Washington State ha delineado un ambicioso plan para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, particularmente del sector de la construcción, con el objetivo de alcanzar una reducción de al menos el 95% en las emisiones provenientes del gas en los edificios para el año 2050. La Estrategia Energética Estatal de 2021 (SES) traza una hoja de ruta para eliminar las emisiones netas del sector de la construcción, principalmente a través de la electrificación, lo que implica una disminución significativa en el uso de gas natural y presenta desafíos para los modelos de negocio de las empresas de servicios de gas. El análisis se centra en Puget Sound Energy (PSE) como un modelo para examinar los impactos potenciales y las estrategias de mitigación para las empresas de servicios de gas y sus clientes. Entre las opciones para gestionar la transición se encuentran la reducción del tamaño del sistema de gas, la aceleración de la depreciación y la combinación de tarifas eléctricas y de gas. El informe compara la acción inmediata (2025) con la acción retrasada o no gestionada, destacando la necesidad de una planificación cuidadosa para proteger los intereses de todas las partes involucradas. Además, el Acta de Transformación de Energía Limpia (CETA) exige que la red eléctrica de Washington sea 100% limpia para 2045, mientras que la Ley de Compromiso Climático (CCA) introduce un programa de tope e inversión para las emisiones de gases de efecto invernadero. Las emisiones del sector de la construcción están creciendo rápidamente, representando el 28% de las emisiones de GHG del estado en 2019, y la SES prioriza la electrificación de los edificios, proyectando una disminución significativa en el uso de gas por tubería y un aumento en el consumo de electricidad. El análisis también considera el impacto de la carga de vehículos eléctricos en la red eléctrica y las inversiones de las empresas de servicios públicos, además de examinar opciones políticas para mitigar los desafíos tarifarios identificados en el modelo. La transición presenta desafíos y riesgos asociados con el alejamiento de los servicios de gas como parte de los esfuerzos de descarbonización. Se espera que la demanda de electricidad aumente, particularmente en el sector del transporte, mientras que el consumo de gas disminuirá. Las empresas de servicios de gas enfrentan desafíos ya que los requisitos de ingresos pueden no disminuir tan rápidamente como las ventas, lo que podría llevar a posibles aumentos en las tarifas. Las tarifas de gas en aumento pueden incrementar la carga energética para los clientes que permanecen en el sistema de gas, especialmente en los hogares de bajos ingresos. Las tarifas de gas más altas pueden alentar a los clientes más ricos a cambiar a electrodomésticos eléctricos, exacerbando el problema para los clientes restantes de gas. Los inversores de servicios públicos enfrentan riesgos de menores retornos o la incapacidad de recuperar el capital invertido si las tarifas aumentan demasiado rápido y ahuyentan a los clientes. Se propone un enfoque de «transición gestionada» para mitigar los riesgos tanto para los clientes como para los inversores, lo que incluye aumentar las tasas de depreciación para recuperar los costos de capital en un período más corto y usar un enfoque de electrificación en vecindarios para una retirada eficiente de activos. Acelerar la depreciación puede llevar a aumentos de tarifas a corto plazo, pero reduciría las tarifas a largo plazo y minimizaría el riesgo de activos varados, mejorando los resultados de equidad al recuperar más costos de los clientes actuales, incluidos aquellos que pueden electrificarse pronto, en lugar de dejar los costos a los clientes de menores ingresos en el futuro. El texto enfatiza la necesidad de que las empresas de servicios públicos y los reguladores equilibren varios impulsores de costos para mantener tarifas asequibles mientras se recupera el capital invertido durante la transición. 

