US electric utility customer affordability: Goldman Sachs considera que la presión sobre la asequibilidad del cliente es más aguda en PJM, donde los mayores precios de capacidad impulsan la inflación de las facturas eléctricas.
El informe explica la composición de las facturas eléctricas residenciales en EE. UU. y por qué sus impulsores difieren entre mercados regulados y desregulados. Proyecta una inflación media de las facturas de 3.7% hasta 2029 e identifica la exposición geográfica a la asequibilidad como una posible restricción regulatoria para las utilities.
Resumen
El informe explica la composición de las facturas eléctricas residenciales en EE. UU. y por qué sus impulsores difieren entre mercados regulados y desregulados. Proyecta una inflación media de las facturas de 3.7% hasta 2029 e identifica la exposición geográfica a la asequibilidad como una posible restricción regulatoria para las utilities.
- La inflación de las facturas residenciales de utilities se proyecta en un promedio anual de 3.7% hasta 2029, moderándose de 5.9% en 2026 a 2.1% en 2029.
- Los clientes de PJM enfrentan la presión de asequibilidad más intensa, ya que el ajuste de oferta y demanda elevó los precios de capacidad de $28.92/MW-day a $269.92/MW-day.
- DC, Nueva Jersey, Maryland, Nueva York y Ohio registraron la mayor inflación acumulada de facturas en tres años hasta junio de 2026.
- El aumento de las facturas puede hacer que los reguladores estén menos dispuestos a aprobar incrementos de tarifas, retornos o programas incrementales de inversión.
- Las utilities con exposición a geografías de menor presión, demanda comercial e industrial sustancial o tarifas para grandes cargas parecen mejor posicionadas.
Interpretación del informe
Visión general
Goldman Sachs presenta una serie de investigación sobre asequibilidad centrada en las facturas eléctricas residenciales de EE. UU. Sostiene que la fuente de la inflación de las facturas varía materialmente según la estructura del mercado: los mercados competitivos tipo PJM afrontan una presión de corto plazo especialmente intensa por mayores costos de capacidad y energía mayorista, mientras que las utilities reguladas enfrentan un equilibrio de largo plazo entre inversión en infraestructura y facturas de clientes.
Perspectivas principales
El informe divide la factura eléctrica residencial en cargos de suministro, entrega y otros cargos al cliente. El suministro cubre generación o compras en mercados mayoristas, normalmente se cobra de forma volumétrica y depende de precios del gas natural, costos de energía mayorista y mercados de capacidad. La entrega recupera costos de infraestructura de transmisión y distribución; los otros cargos incluyen impuestos, programas de beneficio público, asistencia a hogares de bajos ingresos, mandatos de energía limpia, costos de incendios forestales y riders especializados. Un cargo fijo al cliente de alrededor de $10-$20 mensuales recupera el costo fijo de conexión a la red. Por ello, el incremento de la factura puede originarse en materias primas, inversión en red, programas de política pública o una combinación. Goldman Sachs enfatiza que la regulación determina cómo esos costos llegan al cliente. En mercados tradicionalmente regulados, una utility posee generación, transmisión y distribución, y los reguladores aprueban un requisito de ingresos consolidado para recuperar costos prudentes y proporcionar un retorno sobre la inversión. Por tanto, el crecimiento de las facturas se vincula más estrechamente con inversión aprobada en generación, transmisión y distribución, necesidades de fiabilidad, sustitución de activos envejecidos y crecimiento de carga. En mercados desregulados, las utilities son generalmente empresas de entrega y los precios de generación y suministro se determinan en mercados competitivos de energía y capacidad; los cargos de suministro y entrega se muestran por separado y los cambios de precios de mercado pueden trasladarse directamente. En el ejemplo de factura de ConEd, los cargos de suministro fueron aproximadamente $31 y los de entrega aproximadamente $72. El panorama nacional de las facturas sigue elevado a corto plazo. Goldman Sachs prevé una inflación de facturas residenciales de 3.7% CAGR hasta 2029, con una moderación de 5.9% en 2026 a 2.1% en 2029. Su escenario alcista de CAPEX implica un crecimiento anual medio de facturas de 7.9% hasta 2029. Aunque se espera que el costo eléctrico residencial baje de aproximadamente 2.7% de la renta disponible en 2025 a aproximadamente 2.6% en 2030 porque el crecimiento de ingresos superaría al de facturas, la presión de