Compañía de gas y electricidad del Pacífico

Corporación PG&E

Tipo de empresa	Público
Comercializado como	Bolsa de Nueva York : PCG Componente del S&P 500
Industria	Electricidad Gas natural
Fundado	1905 ; hace 119 años ( 1905 )
Sede	300 calle del lago Oakland, California , Estados Unidos
Personas clave	Corporación PG&E: Robert Flexon (presidente) Patti Poppe (directora ejecutiva) Carolyn Burke (vicepresidenta ejecutiva y directora financiera) Compañía Pacific Gas & Electric: Sumeet Singh (Vicepresidente Ejecutivo y Director de Operaciones) Peter Kenny (Vicepresidente sénior, Electricidad) Joseph Forline (Vicepresidente sénior, Gas)
Productos	Electricidad Gas natural
Ganancia	US$ 24,43 mil millones (2023)
Ingresos de explotación	2.670 millones de dólares (2023)
Lngresos netos	2.240 millones de dólares (2023)
Activos totales	125.700 millones de dólares (2023)
Patrimonio total	US$25.040 millones (2023)
Número de empleados	aproximadamente  28.000 (2023)
Sitio web	pgecorp.com
Notas a pie de página / referencias [1]

La Pacific Gas and Electric Company ( PG&E ) es una empresa de servicios públicos estadounidense propiedad de inversores (IOU) . ^[2] La empresa tiene su sede en 300 Lakeside Drive , en Oakland, California . PG&E proporciona 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 las empresas de servicios públicos predecesoras, y en 1984 era la "empresa de servicios públicos eléctricos más grande de los Estados Unidos". ^[6] PG&E es una de las seis empresas de servicios públicos eléctricas (IOU) reguladas y propiedad de inversores en California; las otras cinco son PacifiCorp , Southern California Edison , San Diego Gas & Electric , Bear Valley Electric y Liberty Utilities . ^[7]

En 2018 y 2019, la empresa recibió una amplia notoriedad mediática cuando las investigaciones del Departamento de Silvicultura y Protección contra Incendios de California (Cal Fire) encontraron que la infraestructura de la empresa era la principal responsable de causar dos incendios forestales devastadores separados en California, incluido el Camp Fire de 2018 , ^{[8] [9]} el incendio forestal más mortífero en la historia de California. La constatación formal de responsabilidad condujo a pérdidas en el tribunal federal de quiebras. ^[10] El 14 de enero de 2019, PG&E anunció su presentación a la quiebra 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 el 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 saliera de la quiebra. ^{[15] [16] [17]}

En la década de 1850, el gas manufacturado se introdujo en los Estados Unidos para la iluminación. Las ciudades estadounidenses más grandes del este construyeron fábricas de gas , pero el oeste no tenía industria del gas. San Francisco tenía alumbrado público solo 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 mayor operación de construcción naval de la Costa Oeste, y se interesaron en la fabricación de gas ^{[18] : 11  [20]} Joseph G. Eastland, ingeniero y empleado de la fundición, se unió 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 erigir una fábrica de gas, colocar tuberías en las calles e instalar farolas para iluminar la ciudad con "gas brillante". El consejo especificó que el gas debería suministrarse a los hogares "a tarifas que les convengan para usarlo con preferencia a cualquier otro material". ^{[18] : 11–12} Eastland y los hermanos Donahue incorporaron la San Francisco Gas Company el 31 de agosto de 1852, con $150,000 de capital autorizado . Se convirtió en la primera empresa de servicios de gas en el Oeste. Su sello oficial llevaba la inscripción " Fiat Lux " (que se haga la luz), el mismo eslogan que más tarde adoptó 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 las obras 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 terminaron unos meses después. La noche del 11 de febrero de 1854, las calles de San Francisco se iluminaron por primera vez con gas. Para celebrar el acontecimiento, la empresa celebró un banquete de gala en el Hotel Oriental. ^{[18] : 13} La iluminación a gas ganó rápidamente el favor del público. En el primer año de funcionamiento, la empresa tenía 237 clientes. Ese número se duplicó con creces al año siguiente, hasta llegar a 563. A finales de 1855, la empresa había tendido más de 6 ½ millas de tuberías y había 154 farolas en funcionamiento. ^{[18] : 15}

La creciente popularidad del gas light dio lugar a la aparición de empresas de gas competidoras, entre ellas 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 Bank of California fundó la City Gas Company en abril de 1870 para competir con el monopolio del gas que tenía 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 Bank of California obtuvo la propiedad parcial del "monopolio de gas más lucrativo del Oeste". ^[21] El 1 de abril de 1873, se formó la San Francisco Gas Light Company, que representaba 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, se enfrentaron a 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 historial de puesta en servicio de 1952, en 1879, San Francisco fue la primera ciudad de los EE. UU. en tener una estación generadora central para clientes eléctricos. ^{[18] : 59  [23]} Para seguir siendo competitiva, la San Francisco Gas Light Company introdujo la lámpara Argand ese mismo año. La lámpara aumentó la capacidad de iluminación 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 erigió en 1888 frente al Ayuntamiento , y la red eléctrica que la sustentaba se amplió gradualmente. La California Electric Light Company construyó una segunda estación generadora en 1888 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 la Pacific Gas Improvement Company en 1884. Bajo la gestión 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), actuando como secretario y presidente, respectivamente, eventualmente poseyeron y controlaron no solo la Pacific Gas Improvement Company sino también la Pacific Gas Lighting Company (Pacific Lighting Company).

En 1888, San Francisco Gas Light construyó su propia planta de gas de agua en las instalaciones de gas de Potrero . La fabricación de gas de agua resultó exitosa debido a la mayor disponibilidad de petróleo barato. La compañía decidió construir una planta de gas moderna con tecnología actualizada de fabricación de gas de agua y una planta moderna de gas de carbón como cobertura contra la escasez en el suministro de petróleo. ^[25] En 1891, se completó la planta de gas de North Beach bajo la dirección del presidente e ingeniero de San Francisco Gas Light, Joseph B. Crockett. La instalación era el mayor depósito de gas en los EE. UU. al oeste de Chicago. ^{[18] : 84  [25]}

