La limitada infraestructura de transmisión es uno de los mayores obstáculos para el despliegue generalizado de las energías renovables en Estados Unidos. Muchas de las mejores regiones para la energía eólica y solar del país están lejos de las zonas con gran demanda de electricidad. Llevar electricidad desde estas regiones hasta los centros de carga suele requerir inversiones adicionales en transmisión. Además, la energía eólica y la solar son recursos intermitentes que resultan difíciles de gestionar para los operadores de la red. Los refuerzos de transmisión que conectan parques eólicos y solares de distintas regiones pueden reducir la variabilidad del sistema y facilitar su operación.
Lamentablemente, las inversiones tan necesarias siguen paralizadas por un marco regulatorio obsoleto. En virtud del marco regulatorio vigente, los reguladores estatales evalúan los proyectos de transmisión basándose en una valoración de la «necesidad» económica del proyecto desde la perspectiva del estado, sin tener en cuenta ningún beneficio fuera de sus fronteras.[1] Este marco funcionó razonablemente bien durante la mayor parte del siglo XX, un período en el que los sistemas de transmisión eran planificados, poseídos y operados por empresas de servicios públicos integradas verticalmente. Pero los sistemas de transmisión actuales son radicalmente distintos. Hoy, la transmisión se planifica y pertenece conjuntamente a empresas de servicios públicos desagregadas, y es operada de forma centralizada por una organización regional de transmisión (RTO) o un operador independiente del sistema (ISO). Además, los sistemas de transmisión actuales fomentan el acceso abierto a generadores externos y albergan un número cada vez mayor de instalaciones eólicas y solares. Las necesidades de inversión en transmisión de los sistemas eléctricos actuales tienen carácter regional. El marco regulatorio tradicional, centrado en los beneficios para cada estado, no es adecuado para fomentar este tipo de inversiones.
Afortunadamente, dos acontecimientos importantes en Estados Unidos están ejerciendo presión para que cambie el marco regulatorio vigente.[2] En primer lugar, la tendencia hacia mercados mayoristas regionales de electricidad competitivos ha puesto de relieve la coordinación regional en la planificación, la ubicación y la tarificación de las inversiones en transmisión. En segundo lugar, más recientemente, la mayor atención al cambio climático ha inspirado nuevas ideas sobre cómo evaluar los beneficios de los proyectos de transmisión que favorecen las energías renovables.
Como consecuencia de estas presiones, se ha impulsado la ampliación de la autoridad federal y regional para impedir que los estados retengan la potestad de expropiación forzosa en relación con nuevos proyectos de transmisión. En la Ley de Política Energética de 2005, el Congreso otorgó a la FERC una autoridad de «respaldo» para ampliar la transmisión en regiones limitadas del país que afrontaban restricciones de transmisión.[3] Sin embargo, la capacidad de la FERC para ejercer su autoridad de respaldo quedó severamente restringida por jueces del Cuarto Circuito en Piedmont Environment Council v. FERC.[4] En este caso judicial, el Tribunal de Apelaciones del Cuarto Circuito rechazó la interpretación de la FERC según la cual podía imponerse a los estados si estos denegaban explícitamente los proyectos.
Más recientemente, en 2011, la FERC emitió la Orden número 1000, que exige que todas las empresas de servicios públicos pertenecientes a RTO, ISO y otras «regiones de planificación» de transmisión participen conjuntamente en el proceso de planificación de la transmisión (la figura siguiente muestra las RTO, ISO y regiones de planificación en las que la FERC prevé que las empresas participen conjuntamente en la planificación de la transmisión).[5] Además de sus reformas de planificación, la Orden número 1000 también estableció seis principios de asignación de costos destinados a ayudar a las regiones de planificación de la transmisión a desarrollar métodos económicamente sólidos, equitativos y transparentes para asignar los costos de los nuevos proyectos de transmisión.
Lamentablemente, pese a estos importantes avances, son esenciales reformas regulatorias adicionales. La Orden 1000 de la FERC contribuyó a modernizar la regulación relativa a la planificación de la transmisión y la asignación de costos, pero no llegó a prevalecer sobre la autoridad estatal en materia de ubicación de instalaciones de transmisión. Muchos estados aún se basan en leyes de ubicación que no consideran los beneficios de los nuevos proyectos más allá de sus fronteras. Además, aunque la Orden 1000 estableció principios de asignación de costos para las regiones de planificación de la transmisión, la asignación de costos dista mucho de ser una cuestión resuelta. Un caso judicial reciente demuestra lo «espinoso» de este asunto. El pasado junio, el Tribunal de Apelaciones del Séptimo Circuito anuló la decisión de la FERC de aplicar un cargo uniforme a las empresas de servicios públicos por un proyecto de transmisión en PJM (la mayor RTO de Estados Unidos), alegando que la FERC no había intentado evaluar cómo se distribuirían entre las empresas de la región PJM los beneficios del nuevo proyecto.[6]
Se necesita un cambio radical en la manera en que Estados Unidos regula la ubicación de las instalaciones de transmisión y la asignación de costos. La planificación, la ubicación y la tarificación de la transmisión ya no son asuntos estatales, sino regionales y federales. Los grandes mercados regionales de electricidad actuales requieren inversiones en transmisión que abarquen varios estados. Los refuerzos de transmisión interestatales son esenciales si queremos integrar grandes cantidades de capacidad de generación de energía renovable. Los estados deberían formar organizaciones voluntarias multiestatales o delegar en organizaciones regionales (RTO e ISO) o en la FERC las decisiones sobre la ubicación de instalaciones de transmisión. En cuanto a la asignación de costos, la Orden 1000 de la FERC es un buen primer paso, pero las empresas de servicios públicos dentro de las RTO, ISO y otras «regiones de planificación» deben desarrollar conjuntamente procedimientos de asignación de costos aceptables para las partes implicadas. Abordar estas espinosas cuestiones regulatorias es esencial para la expansión de las energías renovables en Estados Unidos.
[1] Véase Jim Rossi, «La autoridad de ubicación de líneas de transmisión eléctrica como caballo de Troya», 39 ENVTL. L., 1019 (2009).
[2] Ibíd., 1023-1032.
[3] 16 U.S.C. § 824p(a)–(b) (2006).
[4] Piedmont Environment Council v. FERC, 558 F.3d 304 (4th Cir. 2009).
[5] Véase Federal Energy Regulatory Commission, Orden n.º 1000 – Planificación de la transmisión y asignación de costos, disponible en http://www.ferc.gov/industries/electric/indus-act/trans-plan.asp (consultado por última vez el 31 de marzo de 2015).
[6] Illinois Commerce Comm’n, et al. v. FERC, 756 F.3d 556 (7th Cir. 2014).
Este artículo se publica en colaboración con The Energy Collective. La publicación no implica que el Foro Económico Mundial respalde las opiniones expresadas.
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Autor: Max Luke es colaborador de The Energy Collective.
Imagen: Un técnico trabaja en una línea eléctrica en Arkansas. REUTERS/Carlo Allegri