Este texto describe un estudio que modela diferentes escenarios para la transición del uso de gas natural en edificios residenciales y comerciales, con el objetivo de lograr una descarbonización completa para 2065, alcanzando cero uso de gas antes de esa fecha. Se presentan cuatro escenarios: Transición Gestionada y Oportuna (2025), que implementa la electrificación agrupada y el retiro de activos a partir de 2025; Transición Gestionada Retrasada (2030), similar al primer escenario pero comenzando en 2030; Transición Gestionada Retrasada (2035), comenzando en 2035; y Transición No Gestionada (2050), donde la electrificación ocurre aleatoriamente en toda el área de servicio, con ajustes financieros iniciando en 2050. El estudio asume una disminución anual del 2% en el uso de gas por cliente debido a mejoras en la eficiencia de los edificios y la electrificación gradual, modelando también la reducción de clientes de gas correspondiente a la disminución en las ventas de gas. En los escenarios de transición gestionada, una fracción creciente de la electrificación ocurre en grupos, permitiendo el retiro de tuberías de gas principales, mientras que el escenario no gestionado ve algunos retiros de activos debido a la electrificación fortuita de calles enteras. Las figuras incluidas en el texto muestran la extensión de la demanda de gas por sector, el número de clientes residenciales y las ventas promedio por cliente, y la fracción de electrificación que resulta en el retiro de tuberías principales para cada escenario. Todos los escenarios alcanzan el 100% de electrificación para 2065, con impactos variables en la extensión física del sistema de distribución de gas y la gestión financiera. Los distintos escenarios analizados para la transición de los sistemas de servicios de gas muestran implicaciones significativas en las tarifas de los clientes y los costos de las empresas de servicios públicos. En todos los escenarios, las tarifas de gas residencial aumentan, pero permanecen más bajas y estables en el caso de la Transición Gestionada y Oportuna (2025). Retrasar la transición gestionada lleva a tarifas más altas debido a las inversiones continuas en el sistema y menos años para recuperar los costos. El escenario de Transición Gestionada y Oportuna (2025) mantiene las facturas anuales promedio de gas por debajo de $900 (en dólares de 2022) hasta la década de 2040, mientras que el escenario de Transición No Gestionada (2050) ve facturas que superan los $1,200 por año en 2044. Todas las proyecciones muestran facturas de gas ajustadas por inflación entre $840 y $920 por año hasta 2029. Los cálculos de las facturas incluyen tarifas de entrega, costos de la mercancía de gas, incorporación de biogás y costos de cumplimiento de la CCA. Un aumento rápido en las facturas entre 2045 y 2050 se debe a la suposición de mezcla de biogás e hidrógeno para reducir las emisiones. Aunque las tarifas de gas aumentan, las facturas promedio se mantienen más planas debido a la disminución del consumo de gas por cliente. Diferentes enfoques de gestión de la transición impactan la rentabilidad de la electrificación para los consumidores, enfatizando que una transición gestionada y oportuna resulta en tarifas de gas más bajas y estables para los clientes restantes en comparación con las transiciones no gestionadas o retrasadas. La importancia de una acción temprana en la gestión de la transición de los servicios de gas es crucial para minimizar los costos y riesgos tanto para la empresa de servicios públicos como para sus clientes, recomendándose cambios en las prácticas de depreciación y la alineación de los requisitos de ingresos decrecientes con la disminución de las ventas de gas. 

El documento analiza diversas estrategias para gestionar la transición de servicios de gas a electricidad, centrándose en el desplazamiento de costos para mitigar el aumento de tarifas de gas. Se presentan tres enfoques: transferir el retorno de inversión y los impuestos de los activos de gas a las tarifas eléctricas, trasladar los costos de depreciación además del retorno sobre el capital, y trasladar todos los ingresos necesarios para cumplir con un límite de tarifa de gas modelado. El análisis compara dos escenarios: una Transición Gestionada y Oportuna (2025) y una Transición No Gestionada (2050). Los hallazgos clave incluyen que la Transición Gestionada y Oportuna requiere menos desplazamiento de ingresos debido a tarifas de gas más bajas, mientras que la Transición No Gestionada muestra mayores posibles desplazamientos e impactos más significativos en las tarifas eléctricas. En la Transición Gestionada, las tarifas de entrega de electricidad podrían aumentar hasta 0.25 centavos/kWh en las décadas de 2040 y 2050, costando a un hogar totalmente eléctrico promedio alrededor de $30 al año. Por otro lado, en la Transición No Gestionada, los aumentos de tarifas eléctricas podrían alcanzar 1.5 centavos/kWh para 2050, costando aproximadamente $180 al año para un hogar típico totalmente eléctrico. El desplazamiento de costos comienza antes (2035 vs. 2040) en la Transición No Gestionada debido al aumento más rápido de las tarifas de gas. Se