En 1896, la Edison Light and Power Company se fusionó con la San Francisco Gas Light Company para formar la nueva San Francisco Gas and Electric Company. ^{[18] : 71} La consolidación de las compañías de gas y electricidad resolvió los problemas de ambas empresas de servicios públicos al eliminar la competencia y producir ahorros económicos mediante la operación conjunta. ^{[18] : 80–82} Otras compañías que comenzaron a operar como competidores activos pero que finalmente se fusionaron con la San Francisco Gas and Electric Company incluyeron la Equitable Gas Light Company, la Independent Electric Light and Power Company y la Independent Gas and Power Company. ^{[18] : 90} En 1903, la compañía compró a su principal competidor en iluminación a gas, la Pacific Gas Improvement Company. ^{[18] : 46–48}

John Martin y Eugene J. de Sabla comenzaron como mineros de oro a lo largo del río Yuba, ^{[26] [27]} aprovechando la energía hidroeléctrica y construyendo plantas hidroeléctricas en Nevada City (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 la Yuba Power Company. ^[28] En 1900, Martin y de Sabla crearon la 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 iniciaron la California Gas & Electric Company para adquirir y fusionar empresas 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, San Francisco Gas & Electric Company. ^[26]

En 1905, Martin y de Sabla formaron la 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, la San Francisco Gas and Electric Company y la California Gas and Electric Corporation se fusionaron para formar la Pacific Gas and Electric Company (PG&E) el 10 de octubre de 1905. ^[23] La consolidación le dio a la California Gas and Electric Corporation acceso al gran mercado de San Francisco y una base para una mayor financiación. La San Francisco Gas and Electric Company, a su vez, pudo reforzar su sistema eléctrico, que hasta entonces había sido alimentado completamente 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 distribuir gas natural a San Francisco y al norte de California en 1930. El gasoducto más largo del mundo conectaba los yacimientos de gas de Texas con el norte de California, con estaciones de compresión que incluían torres de enfriamiento cada 300 millas (480 km), en Topock, Arizona , en 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 gas contaminante, aunque mantuvo algunas plantas en espera. Hoy en día, una red de ocho estaciones de compresión conectadas por "40.000 millas de tuberías de distribución y más de 6.000 millas de tuberías de transporte" sirve a "4,2 millones de clientes desde Bakersfield hasta la frontera con Oregón". ^[4]

En los años 1950 y 1960, tanto en las estaciones compresoras de Topock como en las de Hinkley, se utilizó un aditivo de cromo hexavalente para evitar la oxidación en las torres de refrigeración, que más tarde fue la causa de la contaminación de las aguas subterráneas de Hinkley . ^[4] Se desechó el agua de las torres de refrigeración "adyacentes a las estaciones compresoras". ^{[4] [36]}

PG&E se vio afectada significativamente por el terremoto de San Francisco de 1906. ^[23] Las oficinas centrales de la compañía resultaron dañadas por el terremoto y destruidas por el incendio posterior. Su subsidiaria San Francisco Gas and Electric Company en particular sufrió una pérdida significativa de infraestructura, ya que sus sistemas de distribución (millas de tuberías de gas y cables eléctricos) fueron desmembrados. Solo dos plantas de gas y dos plantas eléctricas, todas ubicadas 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 pies en la central 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 capital sustancial de la empresa le permitió sobrevivir, reconstruirse y expandirse. ^[40]

En 1906, PG&E compró la 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 sus vías y servicios se expandieron posteriormente. ^{[41] [42]} En 1931, la Sacramento Street Railway Division 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 en servicio de autobús, y la vía fue abandonada 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 subsidiaria, Federal Engineering), Phillips Petroleum y Mack Trucks , estaban comprando líneas de tranvía y convirtiendo rápidamente la mayoría de ellas en servicio de autobús. Este consorcio fue condenado en 1949 por cargos federales relacionados con 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 constitución, PG&E hizo importantes incursiones en la industria hidroeléctrica del norte de California mediante la compra de instalaciones de almacenamiento y conducción de agua existentes. Estas 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 abarcaban 37.000 millas cuadradas en 30 condados. ^[47]

La empresa se expandió en la década de 1920 a través de una consolidación estratégica. Entre las adquisiciones importantes durante este período se encuentran la California Telephone and Light Company, la Western States Gas and Electric Company y la Sierra and San Francisco Power Company, que proporcionaba energía hidroeléctrica a los tranvías de San Francisco. ^{[18] : 277–283  [48]} Estas tres empresas añadieron valiosas propiedades y fuentes de energía y agua. A finales de 1927, PG&E tenía casi un millón de clientes y proporcionaba electricidad a 300 comunidades del norte de California. ^{[18] : 277–283}

En 1930, PG&E compró la mayoría de las acciones de dos importantes sistemas de servicios públicos de California (Great Western Power y San Joaquin Light and Power ) a 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 estas empresas de servicios públicos no resultó en una fusión inmediata de propiedad 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 servicio 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 alteró drásticamente con el descubrimiento de enormes campos 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 gasoducto de 300 millas desde el campo petrolífero de 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 gasoducto 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 redujeron profundamente las reservas naturales del estado. ^{[18] : 306–307  [49]} En 1947, PG&E firmó un contrato con la Southern California Gas Company y la Southern Counties Gas Company para comprar gas natural a través de un nuevo gasoducto de 1.600 kilómetros que iba desde Texas y Nuevo México hasta Los Ángeles. ^{[18] : 306–307} Se llegó a otro acuerdo con la 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 804 kilómetros 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 con la Comisión de Bolsa y Valores con respecto al estado de la empresa como subsidiaria de North American Company . Como se describe en la Public Utility Holding Company Act de 1935 , una subsidiaria de servicios públicos se definió como una empresa de servicios públicos con más del 10% de sus acciones en manos de una sociedad de cartera de servicios públicos. Aunque el 17% de las acciones de PG&E estaba en manos de North American Company en ese momento, PG&E presentó una solicitud ante la SEC para ser eximida del estado de subsidiaria con el argumento de que la propiedad del 17% no le daba el control a North American Company y porque North American Company ocupaba solo dos puestos de miembros de la junta. ^{[18] : 314–316  [52]} North American Company respaldó la solicitud de PG&E al afirmar que estaban involucrados en operaciones comerciales en una capacidad limitada. ^[53] La solicitud permaneció sin resolver hasta 1945, cuando North American Company vendió acciones que llevaron su propiedad a menos del 10%. La SEC dictaminó entonces que PG&E no era una subsidiaria de la North American Company. ^[54] En 1948, la North American Company 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 inicialmente produjo 5.000 kilovatios de energía, suficiente para abastecer a una ciudad de 12.000 habitantes. ^{[55] [56]}

