólo 15 minutos antes de que se informara por primera vez del incendio cerca del mismo lugar. Una investigación posterior reveló que "un gancho roto pudo haber permitido que una pieza de equipo cargado eléctricamente se balanceara libremente y se acercara lo suficiente a la torre para formar un arco, proporcionando la chispa que encendió el incendio". [258]
El Departamento de Silvicultura y Protección contra Incendios de California y los reguladores estatales de servicios públicos están investigando a PG&E para determinar si cumplieron con las leyes estatales. [259] [260]
Como resultado, tanto Pacific Gas and Electric Company como la empresa matriz PG&E Corporation juntas [261] se acogieron al Capítulo 11 de la ley de quiebras el 29 de enero, después del período de espera de 15 días exigido por California. [262] [263] PG&E resolvió el proceso penal con una multa, se declaró culpable de un delito grave por iniciar un incendio ilegalmente y 84 delitos graves de homicidio involuntario . [256] [264]
El proceso de demanda civil continuó [141] y se resolvió mediante acuerdo. [129] [130] [131] El 1 de julio de 2020, PG&E financió el Fire Victim Trust (FVT) con $5.4 mil millones en efectivo y el 22.19% de las acciones de la reorganizada PG&E, que cubre la mayoría de las obligaciones de su acuerdo por el víctimas de incendios forestales. [143] [133] [144] PG&E tiene dos pagos más por un total de $1,350 millones en efectivo, programados para pagarse en enero de 2021 y enero de 2022, para completar sus obligaciones con las víctimas de los incendios forestales. [137]
El incendio Kincade fue un incendio forestal que ardió en el condado de Sonoma , California . El incendio comenzó al noreste de Geyserville en The Geysers a las 9:24 p.m. del 23 de octubre de 2019 y posteriormente quemó 77,758 acres (31,468 ha) hasta que el incendio estuvo completamente contenido el 6 de noviembre de 2019. El incendio amenazó a más de 90,000 estructuras y provocó evacuaciones generalizadas. en todo el condado de Sonoma, incluidas las comunidades de Geyserville, Healdsburg y Windsor . La mayor parte del condado de Sonoma y partes del condado de Lake estaban bajo advertencias de evacuación. [265] El incendio fue el más grande de la temporada de incendios forestales de California de 2019 .
Inicialmente, se desconocía si PG&E era culpable del incendio. [93] El 16 de julio de 2020, que fue después de que PG&E saliera de la quiebra, Cal Fire informó que el incendio fue causado por las líneas de transmisión de PG&E. [94] Los daños no estarían cubiertos por el acuerdo para las víctimas de incendios forestales que fue parte de la quiebra de PG&E. [95]
Al reconocer que "la temporada de incendios forestales de California de 2017 fue la temporada de incendios forestales más destructiva registrada", la CPUC emitió la Resolución ESRB-8 en julio de 2018. La resolución apoyó el uso de la desenergización como medio para mitigar los riesgos de incendios forestales y estableció la notificación, mitigación y requisitos de presentación de informes. [266] El primero de esos cortes de energía por motivos de seguridad pública (PSPS) realizados por PG&E ocurrió el 14 de octubre de 2018 y duró hasta el 16 de octubre para la mayoría de los clientes. Desde entonces, ha habido cortes de PSPS los días 8 y 9 de junio de 2019 y durante el resto del verano. En octubre de 2019, PG&E comenzó a cortar el suministro eléctrico en muchas regiones , como medida preventiva para ayudar a evitar incendios forestales causados por líneas eléctricas. [267]
Se esperaba que el cierre de casi 25.000 millas (40.000 km) de líneas eléctricas afectara a más de 2 millones de personas, del total de 16 millones de PG&E atendidos. Se proyectó que la energía permanecería cortada hasta varios días después de que los fuertes vientos amainaran, ya que todas las líneas cortadas deben ser inspeccionadas para detectar daños por viento. [268] Dos días después del apagón preventivo, los vientos comenzaron a amainar y PG&E restauró la energía a unos 500.000 clientes de un total de aproximadamente 800.000 que se quedaron sin electricidad. [269]
Los cortes de energía en California continuaron en 2020 y 2021. [270]
El 4 de enero de 2022, CalFire determinó que "el incendio Dixie fue causado por un árbol que entró en contacto con líneas de distribución eléctrica propiedad y operadas por Pacific Gas and Electric (PG&E) ubicadas al oeste de la presa Cresta". CalFire envió el informe de la investigación a la oficina del fiscal de distrito del condado de Butte, la misma oficina federal que procesó a PG&E en 2018 tras el incendio de Camp. [271]
