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Entre 2021 y 2022 los usuarios pagaron miles de dólares extra.
LAREDO, Texas.- Dos años han transcurrido desde que la tormenta invernal Uri dejó al borde del colapso a gran parte de Texas debido a su intensidad y ocasionó que la red eléctrica estatal fallara durante días. Para evitar que la ciudadanía se quede sin energía ante un fenómeno de ese tipo, se han promulgado una serie de cambios legislativos, incluidos algunos apoyados por el gobernador Greg Abbott.
“La conclusión es que todo lo que había que hacer se hizo para reparar la red eléctrica en Texas”, dijo el gobernador en 2021, luego de las modificaciones realizadas, sin saber lo que le esperaba.
En marzo del 2021, después de que usuarios recibieran en sus hogares recibos de hasta 16 mil dólares por carecer de contratos de energía eléctrica, Abbott lo solucionó dando una política de “chequera abierta” para cobrar “lo que fuera necesario”, los usuarios siguen pagando tarifas altas y en ciudades como San Antonio, no existe más que sólo una tarifa y una empresa proveedora, no hay opción.
Aún cuando no ha habido un fenómeno meteorológico parecido al de febrero de 2021, ERCOT ha enfrentado diversos escenarios climatológicos que han puesto a prueba la red eléctrica del estado y dejado en evidencia que aún no está lista para responder ante situaciones adversas de magnitud similar.
Mientras tanto, la recién renovada Comisión de Servicios Públicos -PUC- se ha centrado en elaborar una revisión drástica del mercado de electricidad del estado de la estrella solitaria para garantizar que la red pueda satisfacer la creciente demanda. El enfoque de este rediseño está enfocado en cómo incentivar a los generadores para que construyan nuevas centrales eléctricas de gas natural, al tiempo que deja de lado las preguntas sobre cómo reducir la demanda de los consumidores
El proceso llegó a su fin en enero, cuando la Comisión aprobó por unanimidad el Mecanismo de Crédito de Rendimiento -PCM-, a través del cual entregaría efectivamente créditos lucrativos a los generadores de energía, como lo son los gigantes Vistra y NRG, que pueden proporcionar electricidad durante periodos de alta demanda. Los minoristas de electricidad, las empresas de servicios públicos a las que cobran sus facturas, al final pagarían esos créditos y, naturalmente, trasladarían el costo a los consumidores cotidianos.
La propuesta ha recibido decenas de negativas por parte de muchos actores. El propio consultor de energía de la PUC desaconsejó la política porque “implica un riesgo significativo debido a su novedad”, al igual que el monitor independiente de ERCOT. Grandes grupos empresariales como Texas Manufacturers, y la Asociación de Petróleo y Gas se pronunciaron en contra con el argumento de que aumentaría la factura de energía.
Se estima que la política costará al menos $400 millones de dólares al año a los clientes de electricidad, mientras que muchos expertos cuestionan si realmente será útil para impulsar nuevas plantas de energía.
Por Hispanic Global News
Créditos: elfinanciero.com.mx
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