Además de la energía nuclear, PG&E continuó desarrollando también 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, hasta California, a través de un gasoducto construido por Westcoast Transmission Co. y la Alberta and Southern Gas Company en el lado canadiense, y por Pacific Gas Transmission Company, una subsidiaria de PG&E, en el lado estadounidense. ^{[57] [58]} La construcción del gasoducto duró 14 meses. ^[59] Las pruebas comenzaron en 1961, ^[60] y el gasoducto completado 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 apertura de la planta se retrasó durante varios años debido a las protestas ambientales ^{[62] [63]} y las 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 suministros de gas natural desde el Norte hasta su área de servicio en California. En 1972, la empresa comenzó a explorar las posibilidades de construir un gasoducto de 3.000 millas desde Alaska, que atravesaría el valle del río Mackenzie y se uniría al gasoducto construido anteriormente que se originaba en Alberta. ^[70]

En 1977, el proyecto del oleoducto del valle de Mackenzie recibió la aprobación de la  Comisión Federal de Energía de los 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 atravesaría 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 Dynamos and Virgins en una época en la que había un creciente movimiento antinuclear. ^{[74] [6]} David Roe, que era ecologista y consejero general de la Costa Oeste del Environmental Defense Fund , "arremetió contra la suposición de larga data de que el crecimiento constante de la capacidad de generación de energía nuclear y a carbón era la única solución a las necesidades energéticas del país". Basó sus argumentos en un análisis económico "destinado a demostrar que un cambio hacia la conservación de la energía y las fuentes de energía alternativas por sí solo 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 holding, PG&E Corporation, que constaba de dos subsidiarias: PG&E, la empresa de servicios públicos regulada, y una empresa de energía no regulada.

A finales de los años 1990, en el marco de la desregulación del mercado eléctrico , esta empresa de servicios vendió la mayoría de sus plantas de energía a gas natural . La empresa conservó todas sus plantas hidroeléctricas , la planta de energía Diablo Canyon y unas pocas plantas de gas natural, pero las grandes plantas de gas natural que vendió representaban 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, aumentó artificialmente los precios de la electricidad cada vez más. Esto condujo a la crisis de la electricidad de California que comenzó en 2000 en Path 15 , un corredor de transmisión construido por PG&E.

Debido a una grave escasez de energía, los apagones rotativos comenzaron el 17 de enero de 2001.

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 Misión de San Francisco se incendió. PG&E fue finalmente 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 una mala gestión de la vegetación por parte de PG&E. ^[77]

En 1998, se inició 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 suministraran 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 podía comprar energía hidroeléctrica "barata" en virtud de contratos a largo plazo con la presa Bonneville y otras fuentes. La sequía y las demoras en la aprobación de nuevas plantas de energía y la manipulación del mercado redujeron la capacidad de generación de energía eléctrica disponible que podía generarse en el estado o comprarse en virtud de contratos a largo plazo fuera del estado. El clima cálido provocó un mayor consumo, apagones esporádicos y otros problemas.

Con poca capacidad de generación propia excedente, 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 se aprovecharon de 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. Incapaz de cambiar las tarifas y vender electricidad a los consumidores por lo que les costaba en el mercado abierto, PG&E comenzó a perder dinero.

La empresa PG&E (la empresa de servicios públicos, no la sociedad matriz) se declaró 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 suministrar energía a los 5,1 millones de clientes de PG&E bajo las mismas reglas que exigían al estado comprar electricidad a un alto costo de mercado para satisfacer la demanda y venderla a un precio fijo más bajo, y como resultado, el estado también perdió cantidades significativas de dinero. La crisis le costó a PG&E y al estado entre 40 y 45 mil millones de dólares. ^[78]

La empresa de servicios públicos PG&E salió de la bancarrota 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 requerida ] [ ¿cuándo? ]}

Ante posibles pasivos de 30 mil millones de dólares por los múltiples incendios forestales ocurridos entre 2015 y 2018, la Pacific Gas and Electric Company (PG&E) inició el 14 de enero de 2019 el proceso de declaración de quiebra con un aviso de 15 días de intención de declararse en quiebra. ^{[79] [11] [80]} El 29 de enero de 2019, PG&E Corporation, la empresa matriz de PG&E, se declaró en quiebra. ^{[81] [82]} Debido a que los sobrevivientes de los incendios son acreedores no garantizados con la misma prioridad que los tenedores de bonos, solo se les pagaría en proporción al tamaño de su reclamación si queda algo después de que se paguen las reclamaciones garantizadas y prioritarias ; esto casi aseguró que no se les pagará en su totalidad. ^{[83] [ ¿cuándo? ]} PG&E tenía como fecha límite el 30 de junio de 2020 para salir de la bancarrota a fin de participar en el fondo de seguro contra incendios forestales del estado de California establecido por la 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, se agregó potencialmente la responsabilidad por el incendio de Tubbs cuando el juez de quiebras de EE. UU. Dennis Montali dictaminó que se podía proceder a un juicio con jurado estatal de vía rápida para resolver quién es culpable del incendio de Tubbs. Cal Fire determinó que el equipo del cliente era el culpable, pero los abogados que representan a las víctimas de los incendios forestales afirmaron que el equipo de PG&E era el culpable. ^{[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.

La responsabilidad por el incendio de Kincade que comenzó el 23 de octubre de 2019 se agregó potencialmente, porque inicialmente se desconocía si PG&E tuvo o no la culpa del incendio. ^[93] El 16 de julio de 2020, que fue después de que PG&E saliera de la bancarrota, 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 bancarrota de PG&E. ^[95]

PG&E acordó por $1 mil millones con los gobiernos estatales y locales en junio de 2019, ^{[96] [97]} y acordó por $11 mil millones 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 estaba ofreciendo $8.4 mil millones por daños por incendio, Cal Fire y FEMA. ^[100] Si más de 500 casas fueron completamente destruidas por el incendio de Kincade , y se encontró que PG&E tuvo la culpa, entonces las partes que acepten los acuerdos pueden tener la opción de retirarse de los acuerdos. ^{[93] [101]} Más tarde, PG&E ofreció un fondo de $13.5 mil millones para cubrir las reclamaciones de las víctimas de 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 una solicitud superpuesta de $2.3 mil millones, ^[107] pero luego acordaron $1 mil millones después de que se pagara a todas las víctimas de incendios forestales. ^{[108] [109] [110] [111]}

Las reclamaciones de 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 de EE. UU. James Donato fue asignado al proceso de estimación de las reclamaciones de las víctimas de incendios forestales, incluido si las reclamaciones por lesiones personales y muerte por negligencia pueden incluir o no daños debidos a angustia emocional. ^{[113] [114]} El juez Donato tenía previsto comenzar las audiencias el 18 de febrero de 2020 para determinar cómo hacer la estimación y cuánto debe depositar PG&E 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 por quiebra aprobado. ^[17]