En 2014, PG&E lanzó el proyecto "Pipeline Pathways", más tarde rebautizado como "Iniciativa comunitaria de seguridad de oleoductos", un esfuerzo de cuatro años de 500 millones de dólares para talar árboles a lo largo de las casi 7,000 millas de gasoductos de alta presión en California. PG&E dijo que la remoción de árboles era necesaria para 1) proporcionar acceso de emergencia en caso de que ocurriera un incidente debajo de un árbol y 2) proteger las tuberías de las raíces de los árboles. Muchas comunidades han protestado por la tala de árboles públicos y privados. [272] Según grupos de oposición locales, las afirmaciones de seguridad de PG&E para la remoción de árboles son incorrectas y la remoción de árboles hace que el monitoreo aéreo del oleoducto sea más rápido y económico. [273] En 2017, la organización sin fines de lucro Save Lafayette Trees presentó varias demandas en el Tribunal del Condado de Contra Costa afirmando que PG&E no realizó las revisiones adecuadas de la CEQA ni proporcionó un aviso público amplio antes de firmar acuerdos para la remoción de árboles. [274]
De hecho, la remoción de árboles por parte de PG&E en toda California puede haber causado un aumento generalizado del agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC, por sus siglas en inglés), según los propios estudios de raíces de árboles muertos de PG&E: "Dado el hecho de que se demostró que las raíces de los árboles causan daños al recubrimiento, se debe concluir que También aumentará la probabilidad de SCC. También es posible que las raíces de los árboles en descomposición puedan crear o aumentar la potencia de un ambiente de SCC en la superficie de la tubería al aumentar la cantidad de CO2 en el suelo". (Fuente: de "Effects of Tree Roots on External Corrosion Control", 25/03/15, Det Norske Veritas, sección 3.3 Fisuración por corrosión bajo tensión, p. 165 del informe final del TRIA) [275]
A mediados de 2010, PG&E lanzó nuevos medidores electrónicos que reemplazaron a los medidores eléctricos mecánicos tradicionales. Los clientes cuyos medidores fueron reemplazados por medidores inteligentes informaron haber visto aumentar sus facturas de energía y acusaron a la compañía de inflar deliberadamente sus facturas y cuestionaron la precisión de los medidores. Posteriormente, la Comisión de Servicios Públicos de California encargó una investigación. Partiendo del supuesto de que "la información recibida era información y documentación precisa y completa", la empresa de investigación informó que de las 613 pruebas de campo de medidores inteligentes, 611 medidores fueron probados con éxito y el 100% superó la precisión de registro promedio. Se descubrió que un medidor tenía errores graves y no funcionaba correctamente a su llegada, mientras que se descubrió que otro tenía errores graves durante la instalación. Por lo tanto, estos medidores fueron excluidos de las pruebas. [276] También hubo quejas de que la empresa no cumplió con la solicitud de los clientes de no reemplazar sus medidores mecánicos. Aunque el contratista que instaló los medidores cumpliría con estas solicitudes, PG&E eventualmente los reemplazaría de todos modos.
En 2010, PG&E fue acusada de intentar sofocar la competencia con la Proposición 16 , que exigía la aprobación de dos tercios de los votantes para iniciar o ampliar una empresa de servicios públicos local. Los críticos argumentaron que esto haría más difícil para los gobiernos locales crear sus propias empresas de energía, dándole efectivamente a PG&E un monopolio. La compañía también fue reprendida por proporcionar 46 millones de dólares para apoyar la medida electoral cuando los opositores recaudaron 100.000 dólares en la campaña. La propuesta fue rechazada con un 52,5% en oposición y un 47,5% a favor. [277]
En diciembre de 2011, la organización no partidista Public Campaign criticó a PG&E por gastar 79 millones de dólares en cabildeo y no pagar ningún impuesto durante 2008-2010, obteniendo en lugar de ello mil millones de dólares en devoluciones de impuestos, a pesar de obtener una ganancia de 4.800 millones de dólares y aumentar la remuneración de los ejecutivos en un 94%. % a 8,5 millones de dólares en 2010 para sus cinco principales ejecutivos. [278]
El 28 de febrero de 2002, tras el colapso de Enron, que utilizó contabilidad y asociaciones dudosas para ocultar su deuda, PG&E anunció que reexpresaría los resultados que se remontaban a 1999, para mostrar los arrendamientos relacionados con la construcción de centrales eléctricas que anteriormente se habían mantenido fuera de su balance. . [279]
El 27 de junio de 2003, PG&E National Energy Group, una unidad de PG&E Corporation, revisó su Formulario 10-K/A de 2002 para reclasificar ciertos ingresos y gastos de compensación, cuyo resultado neto es cero. PG&E revisó su Formulario 10-K/A de 2002 en consecuencia para reflejar el cambio.