corto plazo continúa: el crecimiento esperado de facturas de 5.9% en 2026 supera el crecimiento proyectado de renta disponible personal de 4.7% y de flujo de caja discrecional de 3.7%. La factura residencial media mensual de EE. UU. fue $171 en los doce meses hasta junio de 2026, frente a $165 un año antes; creció 6% interanual. El rango estatal fue de $76 en Nuevo México a $255 en Hawái. La dispersión regional es central en el argumento. La inflación acumulada de facturas en tres años entre junio de 2023 y junio de 2026 fue más alta en DC con 55.8%, Nueva Jersey con 43.4%, Maryland con 40.0%, Nueva York con 29.1% y Ohio con 27.4%; Nevada con -18.0%, Nuevo Hampshire con -4.7%, Hawái con -2.0%, Luisiana con 1.8% y Kansas con 3.0% registraron los niveles más bajos. Todos los estados de PJM superaron la media nacional en inflación de facturas. Goldman Sachs considera que el problema de asequibilidad es más grave en PJM, especialmente DC, Nueva Jersey, Maryland y Ohio, así como en Nueva York. Lo atribuye a la oferta y demanda más ajustadas en mercados competitivos, retiros de plantas, crecimiento de carga y mayores precios de capacidad. El informe ilustra el mecanismo de PJM con facturas de JCP&L y PSE&G. El suministro representó aproximadamente 73% de la factura de JCP&L y aproximadamente 70% de la de PSE&G, lo que deja a los clientes expuestos a cambios mayoristas. Los cargos de suministro se aceleraron en mayo y junio de 2026 cuando los precios de capacidad de PJM subieron aproximadamente 833%, de $28.92/MW-day a $269.92/MW-day. Incluso tras eliminar los efectos estacionales del consumo, siguieron observándose fluctuaciones en los cargos de suministro y entrega. La regresión anual media de junio de 2021 a junio de 2025 mostró un R-squared de 0.73 entre las facturas de JCP&L y los precios de capacidad; incorporar gas natural elevó el R-squared de la regresión multivariable a 0.88 durante seis años. La asequibilidad no se mide solo por la inflación de facturas. Goldman Sachs señala que, en 2026, una factura mensual media requería 12.6 horas de trabajo al salario mínimo estatal, aproximadamente 30% de una semana laboral de 40 horas; Texas requirió 22.5 horas y Colorado 6.4 horas. La proporción de la factura sobre la renta disponible puede diferir de la inflación reciente: Alabama, Mississippi, Hawái y Virginia Occidental tenían algunas de las cargas más altas, mientras que Alabama y Hawái mostraron una inflación de facturas a tres años inferior a la media. California y Connecticut también registraron inflación reciente inferior a la media, pero siguen siendo sensibles por los altos costos absolutos. California tenía una tarifa de 33.2¢/kWh y una factura mensual media de $160.16, frente a $149.60 a nivel nacional, por costos de mitigación de incendios forestales, programas públicos y otros cargos de política. En implicaciones de renta variable, el informe sostiene que las preocupaciones de asequibilidad pueden reducir la disposición regulatoria a aprobar alzas de tarifas, retornos permitidos o programas incrementales de capital. Considera más desafiadas a las utilities concentradas en PJM o NYISO: ED y EXC tienen calificación Sell, PEG Neutral y FE Buy, aunque advierte que esta pantalla geográfica no refleja por completo la comparación de facturas individuales con sus pares regionales. Las facturas de clientes de PEG subieron 51% frente a una media estatal de 43% en los tres años hasta junio de 2026. EIX, PCG y SRE siguen expuestas a presiones de asequibilidad por las elevadas tarifas absolutas de California pese a una inflación reciente más moderada. Por el contrario, XEL, SO y NEE parecen más favorables por su exposición a estados de menor presión de asequibilidad, como Dakota del Sur, Minnesota, Nuevo México, Colorado, Dakota del Norte, Texas, Georgia, Alabama y Florida. Las facturas de XEL crecieron aproximadamente 4% en tres años, frente a aproximadamente 10% en su huella estatal ponderada; las de SO crecieron 11.1% frente a 12.0% para su huella estatal ponderada. AEP se sitúa entre ambos grupos: 58% de su base tarifaria está en jurisdicciones con inflación de facturas superior a la media, pero su mayor mezcla de clientes comerciales e industriales y sus estructuras tarifarias para grandes cargas podrían ayudar a absorber futuros costos de infraestructura. Goldman Sachs también considera mitigantes la exposición comercial e industrial y las tarifas para grandes cargas; destaca a XEL, WEC y SO por su elevada exposición a demanda comercial e industrial, y señala que SO, AEP, NEE, WEC, DUK, D, AEE y XEL han implementado o propuesto tales tarifas.