El 9 de octubre de 2019, el juez Montali permitió que se considerara el plan de reorganización propuesto por los tenedores de bonos senior junto con el plan propuesto por PG&E. La propuesta de los tenedores de bonos senior contó con el apoyo del comité de víctimas de incendios forestales, que dijo que sus reclamaciones podrían valer $13.5 mil millones. ^{[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]} Más tarde, 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 las reclamaciones de las víctimas de incendios forestales y otros reclamantes, 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 pone el monto total para reclamos por incendios en $25.5 mil millones. ^[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 otros reclamos. ^{[98] [97] [103]} El acuerdo de $11 mil millones para compañías de seguros y fondos de inversión fue rechazado por el gobernador del estado de California, Gavin Newsom , y por el comité de víctimas de incendios forestales. ^{[125] [126] [127]} Más tarde, 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 las reclamaciones de las víctimas de los incendios forestales por un total de $13.5 mil millones, que cubrirían la responsabilidad por su responsabilidad originada en el incendio de Camp , el incendio de Tubbs , el incendio de Butte , el incendio del almacén de Ghost Ship y también una serie de incendios forestales que comenzaron el 8 de octubre de 2017, colectivamente llamados los incendios de North Bay de 2017. ^[129] La oferta se presentó como parte del plan de PG&E para salir de la bancarrota. ^{[130] [131]} Las víctimas de los incendios forestales recibirán la mitad de su acuerdo de $13.5 mil millones en 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 en el mercado financiero de la pandemia de COVID-19 , PG&E acordó aumentar la cantidad de acciones. ^{[136] [137]} Las víctimas de los incendios forestales recibirán un pago 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, en relación con el incendio del almacén Ghost Ship , que no fue un incendio forestal, el juez Dennis Montali permitió que el caso de los demandantes que alegaban que el incendio fue causado por un mal funcionamiento eléctrico continuara contra PG&E. Este caso, si tiene éxito, recibiría dinero de los 900 millones de dólares del seguro de PG&E, pero no sería elegible para formar parte de los 13.500 millones de dólares asignados para las reclamaciones derivadas 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 perecieron 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 las personas que murieron en el incendio de Camp, 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 cualquier demanda civil futura por parte de las víctimas del incendio de Camp que quede fuera del proceso de quiebra, así como 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 contra 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 $ 5.4 mil millones en efectivo y el 22,19% de las acciones de la PG&E reorganizada, 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 $ 1.35 mil millones en efectivo, programados para ser pagados 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 , que había dirigido la corporación desde 2017; ^[145] la corporación PG&E anunció que se declaraba en quiebra según el Capítulo 11 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 semestral de intereses de 21,6 millones de dólares sobre sus bonos senior pendientes al 5,40 por ciento, con vencimiento el 15 de enero de 2040, que tienen un valor de capital total de 800 millones de dólares. Según el contrato de emisión, la empresa tenía un período de gracia de 30 días (que venció el 14 de febrero de 2019) para realizar el pago de intereses, antes de que se desencadenara 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 compañía tiene 32 emisiones de bonos, y su monto pendiente es aproximadamente igual a $17.5 mil millones. ^[149] PG&E espera que los procedimientos tomen dos años. ^[150] En abril, mientras los tenedores de bonos elaboraban un plan para sacar a la compañía de la bancarrota, el gobernador Gavin Newsom expresó su preocupación de que los nuevos miembros de la junta tendrían poco conocimiento de California y carecieran de experiencia en 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 exdirector de Progress Energy Inc y de la Autoridad del Valle de Tennessee Bill Johnson , que asumiría el cargo de la empresa, mientras esta atravesaba una quiebra. ^[152]

El 1 de noviembre de 2019, el gobernador Newsom emitió una declaración en la que instaba a PG&E a alcanzar 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 los incendios forestales. Si no se pudiera llegar a un acuerdo, el estado de California "no dudaría 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 el fortalecimiento de su red y el soterramiento de sus líneas de transmisión en áreas vulnerables, como razones de su incapacidad para suministrar electricidad y los cierres. "Simplemente no hicieron su trabajo", dijo Newsom. ^{[155] [156]}

Una propuesta para convertir a PG&E en una cooperativa de 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 $2.5 mil millones en septiembre de 2019 (mientras PG&E estaba en quiebra), pero la oferta fue rechazada por PG&E. ^[159]

En marzo de 2020, PG&E solicitó a un tribunal federal que aprobara 454 millones de dólares en bonificaciones apenas unos 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 de San Bruno en 2010) que no obligara a la empresa de servicios públicos a contratar más podadores de árboles. ^[160]

Como parte de su salida de la bancarrota, pagará a las víctimas de incendios forestales 13.500 millones de dólares; la mitad de esa cantidad se pagará en acciones de la compañía, lo que resultará en que 70.000 víctimas de incendios posean el 22% de la compañía. ^[161]

Esta quiebra de PG&E Company fue la mayor quiebra de servicios públicos en la historia de los EE. UU. ^[162] y fue una de las quiebras más complejas en la historia de los EE. UU. ^[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 en compensación directa total por su trabajo en 2021, de los cuales $40 millones fueron 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 ​​mudanza se realizará en fases, comenzando en 2022 y completándose en 2026. ^[168]

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La cartera de generación de energía de propiedad de PG&E consiste en un extenso sistema hidroeléctrico, una planta de energía nuclear en funcionamiento, una planta de energía a gas natural en funcionamiento y otra planta a gas en construcción. ^[169] Otras dos plantas propiedad de la empresa han sido retiradas permanentemente de la operación comercial: Humboldt Bay Unit 3 (nuclear) y Hunters Point (gas natural). ^{[170] [171]}

PG&E es el mayor propietario privado de instalaciones hidroeléctricas en los Estados Unidos, incluidas 174 represas. Según el Formulario 10-K presentado por 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 total de generación de 3.896 MW... El sistema incluye 99 embalses, 56 desviaciones, 174 represas, 172 millas de canales, 43 millas de canales de desagüe, 130 millas de túneles, 54 millas de tuberías (tuberías forzadas, sifones y tuberías de baja presión) 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″O / 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 con una potencia nominal de 404 MW, para una producción total de 1212 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. La central eléctrica de Haas está situada a más de 300 m dentro de una montaña de granito. ^[173]

La planta de energía Diablo Canyon , ubicada en Avila Beach, California , es el único activo nuclear en funcionamiento propiedad de PG&E. La producción máxima de esta planta de energía es de 2240 MWe, proporcionada por dos unidades de igual tamaño. Tal como fue diseñada y autorizada, podría ampliarse a cuatro unidades, duplicando al menos su capacidad de generación. ^[174] Durante un período de dos semanas en 1981, 1900 activistas fueron arrestados en la planta de energía Diablo Canyon. Fue el arresto más grande en la historia del movimiento antinuclear de EE. UU . ^[175]

En junio de 2016, PG&E anunció planes para cerrar Diablo Canyon en 2025. Esto liberaría a California de plantas de energía nuclear comerciales en funcionamiento, pero significará la pérdida de 2256 MW de generación que producen más de 18 000 GWh de electricidad por año.