En 2014, una investigación del gobierno estatal de California reveló que algunos altos ejecutivos de PG&E habían estado en comunicación regular con funcionarios de alto rango del organismo regulador estatal, la Comisión de Servicios Públicos de California, durante años. [280] PG&E y supuestamente también ha estado " comprando jueces " durante este tiempo. El vicepresidente de Asuntos Regulatorios de PG&E, Brian Cherry, el vicepresidente senior de Asuntos Regulatorios, Tom Bottorff, y la vicepresidenta de Procedimientos Regulatorios, Trina Horner, fueron despedidos después de que se reveló el escándalo de los correos electrónicos. [281]
A PG&E y otras empresas de servicios públicos propiedad de inversores a las que esencialmente se les concede el estatus de monopolio en California se les garantiza una tasa de rendimiento sobre el capital (ROE) justa y negociada. La tasa ROE de PG&E se fijó en el 10,4% y la CPUC fijó un rendimiento sobre la base tarifaria (ROR) en el 8,06% en diciembre de 2012. [3] [282] Las tarifas de electricidad de PG&E se encuentran entre las más altas de los Estados Unidos. En su artículo de 2013, Jonathan Cook, del Centro de Eficiencia Energética de UC Davis, describió los "factores únicos" que explican por qué las tarifas de PG&E son más altas que las de otras empresas de servicios públicos en California. [3] : 27–8 Según Cook, PG&E obtiene el 60% de su suministro de electricidad de generadores externos y el 40% de centrales nucleares, de combustibles fósiles e hidroeléctricas. [3] : 27–8 Muchas de las represas que producen la energía hidroeléctrica de PG&E se construyeron a principios del siglo XX y requieren un alto mantenimiento. Se estima que el costo del mantenimiento de la energía hidroeléctrica aumentará de 28 millones de dólares en 2012 a 48 millones de dólares. [3] : 28 PG&E "los gastos de capital actuales y de corto plazo están dominados por Diablo Canyon y su sistema hidroeléctrico". [3] : 28 Se espera que los gastos de operación y mantenimiento (O&M) aumenten, especialmente con las nuevas regulaciones vigentes después del accidente de Fukushima. [3] : 28 PG&E utiliza menos gas natural que sus competidores y se espera que "experimente tasas de crecimiento de precios más lentas", especialmente si los precios de los derechos de emisión son altos. [3] : 29
A partir de 2021 [update], las tarifas de electricidad de PG&E están un 80 % por encima del promedio nacional, principalmente debido a los altos costos fijos , que consumen entre el 66 y el 77 % de los gastos de todo el sistema y no cambian según la cantidad de electricidad que se consume. [283] Estos costos fijos incluyen mantenimiento, generación, transmisión, distribución y mitigación de incendios forestales. [283] Según un estudio realizado por el grupo de expertos sin fines de lucro Next 10 con el instituto de energía de la Escuela de Negocios Haas de UC Berkeley, la medición neta causa tarifas eléctricas más altas, porque muchos hogares con energía solar no están pagando su parte de los costos fijos del sistema, incluso aunque dependen del sistema para gran parte de su electricidad. [283] : 1
La Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) inició una investigación en diciembre de 2018 sobre las prácticas de "localización y marcación" de PG&E. [243] La CPUC había descubierto que PG&E falsificó decenas de miles de registros "Llame antes de excavar". [284] Además, la empresa violó las leyes estatales, puso en peligro a sus propios empleados y a los residentes de California a través de diversas prácticas empresariales ilícitas cada año entre 2012 y 2016. El estado de California multó a la empresa con 110 millones de dólares. [285] Todo esto ocurrió después de la explosión del oleoducto San Bruno en 2010 que PG&E causó debido a una negligencia similar. [286] PG&E respondió instituyendo un "Plan de acción correctiva", emitiendo una declaración sobre la importancia de la seguridad y despidiendo a varios empleados. Nick Stavropoulos, su director de operaciones y presidente, anunció un retiro en ese momento, aunque la compañía no dijo si era resultado directo de los hallazgos de la CPUC. [287]
En 2009, la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) aprobó por unanimidad una resolución que permitiría al Distrito de Riego del Sur de San Joaquín comprar las instalaciones eléctricas de PG&E en Manteca , Ripon y Escalon . [288] [289] [290] En marzo de 2016, el juez del Tribunal Superior del Condado de San Joaquín, Carter Holly, rechazó las afirmaciones de PG&E de que el Distrito de Irrigación del Sur de San Joaquín carece de ingresos suficientes para proporcionar servicio minorista de electricidad a las ciudades de Manteca, Ripon y Escalon y granjas circundantes." [291] La Revisión del Servicio Municipal (MSR) encontró que las tarifas de los clientes de SSJID serían un 15 por ciento más bajas que las tarifas de PG&E. [291]
El gigante energético ahora puede salir de la mayor reestructuración de servicios públicos de EE. UU.