Marco de análisis
El informe primero descompone las facturas residenciales en suministro, entrega y otros cargos, y después compara cómo los mercados regulados y desregulados trasladan costos a los clientes. Combina datos de EIA, compañías y reguladores con comparaciones estatales de inflación de facturas, ejemplos de facturas, análisis de uso normalizado y regresiones frente a precios de capacidad de PJM y gas natural. Finalmente vincula exposición regional a asequibilidad, cargas absolutas de factura, mezcla de clientes y tarifas para grandes cargas con implicaciones para las utilities cubiertas.
Notas metodológicas
Análisis de oferta y demanda del mercado eléctrico
El informe vincula la oferta de capacidad más ajustada, los retiros de plantas y el aumento de la demanda eléctrica con mayores precios de capacidad y cargos de suministro en mercados desregulados.
Análisis de componentes de facturas y uso normalizado
Goldman Sachs separa suministro, entrega y cargos al cliente, y normaliza facturas por uso para distinguir efectos estacionales de consumo de variaciones subyacentes en precios y cargos.
Regresión de facturas de clientes frente a precios de capacidad y gas natural
El informe utiliza regresiones de medias anuales para cuantificar la relación entre las facturas de JCP&L, los precios de capacidad de PJM y, por separado, los precios de capacidad y gas natural.
Correspondencia y comparación de activos
Correspondencia estructurada entre la tesis y activos concretos (fortalezas, debilidades, pares y riesgos).
- Exelon Corp. (EXC)Más desafiada por la presión de asequibilidad debido a su exposición a jurisdicciones de mercados competitivos con alta inflación de facturas.
- Debilidades
- Exposición a jurisdicciones con inflación elevada de facturas de clientes.
- Comparación
- La inflación de las facturas de clientes de EXC fue ligeramente inferior a la media ponderada de su huella en los tres años hasta junio de 2026.
- Riesgos
- Riesgo regulatorio impulsado por la asequibilidad.
- Consolidated Edison Inc. (ED)Más desafiada por la presión de asequibilidad en Nueva York.
- Debilidades
- Las facturas de clientes estuvieron ligeramente por encima de la inflación media de facturas del estado de Nueva York.
- Comparación
- Comparado con la media del estado de Nueva York en los tres años hasta junio de 2026.
- Riesgos
- Riesgo regulatorio impulsado por la asequibilidad.
- Public Service Enterprise Group (PEG)Más desafiada por la exposición a jurisdicciones con alta inflación de facturas.
- Debilidades
- Las facturas de clientes subieron 51% frente a una media estatal de 43% en tres años.
- Comparación
- La inflación de las facturas de PEG superó la media estatal.
- Riesgos
- Riesgo regulatorio impulsado por la asequibilidad.
- Xcel Energy Inc. (XEL)Parece favorable desde la perspectiva de asequibilidad por su exposición a estados de menor presión y a demanda comercial e industrial.
- Fortalezas
- Las facturas de clientes crecieron aproximadamente 4% frente a aproximadamente 10% en su huella estatal ponderada; presenta exposición relevante a demanda comercial e industrial y una tarifa para grandes cargas.