La empresa operaba la planta de energía de Humboldt Bay, Unidad 3 en Eureka, California . Es la planta nuclear comercial más antigua de California y su producción máxima fue de 65 MWe. La planta funcionó durante 13 años, hasta 1976, cuando se cerró para modernización sísmica . Las nuevas regulaciones promulgadas después del accidente de Three Mile Island hicieron que la planta no fuera 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 varias suposiciones, 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 planeó construir la primera planta de energía nuclear comercialmente viable en los Estados Unidos en Bodega Bay , un pueblo pesquero 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 forzado de los planes para la planta de energía. ^[177]

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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 centrales eléctricas móviles de emergencia (MEPP) de 15 MWe, se retiraron en el verano de 2010 y fueron reemplazadas por la central generadora de Humboldt Bay, construida en el mismo sitio. ^[179] Produce 163 MWe utilizando gas natural como combustible y fueloil como respaldo para los motores diésel Wärtsilä . La nueva instalación es un 33% más eficiente y produce un 85% menos de compuestos formadores de ozono y produce un 34% menos de emisiones de gases de efecto invernadero. Tiene un sistema de refrigeración de circuito cerrado, lo que elimina el uso de agua de Humboldt Bay para la refrigeración. ^[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 se hizo cargo de una unidad de gas natural parcialmente construida en Antioch, California . La unidad de 530 MW, conocida como la Central Generadora Gateway, 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 planta de energía Hunters Point, de 48 años de antigüedad, en San Francisco . ^[180]

En 2008, PG&E inició la construcción 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 abastece a casi medio millón de residencias utilizando la última tecnología y diseño ambiental. ^{[ Necesita actualización ]} La planta utilizará tecnología de enfriamiento en seco para reducir drásticamente el uso de agua y turbinas de combustión más limpia para reducir las emisiones de CO2 _en un 35 por ciento en relación 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 suministrar 200 megavatios de energía a California desde el espacio. Este método de obtener electricidad del sol elimina (en gran medida) 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]

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A partir de mediados de la década de 1970, los cambios normativos y políticos comenzaron a alejar a las empresas de servicios públicos de California de un modelo comercial tradicional. En 1976, la Legislatura del Estado de California modificó 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) presentó una demanda como interviniente en el Caso de Tarifa General (GRC) de PG&E de 1978, alegando que las solicitudes de la empresa de aumentos de tarifas se basaban en proyecciones irrealistas de crecimiento de la 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 empresa finalmente recibió una multa de $50 millones por parte de la Comisión de Servicios Públicos de California por no implementar adecuadamente los 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 y una reducción del 25% de las emisiones para 2020. El proyecto de ley fue firmado como ley por el gobernador Arnold Schwarzenegger el 27 de septiembre de 2006.

En 2014, PG&E tenía una combinación de energías renovables del 28 %. ^[185] Para 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 que suministra la empresa proviene de fuentes libres de GEI, incluidas las energías renovables, la energía nuclear y la hidroeléctrica. Alrededor del 33% proviene de fuentes renovables, cumpliendo así con 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 proyecto de investigación y desarrollo de 12 meses junto con Socalgas y Twelve para convertir el biogás crudo en metano neutro en carbono . Esta tecnología permitiría que la energía proveniente 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 sus emisiones totales de CO2e (directas + indirectas) para los doce meses que finalizaron 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 las tierras que utilizaba PG&E les pertenecían por derecho propio y que debían recibir las ganancias que se derivaran de ellas. Posteriormente, la gente envió cheques de boicot a la tribu, incluida la música Buffy Sainte-Marie , que envió un cheque de 150 dólares. ^[193]

Entre 1952 y 1966, PG&E vertió "aproximadamente 370 millones de galones" de aguas residuales contaminadas con cromo 6 en estanques de distribución 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 paralizó la acción en respuesta a la contaminación. ^[197] Los residentes de Hinkley presentaron una demanda exitosa contra PG&E en la que la compañía pagó $ 333 millones— ^[196] el acuerdo más grande jamás pagado en una demanda de acción directa en la historia de los EE. UU. ^[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 pedido de la CalEPA , se formó el Comité de Revisión de Toxicidad del Cromato para investigar la toxicidad del cromo-6 cuando se ingiere. En 2003, una audiencia del Senado reveló que los miembros del comité incluían testigos expertos de PG&E, que 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 "espuriamente altas" y que la evaluación adicional debería ser manejada por académicos en entornos de laboratorio, no por 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, estableció 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 establecieron los MCL de cromo más antiguos, "en el momento en que se establecieron los MCL de cromo total, el cromo hexavalente ingerido asociado con el consumo de agua potable no se consideraba que representara un riesgo de cáncer, como sucede ahora". ^[206]

En 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 hormigón 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 una zona que de otro modo sería desértica, y se le pidió que dejara de hacerlo debido al peligro constante de que los residentes inhalen cromo 6. ^[207]

En 2015, la Junta Regional de Control de Calidad del Agua de California, Región Lahontan, notificó a PG&E una nueva orden "para limpiar [sic] y mitigar los efectos de la descarga de desechos de cromo o la contaminación o molestia amenazante". ^[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 hasta el valle del lago seco de Harper", contaminando nuevas áreas. ^{[207] [208] : 2} A principios de 2016, el New York Times describió a Hinkley como un pueblo fantasma que se había convertido lentamente debido a la contaminación del área y a que los propietarios no podían vender sus propiedades. ^[209]

