[dropcap]E[/dropcap]l informe del Organismo Coordinador (OC) sobre el apagón general o “blackout” ocurrido el 16 de mayo 2015 a las 10:04 pm, revela que hubo dos fallas que determinaron la ocurrencia del mismo; la primera resultado del fallo de una seccionadora de la subestación Itabo Gas y la segunda debido a que un interruptor de la línea Palamara hacia Itabo Vapor, propiedad de la empresa de transmisión (ETED), no funcionó como debió y terminó provocando el colapso total del sistema.
¿Quién pierde ante la ocurrencia de un apagón general? Perdemos todos, consumidores y productores. Ante esta situación convendría analizar las variables a tomarse en cuenta para cuantificar el costo económico de un apagón general. Para el cálculo se debe tomar el concepto del costo de oportunidad entendido como el valor de la opción a la que se renuncia al tomar una decisión.
De igual manera hay que ponderar la cultura existente de poseer sistemas de emergencia paralelos (inversores y plantas eléctricas). También ha de tomarse en cuenta las horas del día en que ocurrió, porque no es lo mismo que ocurra en horas productivas laborables, a que suceda en la noche o madrugada de un fin de semana.
Otra variable a tomar en cuenta es el “willingness to pay (WTP)” o monto máximo que está dispuesto a pagar el consumidor para recibir el servicio eléctrico o evitar la falta del mismo. Y por último, el tiempo de recuperación del sistema eléctrico, así como otras externalidades positivas y negativas derivadas del hecho mismo.
Consumidores
El costo económico del blackout desde la óptica del consumidor (residencial, comercial o industrial) se calcula tomando en cuenta el costo de oportunidad ante la alternativa utilizada para suplir la ausencia del servicio (inversor, planta eléctrica o nada). Una manera sería cuantificar la cantidad de megavatios horas (MWh) dejados de consumir durante ese tiempo y multiplicarlos por la tarifa eléctrica promedio. Otra forma más precisa es estimar mediante una encuesta el WTP del consumidor afectado por el servicio.
Por ejemplo, aquellos consumidores residenciales que no fueron perturbados por el apagón y sus alimentos no fueron afectados en su nevera por la conservación del frío, su “willingness to pay” podría ser igual al costo del kWh que pagan usualmente, y hasta pudo haber sido cero, reflejándose como una reducción en su factura eléctrica mensual. En tanto, para aquellos que suplieron sus necesidades con un inversor, el costo económico del apagón será equivalente al diferencial de costo del kWh del inversor versus la tarifa de la EDE que lo suple.
En el caso de los comercios e industrias que no son Usuarios No Regulados (UNR), la mayoría de esos establecimientos tienen previsiones con sistemas de emergencia para operar. Aquellos que operaban desde las 10:04 pm hasta el momento que se les restableció el servicio, el costo económico del apagón, debe valorarse en función del diferencial de costo del kWh de su planta emergencia, cuyo costo es más elevado que el provisto por cualquier generadora del SENI.
En el caso de los grandes consumidores (UNR), la mayoría posee plantas de emergencia, no obstante, para aquellos que no lo poseen el costo económico estará relacionado con el costo de oportunidad de la actividad que realizaban desde el momento del blackout hasta que les llegó el servicio.
Por la naturaleza de muchos de los UNR, la mayoría no tiene operaciones en horas de la madrugada fin de semana, y aquellos que sí, como las zonas francas, el costo económico será igual al diferencial de la comparación del costo del kWh de su suplidor versus la cantidad de kilovatios horas utilizados con su planta de emergencia por el tiempo de restablecimiento del servicio.
Tal como hemos planteado, se deduce que el costo económico del apagón para cada uno de los segmentos de consumidores es muy relativo tomando en cuenta las actividades afectadas por el mismo, la propensión al pago de la electricidad ante su ausencia, y el costo de energía de su fuente alternativa (inversores o plantas); y en algunos casos podría ser cero cuando el uso de la electricidad le fue indistinto por la hora que se produjo el blackout.
Si queremos calcular de manera simple el costo total del blackout, sin asumir costos de oportunidad ni externalidades, y asumiendo sólo el precio de la energía (kWh), sin contabilizar el costo de potencia y cargos fijos aplicados por las EDES, tendríamos que multiplicar el valor de la electricidad (precio medio de venta) por la cantidad de megavatios horas dejados de servir a todos los clientes afectados y multiplicarlo proporcionalmente a la duración del apagón hasta la recuperación del sistema. Ese cálculo nos arrojaría un monto de US$1,384,496.78, pudiendo ser este valor N veces el múltiplo de sí mismo si cada usuario afectado le asignara un valor equivalente a su “willingness to pay”.
En el caso de las generadoras, el costo económico del apagón está relacionado con el dinero dejado de percibir por las horas de energía fuera del servicio. Es decir, contrario a lo que muchos piensan, los generadores se ven afectados por un blackout porque dejan de producir electricidad que es su negocio. El negocio del generador no es el apagón, sino todo lo contrario: producir y vender electricidad.
Si hacemos un cálculo tomando el precio medio de compra de energía al que compran las distribuidoras a los generadores y lo multiplicamos por la cantidad de MWh no suministrados en la cantidad de tiempo en que se restableció el sistema eléctrico tendríamos que unas pérdidas de US$1,007,190.23 excluyendo pagos por capacidad.
Finanzas públicas
Debido a que el sector esta subsidiado por el gobierno a través de la tarifa eléctrica y transfiere recursos para cubrir el déficit financiero de las EDEs, podemos concluir que un apagón general representa un ahorro para las finanzas públicas.
Desde el momento que ocurrió el evento hasta que se restableció gradualmente el sistema, se dejó de subsidiar algún monto de tarifa eléctrica, al igual que hubo una reducción por concepto de transferencia a las EDEs. Esta misma lógica aplica en los apagones que se ofrecen diariamente bajo el concepto de la gestión de demanda.