El documento más útil es la Declaración de divulgación del Plan.
Cerro Potrero de San Francisco.
Pacific Gas & Electric Co., San Francisco. ... por los accionistas de las acciones preferentes , de las cuales John Martin y Eugene de Sabla son grandes propietarios .
{{cite book}}: |work=ignorado ( ayuda )CS1 maint: location missing publisher (link)procedimiento de reorganización concursal
Las reglas del Capítulo 11 le dan al gigante de servicios públicos de California lo que equivale a un tope en la compensación
Los investigadores de Cal Fire determinaron que el incendio forestal del condado de Sonoma que destruyó 374 casas y estructuras se remontaba a equipos de PG&E.
Número de publicación: RIX-RA-20-01
La agencia federal abandonó la amenaza de demandar a las víctimas de los incendios forestales de California si la empresa de servicios públicos se negaba a pagar los servicios de emergencia.
Procedimientos de estimación de reclamaciones de incendios forestales.
El acuerdo con los tenedores de bonos pone fin a la amenaza de un plan rival del capítulo 11 para la asediada empresa de servicios públicos de California
PG&E prometió $11 mil millones en efectivo a las aseguradoras, y las víctimas de incendios dicen que el acuerdo se interpone en el camino de un acuerdo del plan del capítulo 11
El gobernador de California critica el pacto de 11.000 millones de dólares que asegura votos para el plan de quiebra de la empresa
La empresa de servicios públicos de California ofrece financiar parte de los acuerdos con acciones. Algunos, sin embargo, no quieren ser dueños de "la empresa que quemó sus casas".
Los fondos de cobertura y otros inversores pueden ganar miles de millones con el complejo caso del capítulo 11, mientras que las víctimas de incendios, que pagaron parte del acuerdo en acciones, enfrentan incertidumbre sobre cómo retirar su dinero.
La decisión del juez libera a los demandantes de Ghost Ship para solicitar el pago de lo que los abogados de los demandantes dicen que es un fondo de 900 millones de dólares de dinero del seguro, pero los descalifica de una parte del acuerdo de 13.500 millones de dólares que se compartirá con las víctimas de los incendios forestales.
Aproximadamente la mitad de los 13.500 millones de dólares en compensación que PG&E está pagando a las víctimas de los incendios forestales serán en forma de acciones de la empresa, lo que dejará a aproximadamente 70.000 de ellos propietarios de poco más del 22 por ciento de PG&E una vez que salga de la quiebra. La compañía también planea pagar su deuda de bonos en su totalidad y sus actuales accionistas seguirán siendo propietarios de una gran parte de PG&E, un resultado inusual en casos de bancarrota del Capítulo 11 como este.
El paquete de pago total de 51,2 millones de dólares de Poppe se enriqueció principalmente con 41,2 millones de dólares en adjudicaciones de acciones, según muestra la presentación anual ante la SEC. El director ejecutivo de PG&E también recibió una bonificación de 6,6 millones de dólares y un salario base de 1,3 millones de dólares.
Alrededor del 18 por ciento de las líneas de distribución eléctrica del país están enterradas, incluidas las de casi todos los nuevos desarrollos residenciales y comerciales, según el Edison Electric Institute, un grupo comercial de la industria.
La mayoría de los costos probablemente correrán a cargo de los clientes de PG&E, cuyas tarifas de electricidad ya se encuentran entre las más altas de EE. UU.
El caso civil de los demandantes de Ghost Ship contra PG&E sostiene que el incendio que mató a 36 personas en un almacén de Oakland el 2 de diciembre de 2016 fue causado por una falla eléctrica. Los funcionarios nunca determinaron la causa del infierno, pero una investigadora principal testificó durante el proceso penal que creía que fue provocado por una falla eléctrica.
Entonces, ¿por qué los precios son tan altos? Una razón es que el tamaño y la geografía de California inflan los costos "fijos" de operar su sistema eléctrico, que incluyen mantenimiento, generación, transmisión y distribución, así como programas públicos como CARE y mitigación de incendios forestales, según el estudio. Esos costos no cambian según la cantidad de electricidad que consumen los residentes; sin embargo, entre el 66 y el 77 por ciento de las facturas de electricidad de los californianos se utilizan para compensar los costos de esos programas, encontró el estudio.