El epidemiólogo John Morgan ^[210] elaboró ​​un informe en 2010 para el Registro de Cáncer de California en el que sostenía 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 "se mantuvieron sin cambios notables entre 1988 y 2008" y dijo que "los 196 casos de cáncer informados durante la encuesta más reciente de 1996 a 2008 fueron menores de lo que él esperaría basándose en la demografía y la tasa regional de cáncer". ^[212] En 2013, el Centro para la Integridad Pública encontró debilidades flagrantes 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 grupo de cáncer genuino 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 más de 15 millones de dólares en daños. 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 para cualquiera que tuviera información que condujera al arresto de los culpables, ^{[213] [214]} sin embargo, nunca fueron encontrados. La Oficina Federal de Investigaciones determinó que no se trataba de terrorismo interno, ^[215] y el Departamento de Seguridad Nacional afirmó que tenía pruebas de que podría 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 de Trauner en 1994, ^[218] un incendio de subestación en San Francisco en 1996, el incendio de Pendola en 1999, ^[219] un incendio de subestación en San Francisco en 2003, el incendio de Sims y el incendio de Fred en 2004, ^[220] una explosión e incendio eléctrico en San Francisco en 2005, la explosión de gas de Rancho Cordova en 2008, ^[221] la explosión del oleoducto de San Bruno en 2010 , ^[222] la explosión de gas de Carmel en 2014, ^[223] el incendio de Butte en 2015, el incendio de Camp en 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 se encontraba en libertad condicional después de ser encontrada penalmente responsable en el incendio de San Bruno de 2010. ^[226] Después de ese incendio, un monitor designado por el gobierno 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 estaba siendo considerado. ^[226]

PG&E, al igual que dos grandes empresas de servicios públicos del sur de California, ahora está obligada a presentar un plan anual de prevención de incendios forestales. Los jueces 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 la desactivación de 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 enmendar este plan y extender algunos de los plazos. ^[227]

La ley estatal sigue un principio de " condena inversa " para la responsabilidad por incendios forestales, lo que significa que las empresas de servicios públicos son responsables de los daños resultantes de cualquier incendio causado por su equipo, incluso si su mantenimiento del equipo y la vegetación circundante se realizó de acuerdo con los estándares. ^{[228] :  1} Esta política resultó en $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 de incendios forestales de $21 mil millones para pagar los daños de futuros incendios forestales, comenzó con un saldo 50-50 de dinero de los servicios públicos y los clientes y también redujo el umbral de responsabilidad para los servicios públicos a donde los clientes deben probar 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 electricidad directamente a los consumidores; dos tercios en todo el estado están sobre el suelo. ^{[230] :  1} Para las líneas de transmisión, el costo de 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 a 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, de las cuales 81.000 millas son aéreas. El costo en 2019 de convertir todas las líneas de distribución aéreas 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 las líneas de distribución, no para las 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 del 9% más; el 25% ya están bajo tierra) para reducir el riesgo de incendios forestales. ^[232] Ya tiene 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 que puedan reducir los costos a un total de $ 15-20 mil millones. ^[232] Es probable que los costos se transfieran 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 Nevada City declaró a PG&E culpable de "un patrón de violaciones a las normas de poda de árboles que provocaron un devastador incendio forestal en la Sierra en 1994". ^[234] "PG&E fue condenada por 739 cargos de negligencia criminal por no podar árboles cerca de sus líneas eléctricas, la mayor condena penal jamás dictada 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 conductos de gas natural de PG&E que tenía "al menos 54 años, 30 pulgadas (76,2 centímetros) de diámetro y estaba ubicado debajo de una intersección de calles en una zona residencial" ... explotó enviando "una sección de tubería de 28 pies que pesaba 3000 libras volando por los aires, alimentada 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 alrededor de 100 casas". ^[236] El USGS informó que la onda expansiva fue similar a un terremoto de magnitud 1,1. Después del evento, la compañía fue duramente criticada por ignorar las advertencias de un inspector estatal en 2009 y por no proporcionar procedimientos de seguridad adecuados. ^[237] El incidente luego fue investigado por la Junta Nacional de Seguridad del Transporte (NTSB). El 30 de agosto de 2011, la NTSB publicó sus conclusiones, en las que atribuía la culpa de la explosión a PG&E. El informe afirmaba que el oleoducto que explotó, instalado en 1956, ni siquiera cumplía las normas de la época. ^[238]

PG&E fue acusada de "doce delitos graves 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 las sustitutivas, optando 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 "consciente y deliberadamente" 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 la empresa pagó. PG&E también "devolvió 400 millones de dólares a los clientes de gas y acordó pagar 850 millones de dólares para 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 los procedimientos de seguridad exigidos por ley destinados a prevenir desastres similares. En diciembre de 2018, la CPUC emitió un informe ^[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 contabilizó, posiblemente, "decenas de miles" de multas tardías como completadas a tiempo. Los contratistas dependen de este proceso para saber dónde pueden excavar de manera segura. ^[244] PG&E recibió una multa de $110 millones por estas violaciones legales. ^[245]

En septiembre de 2015, el mortal y destructivo incendio Butte se desató en los condados de Amador y Calaveras . Mató a dos personas y destruyó cientos de estructuras. Una investigación determinó que PG&E era 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 separados de los 250 que devastaron el norte de California. Estos incendios fueron causados ​​por "líneas de energía eléctrica y de distribución, conductores y fallas en 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:

• Incendio de Redwood, condado de Mendocino
• Incendio de Sulphur en el condado de Lake
• Incendio Cherokee, condado de Butte
• Incendio 37, condado de Sonoma
• Incendio azul, condado de Humboldt
• Incendio de bolsillo, condado de Sonoma,
• Incendio Atlas , condado de Napa
• Incendios de Norrbom, Adobe, Partrick, Pythian y Nuns en los condados de Sonoma y Napa ^[247]
• Incendio de Cascade, condado de Yuba ^[248]

El 2 de diciembre de 2016, en Fruitvale, Oakland, California, se produjo un incendio en un antiguo almacén que se había convertido ilegalmente en un colectivo de artistas con espacios habitables conocido como Ghost Ship. Entre 80 y 100 personas estaban en un evento en el espacio y 36 murieron. Los demandantes afirman que el incendio fue causado por un mal funcionamiento eléctrico. Se presentó una demanda civil contra PG&E, alegando culpabilidad. ^[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 fue revelado, pero se limitó al monto disponible bajo la cobertura de seguro de PG&E para el año 2016.