- Comparación
- La inflación de facturas estuvo por debajo de la media de su huella estatal ponderada.
- Southern Co. (SO)Parece favorable por su exposición geográfica de menor presión y mezcla de clientes.
- Fortalezas
- Las facturas de clientes crecieron 11.1% frente a 12.0% en su huella estatal ponderada; tiene alta exposición comercial e industrial y una tarifa aprobada para grandes cargas.
- Comparación
- La inflación de facturas de clientes fue ligeramente inferior a la media ponderada de su huella.
- American Electric Power (AEP)Se sitúa entre el grupo más desafiado y el mejor posicionado.
- Fortalezas
- La mezcla de clientes comerciales e industriales y las tarifas para grandes cargas pueden ayudar a absorber costos de infraestructura.
- Debilidades
- 58% de la base tarifaria está en jurisdicciones con inflación de facturas superior a la media.
- Riesgos
- Riesgo regulatorio relacionado con la asequibilidad pese a la mezcla de clientes mitigante.
Datos clave
- Inflación prevista de facturas residenciales3.7% CAGR through 2029Previsión del caso base; el crecimiento de facturas se modera de 5.9% en 2026 a 2.1% en 2029.
- Inflación de facturas en el escenario alcista de CAPEX7.9% average annual growth through 2029Escenario que muestra el posible efecto de una mayor inversión de utilities sobre las facturas de clientes.
- Factura residencial mensual media de EE. UU.$171Doce meses hasta junio de 2026, frente a $165 en junio de 2025.
- Mayor inflación de facturas en tres añosDC +55.8%De junio de 2023 a junio de 2026; seguida por Nueva Jersey con +43.4% y Maryland con +40.0%.
- Subida del precio de capacidad de PJMApproximately 833%Subió de $28.92/MW-day a $269.92/MW-day y contribuyó a los aumentos de cargos de suministro de mayo a junio de 2026.
- Regresión de facturas de JCP&L y precio de capacidadR-squared of 0.73Relación anual media de junio de 2021 a junio de 2025; incorporar gas natural produjo un R-squared de 0.88 durante seis años.
- Carga de asequibilidad al salario mínimo12.6 hoursPromedio de horas de trabajo requeridas para pagar una factura mensual en 2026; Texas registró 22.5 horas y Colorado 6.4 horas.
Impacto e implicaciones
Goldman Sachs sostiene que la asequibilidad del cliente se está convirtiendo en una consideración regulatoria significativa para las utilities estadounidenses. Las facturas más altas pueden respaldar la recuperación de inversiones aprobadas, pero también pueden limitar la aprobación de futuras tarifas, retornos y programas de capital. El informe considera que el riesgo es mayor en mercados eléctricos competitivos con elevada exposición a precios de capacidad, mientras que las geografías de menor presión, la demanda comercial e industrial y las tarifas para grandes cargas pueden mitigarlo.
Riesgos
- El aumento de las facturas de clientes puede hacer que los reguladores estén menos dispuestos a aprobar incrementos de tarifas, retornos permitidos o programas incrementales de inversión.
- El ajuste de oferta y demanda, los retiros de plantas y el crecimiento de carga pueden elevar los precios de capacidad y generar presión inmediata sobre las facturas en mercados desregulados.
- Un mayor CAPEX podría elevar el crecimiento anual de las facturas a 7.9% hasta 2029 en el escenario alcista del informe.
- La mitigación de incendios forestales, la recuperación por tormentas, los programas de política pública y los cargos por deuda incobrable pueden aumentar la presión sobre la asequibilidad.
Aspectos que vigilar
- Los precios de capacidad de PJM, costos de energía mayorista y precios de gas natural como impulsores de los cargos de suministro.
- La inflación de facturas residenciales frente al crecimiento de la renta disponible y del flujo de caja discrecional.
- La disposición de los reguladores a aprobar incrementos de tarifas, retornos y programas de capital de utilities.
- La evolución y adopción de tarifas para grandes cargas a medida que se aceleren la demanda eléctrica y la inversión en red.