menciona que las tarifas de entrega de electricidad inicialmente disminuyen en las décadas de 2020 y 2030 debido al aumento del volumen de ventas en relación con el capital requerido, pero vuelven a subir después de mediados de la década de 2030 debido a las inversiones necesarias para la electrificación. Las transiciones gestionadas retrasadas (2030 y 2035) muestran resultados intermedios en términos de impacto en las tarifas eléctricas, con tiempos correspondientes a sus respectivos calendarios de acción. En general, los casos gestionados, particularmente aquellos con transiciones más tempranas, requieren menos desplazamiento de costos debido a tarifas de gas más bajas. A su vez, discute un Modelo de Transición Estratégica (STM) desarrollado por Synapse para analizar los impactos financieros de la transición de servicios de gas para cumplir con los objetivos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Los puntos clave incluyen que una transición temprana a un enfoque gestionado puede ahorrar a las empresas de servicios públicos entre $100 y $160 millones al año en costos presentes. La acción rápida reduce la probabilidad de una transición no gestionada y rápida con implicaciones adversas para la equidad y la seguridad. El modelo divide el sistema de gas en un sistema en retiro (residencial y comercial) y un sistema indefinido (industrial y distribución de alta presión). El STM calcula los requisitos de ingresos, métricas financieras y impactos en las tarifas para ambos sistemas. Aunque el modelo no captura todos los aspectos de las finanzas de las empresas de servicios públicos, proporciona información útil para la planificación y la formulación de políticas. Utiliza una depreciación lineal y asume que los activos que se retiran en un año determinado se seleccionan uniformemente de todas las edades de la planta existente. Los resultados sugieren que la electrificación basada en vecindarios y acciones para reducir el riesgo de costos no recuperables mientras se mejora la equidad deberían ser prioritarias para los líderes de servicios públicos y los responsables de políticas. 

El reporte presenta un modelo de transición estratégica (STM) para compañías de servicios públicos, centrado en la transición de gas hacia otras fuentes de energía. Este modelo tiene en cuenta la vida útil de los activos de 50 años, la inflación y el retiro de activos más antiguos. Los costos de retiro de capital y de operación y mantenimiento (O&M) cambian proporcionalmente con el número de clientes y las ventas. El modelo permite la transición de una depreciación lineal a una acelerada para los activos que se retiran en un punto definido por el usuario. Los parámetros de entrada incluyen datos financieros, costos de O&M, activos de capital y la asignación de ventas y clientes entre los sistemas en proceso de retiro y los indefinidos. Aunque el modelo simplifica ciertos aspectos, como tratar todos los activos de manera uniforme y utilizar escalas simples para los costos de retiro de capital y O&M, las cálculos implican establecer trayectorias fundamentales, aplicarlas a categorías de plantas y a categorías de O&M. Los costos se asignan entre los clientes de sistemas en proceso de retiro y los indefinidos basándose en diversos factores. El modelo busca ayudar a las utilidades a planificar una transición controlada fuera de los combustibles fósiles, minimizando los requisitos de ingresos, los aumentos de tarifas y los resultados inequitativos. En cuanto a la regulación de servicios públicos y la transición fuera del gas natural en el estado de Washington, el documento destaca los esfuerzos para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, especialmente en los edificios. El estado se está moviendo hacia una energía limpia con el objetivo de eliminar la electricidad basada en combustibles fósiles para 2045. Se prevé que el uso del gas en tuberías industriales decline más lentamente en comparación con otros sectores debido a las dificultades de electrificación. La Comisión de Utilidades y Transporte de Washington (UTC) regula los servicios públicos en el estado y permite a las utilidades usar activos regulatorios para distribuir los costos y suavizar las trayectorias de tarifas durante la transición. Se abordan conceptos financieros y regulatorios, incluyendo la base tarifaria, los requisitos de ingresos y la depreciación. Se describen estrategias para gestionar la transición del gas natural, como la electrificación a nivel de vecindario y el retiro de activos. Además, el documento considera los costos sociales de las emisiones de gases de efecto invernadero y recomienda utilizar una tasa de descuento social al evaluar inversiones. Reconoce la necesidad de abordar las cuestiones de equidad en las transiciones energéticas. A partir del 6 de junio de 2024, las utilidades de gas podrán proporcionar energía térmica en lugar de gas para cumplir con su obligación de servir a los clientes, sujeto a la aprobación de la comisión. El texto hace referencia a diversas políticas estatales, informes y estrategias relacionadas con la energía y la reducción de emisiones. 

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