El incendio de Tubbs fue un incendio forestal en el norte de California durante octubre de 2017. En ese momento, el incendio de Tubbs fue el incendio forestal más destructivo en la historia de California, ^{[250] [251]} quemando partes de los condados de Napa , Sonoma y Lake , infligiendo sus mayores pérdidas en la ciudad de Santa Rosa . La sospecha de la causa del incendio recayó 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, noticia tras la cual el precio de las acciones de la compañía subió drásticamente. ^{[252] [253]}

El 14 de agosto de 2019, el juez de bancarrotas de EE. UU. Dennis Montali , juez federal para los procedimientos de bancarrota 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 de que el equipo del cliente causara el incendio, como lo determinó Cal Fire. El 16 de agosto de 2019, el juez dictaminó que el juicio puede continuar "en una vía paralela" porque "promueve los objetivos de esta quiebra". Después del 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 las reclamaciones de las víctimas de los incendios forestales por un total de $13.5 mil millones, que cubrirían la responsabilidad por su responsabilidad originada en el incendio de Tubbs , el incendio de Camp , el incendio de Butte y también una serie de incendios forestales que comenzaron el 8 de octubre de 2017, colectivamente llamados los 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 especialmente devastador para los residentes más pobres. Aproximadamente el 90% de la población de la ciudad de Paradise, California, a junio de 2020 sigue 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, según lo indicado por 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, apenas 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 soltara y se acercara lo suficiente a la torre para generar un arco, lo que generó la chispa que inició el incendio". ^[258]

El Departamento de Silvicultura y Protección contra Incendios de California y los reguladores de servicios públicos estatales están investigando a PG&E para determinar si cumplió con las leyes estatales. ^{[259] [260]}

Como resultado, tanto Pacific Gas and Electric Company como la empresa matriz PG&E Corporation ^[261] presentaron juntas una solicitud de quiebra del Capítulo 11 el 29 de enero, después del período de espera de quiebra de 15 días requerido por California. ^{[262] [263]} PG&E resolvió los procedimientos penales con una multa, se declaró culpable de un delito grave por iniciar un incendio ilegalmente y de 84 cargos graves de homicidio involuntario . ^{[256] [264]}

Los procedimientos de demanda civil continuaron, ^[141] y se resolvieron mediante un acuerdo. ^{[129] [130] [131]} El 1 de julio de 2020, PG&E financió el Fideicomiso de Víctimas de Incendios (FVT) con $5.4 mil millones en efectivo y el 22,19% de las acciones de la PG&E reorganizada, 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 $1.35 mil millones en efectivo, programados para ser pagados en enero de 2021 y enero de 2022, para completar sus obligaciones con las víctimas de los incendios forestales. ^[137]

El incendio de 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, no se sabía si PG&E tuvo 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]

Reconociendo 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 respaldó el uso de la desenergización como un medio para mitigar los riesgos de incendios forestales y estableció requisitos de notificación, mitigación e informes. ^[266] El primero de esos cortes de energía por 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 energía por seguridad pública el 8 y 9 de junio de 2019 y durante el resto del verano. En octubre de 2019, PG&E comenzó a cortar la energía en muchas regiones , como medida preventiva para ayudar a evitar incendios forestales causados ​​por líneas eléctricas. ^[267]

Se esperaba que el corte de casi 40.000 kilómetros de líneas eléctricas afectara a más de 2 millones de personas, de los 16 millones de personas que atiende PG&E. Se pronosticaba que el suministro eléctrico permanecería cortado durante varios días después de que los fuertes vientos amainaran, ya que todas las líneas apagadas debían ser inspeccionadas para detectar daños causados ​​por el viento. ^[268] A los dos días del apagón preventivo, los vientos comenzaron a amainar y PG&E restableció el suministro eléctrico a unos 500.000 clientes de un total de aproximadamente 800.000 que se quedaron sin suministro eléctrico. ^[269]

Desde 2018, PG&E ha aumentado sus esfuerzos para prevenir y mitigar los incendios forestales, lo que incluye un centro de monitoreo de amenazas que funciona las 24 horas del día, los 7 días de la semana, la multiplicación de sus regulaciones sobre la vegetación alrededor de los postes de servicios públicos de cuatro a quince pies y la incorporación de cien estaciones meteorológicas en áreas de alto riesgo. La estrategia de la empresa también incluye aumentar los cortes de energía de los servicios públicos cuando sea necesario. ^[270]

Los cortes de energía en California continuaron en 2020 y 2021. ^[271] En 2021, la empresa anunció que había incluido una nueva estrategia tecnológica que utiliza modelos de aprendizaje automático con capacidades más predictivas. Pueden inyectar estas predicciones de propagación de incendios directamente en el proceso de toma de decisiones de PSPS, de modo que puedan realizar implementaciones de PSPS más precisas. ^[272]

En 2021, California multó a PG&E con 106 millones de dólares estadounidenses por violar las pautas en las ejecuciones de PSPS de 2019 debido a una comunicación insuficiente con el público. ^[273]

El 4 de enero de 2022, CalFire determinó que "el incendio de Dixie fue causado por un árbol que entró en contacto con las líneas de distribución eléctrica propiedad y operadas por Pacific Gas and Electric (PG&E) ubicadas al oeste de Cresta Dam". CalFire envió el informe de investigación a la oficina del fiscal de distrito del condado de Butte, la misma oficina federal que procesó a PG&E en 2018 después del incendio de Camp. ^[274]

El incendio Zogg (llamado así porque comenzó en Zogg Mine Road y Jenny Bird Lane) fue un incendio forestal que quemó 56,338 acres (22,799 ha) en el suroeste del condado de Shasta y el noroeste del condado de Tehama , ambos en California , en los Estados Unidos , como parte de la severa temporada de incendios forestales de California de 2020. El incendio se informó por primera vez el 27 de septiembre de 2020 y no se contuvo por completo hasta el 13 de octubre de 2020, momento en el que había destruido gran parte de las comunidades de Igo y Ono , matando a cuatro personas y destruyendo 204 edificios.

En marzo de 2021, las investigaciones concluyeron que el incendio comenzó cuando un pino gris cayó sobre líneas eléctricas pertenecientes a Pacific Gas and Electric Company (PG&E). Según se informa, el árbol había sido potencialmente identificado para su eliminación, pero no había sido eliminado después del incendio de Carr en 2018 .

