Nuevo costo de falla y sus implicancias para el Sistema Interconectado

La brusca caída del costo de falla trae implicancias en la planificación de la operación de las centrales, en los precios del sistema y en las compensaciones que recibirían los clientes ante cortes en el suministro.

Por Cristián Marcelo Muñoz

Algunas semanas previas a la dictación del decreto N°51 de racionamiento, la CNE a través de una de sus resoluciones exentas redujo a la mitad el costo para la sociedad de no contar con electricidad¹. El costo de falla es un indicador de la pérdida de bienestar de la sociedad a causa de las interrupciones parciales o totales del suministro eléctrico y tiene implicancias en la planificación de la operación de las centrales, en los precios del sistema y en las compensaciones que reciben los clientes ante cortes en el suministro².

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El costo de falla impacta la generación de los embalses, en particular, la de aquellos con mayor capacidad de regulación, y en consecuencia también modifica la operación de las centrales termoeléctricas. En efecto, al ser menor el costo de fallar en el suministro de electricidad, se hace más barato el valor esperado del costo futuro de la operación del sistema eléctrico, tendiendo a adelantar el uso del agua en los embalses e impactando a la baja los actuales precios spot del sistema. Los menores precios también afectan a los generadores que venden sus excesos de energía en el sistema, los mismos que verán reducidos a la mitad sus ingresos spot cuando el precio spot escale al valor de la falla.

También se reducen las compensaciones que recibirían los clientes regulados ante cortes efectivos en el suministro de electricidad; ya sea, ante cortes repentinos de corta duración, o bien, fallas prolongadas de larga duración. Un aspecto que adquiere principal importancia debido al actual decreto de racionamiento que regirá al menos hasta septiembre de 2022.

Al reducir el costo de falla, más de 1.000 MW en centrales termoeléctricas a petróleo quedarían con un costo de operación superior al costo de falla en su primer tramo³; en palabras sencillas, el consumidor preferiría no contar con electricidad a pagar la operación de estas centrales. En buenas cuentas no sería clara la contribución de estas unidades a la suficiencia del sistema, es decir, la capacidad de suministrar la demanda en todo momento y en sus condiciones más críticas. Cabe señalar que los consumidores pagan anualmente poco más de US$60 millones a estas unidades por este concepto⁴.

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Otro impacto en la baja del costo de falla se refiere al retraso en la planificación de la construcción de las nuevas líneas de transmisión. En el corto plazo, involucra la actualización de los criterios de seguridad en los límites de las líneas de transmisión y en el ajuste de los sistemas de desprendimiento de carga, un aspecto que el Coordinador debe revisar durante la vigencia de un decreto de racionamiento.

En resumen, la brusca caída del costo de falla llama la atención sobre sus implicancias en la operación y en las transacciones de la energía en el sistema interconectado. Adicionalmente, su nuevo valor tiene poca relación con los actuales precios de los combustibles fósiles, los que se encuentran en sus niveles más altos de los últimos diez años.

Notas

1. 1. Resolución Exenta N°248 del 30 de julio de 2021.
   2. En la regulación se distinguen fallas de larga y corta duración; la primera se relaciona con déficits profundos y prolongados en el abastecimiento de energía, mientras que la segunda, son fallas que ocurren sin previo aviso, que podrían durar desde unos segundos hasta varias horas y que generalmente ocurren por eventos en las redes de transmisión y distribución.
   3. Significa que la falla en el suministro de electricidad puede llegar hasta un 5%.
   4. Algunas de estas centrales tienen la capacidad de operar dualmente con gas y petróleo, de modo que podrían continuar recibiendo pagos por suficiencia en la medida que muestren disponibilidad de gas.

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