California registra algunas de las tarifas eléctricas minoristas más altas del país, solo detrás de Hawái, aun cuando es el cuarto mayor productor de electricidad. Esa combinación, según Caleb Jasso, refleja una política energética que empuja las renovables por delante de los combustibles fósiles y traslada el costo al consumidor.
Jasso sostiene que un enfoque de «todo lo anterior», que combine combustibles fósiles con renovables, reduciría precios, evitaría picos tarifarios y ayudaría a asegurar confiabilidad. En cambio, afirma que el sistema californiano ha ido moviendo sus metas verdes hacia objetivos más extremos desde la aprobación del Renewable Portfolio Standard en 2002.
Ese estándar fijó primero una meta de 20% de energía renovable para 2017. Luego fue ampliado a 50% para 2030 en 2015, a 60% para 2030 en 2018 y a una meta final de 100% para 2045. Según Jasso, esas reglas obligan a las empresas de servicios públicos a comprar una porción creciente de su energía a un costo superior al que elegiría el mercado, y luego recuperan ese gasto elevando las tarifas.
El Independent System Operator de California, que opera el mercado mayorista de electricidad para cerca de 80% de California y una pequeña parte de Nevada, también aparece como parte central del esquema. Jasso afirma que ese operador respalda el impulso renovable de Sacramento, incluso cuando genera desafíos de confiabilidad y precios.
El artículo señala además que la solar y la eólica parecen más baratas que el gas natural y otros combustibles tradicionales gracias a subsidios públicos. Pese a la disminución forzada de su participación de mercado, el gas natural siguió aportando 31% de la generación neta total de electricidad de California en 2025.
Jasso recuerda el caso de California Solar Initiative, que proporcionó miles de millones de dólares en subsidios a techos solares antes de cerrarse en 2016. Quienes no tenían paneles solares absorbieron miles de millones en costos hasta que hubo reformas en abril de 2023.
Otro problema es la reducción de generación, o curtailment, que obliga a las empresas a comprar exceso de energía solar incluso cuando los consumidores no la usan. Ese costo también se traslada a las tarifas. A eso se suma que las plantas de gas deben limitar su producción durante el día y luego aumentar la generación al atardecer, cuando la demanda sube, lo que puede encarecer la operación.
Para compensar la intermitencia, California ha desplegado almacenamiento en baterías a gran escala. Hasta ahora, han entrado en operación 21,860 MW de almacenamiento, además de baterías fuera del estado. Pero Jasso advierte que esa capacidad se está estirando más allá de su rango de 4 a 8 horas, mientras el gas sigue siendo necesario para cubrir periodos estacionales o de varios días con baja producción solar y eólica.
El programa «cap-and-invest» añade más costos de cumplimiento para los productores, costos que terminan reflejándose en facturas más altas. El estado introdujo también el California Climate Credit, descrito como un dividendo devuelto a los consumidores, aunque Jasso dice que eso no resuelve las tarifas elevadas ni las políticas que las provocan.
La conclusión es política y económica a la vez: cuando el aparato estatal manipula el mercado eléctrico en nombre de la política climática, el resultado suele ser más caro para el contribuyente y menos confiable para el usuario. Los números primero. El mercado ya votó. Capital busca reglas claras.