En 2014, PG&E puso en marcha el proyecto "Pipeline Pathways", posteriormente rebautizado como "Iniciativa de seguridad de tuberías comunitarias", un esfuerzo de cuatro años por 500 millones de dólares para limpiar los árboles a lo largo de las casi 7.000 millas de tuberías de transmisión de gas a alta presión en California. PG&E dijo que la eliminación 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 eliminación de árboles privados y públicos. ^[275] Según los grupos de oposición locales, las afirmaciones de seguridad de PG&E para la eliminación de árboles son incorrectas y la eliminación de árboles hace que el monitoreo aéreo de las tuberías sea más rápido y más barato. ^[276] En 2017, la organización sin fines de lucro Save Lafayette Trees presentó varias demandas en el Tribunal del Condado de Contra Costa en las que afirmaba que PG&E no realizó las revisiones CEQA adecuadas ni proporcionó un amplio aviso público antes de firmar los acuerdos para la eliminación de árboles. ^[277]

De hecho, la eliminación de árboles de toda California por parte de PG&E puede haber causado un aumento generalizado del agrietamiento por corrosión bajo tensión (SCC), 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 en el revestimiento, se debe concluir que también aumentarán la probabilidad de SCC. También es posible que las raíces de los árboles en descomposición puedan crear o aumentar la potencia de un entorno de SCC en la superficie de la tubería al aumentar la cantidad de CO2 en el suelo". (Fuente: de "Efectos de las raíces de los árboles en el control de la corrosión externa", 25/3/15, Det Norske Veritas, sección 3.3 Agrietamiento por corrosión bajo tensión, pág. 165 del informe final de TRIA) ^[278]

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. Basándose en el supuesto de que "la información recibida era precisa y la información y la documentación eran completas", la compañía de investigación informó que de las 613 pruebas de campo de medidores inteligentes, 611 medidores se probaron con éxito y el 100% pasó la precisión de registro promedio. Se encontró que un medidor tenía errores graves y funcionaba mal al llegar, mientras que se encontró que otro tenía errores de evento graves al instalarse. Por lo tanto, estos medidores fueron excluidos de las pruebas. ^[279] También hubo quejas de que la compañía 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 dificultaría a los gobiernos locales crear sus propias empresas de servicios públicos, lo que en la práctica daría a PG&E un monopolio. La empresa también fue reprendida por proporcionar 46 millones de dólares para apoyar la medida electoral cuando los oponentes recaudaron 100.000 dólares en la campaña. La propuesta fue rechazada con un 52,5% en contra y un 47,5% a favor. ^[280]

En diciembre de 2011, la organización no partidista Public Campaign criticó a PG&E por gastar 79 millones de dólares en actividades de lobby y no pagar impuestos durante el período 2008-2010, recibiendo en cambio 1.000 millones de dólares en reembolsos de impuestos, a pesar de haber obtenido una ganancia de 4.800 millones de dólares y de haber aumentado el salario de sus cinco principales ejecutivos en un 94% hasta los 8,5 millones de dólares en 2010. ^[281]

El 28 de febrero de 2002, después del colapso de Enron, que utilizó una contabilidad y asociaciones dudosas para ocultar su deuda, PG&E anunció que reformularía los resultados desde 1999 para mostrar los contratos de arrendamiento relacionados con la construcción de plantas de energía que anteriormente se habían mantenido fuera de su balance. ^[282]

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 compensatorios, 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 California Public Utilities Commission durante años. ^[283] PG&E también habría estado " buscando jueces " durante este tiempo. El vicepresidente de Asuntos Regulatorios de PG&E, Brian Cherry, el vicepresidente sénior de Asuntos Regulatorios, Tom Bottorff, y la vicepresidenta de Procedimientos Regulatorios, Trina Horner, fueron despedidos después de que se revelara el escándalo de los correos electrónicos. ^[284]

A PG&E y otras empresas de servicios públicos propiedad de inversores a las que se les otorga esencialmente el estatus de monopolio en California se les garantiza una tasa justa negociada de retorno sobre el capital (ROE). La tasa de ROE de PG&E se estableció en 10,4% y una rentabilidad sobre la base de la tarifa (ROR) se estableció en 8,06% por la CPUC en diciembre de 2012. ^{[3] [285]} Las tarifas de electricidad de PG&E están 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 de terceros y el 40% de plantas de energía nuclear, 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 nivel de mantenimiento. Se estima que el costo del mantenimiento de la energía hidroeléctrica aumentará de $28 millones en 2012 a $48 millones. ^{[3] : 28} Los gastos de capital actuales y de corto plazo de PG&E 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 en vigor 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", particularmente si hay altos precios de los derechos de emisión. ^{[3] : 29}

A partir de 2021 ^[actualizar], las tarifas de electricidad de PG&E son un 80% superiores al 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 en función de la cantidad de electricidad consumida. ^[286] Estos costos fijos incluyen mantenimiento, generación, transmisión, distribución y mitigación de incendios forestales. ^[286] Según un estudio del grupo de expertos sin fines de lucro Next 10 con el instituto de energía de la Escuela de Negocios Haas de la UC Berkeley, la medición neta provoca tarifas de electricidad más altas, porque muchos hogares con energía solar no pagan su parte de los costos fijos del sistema, a pesar de que dependen del sistema para gran parte de su electricidad. ^{[286] :  1}

En diciembre de 2018, la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) inició una investigación sobre las prácticas de "localización y marcación" de PG&E. ^[243] La CPUC había descubierto que PG&E falsificó decenas de miles de registros de "Llame antes de excavar". ^[287] Además, la empresa violó las leyes estatales, puso en peligro a sus propios empleados y puso en peligro a los residentes de California a través de varias prácticas ilícitas de la empresa todos los años entre 2012 y 2016. El estado de California multó a la empresa con 110 millones de dólares. ^[288] Todo esto ocurrió después de la explosión del oleoducto de San Bruno en 2010 que PG&E provocó debido a una mala praxis similar. ^[289] 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 su retiro en ese momento, aunque la compañía no dijo si era resultado directo de los hallazgos de la CPUC. ^[290]

En 2009, la Comisión de Servicios Públicos de California (CPUC) aprobó por unanimidad una resolución que permitiría al Distrito de Irrigación de South San Joaquin comprar las instalaciones eléctricas de PG&E en Manteca , Ripon y Escalon . ^{[291] [292] [293]} En marzo de 2016, el juez de la Corte Superior del Condado de San Joaquín, Carter Holly, rechazó las reclamaciones de PG&E de que el Distrito de Irrigación de South San Joaquin carece de ingresos suficientes para proporcionar servicio eléctrico minorista a las ciudades de Manteca, Ripon y Escalon y las granjas circundantes. ^[294] La Revisión de Servicios Municipales (MSR) encontró que las tarifas de los clientes de SSJID serían un 15 por ciento más bajas que las tarifas de PG&E. ^[294]

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