El apagón del 25 de febrero de 2025 que dejó a oscuras a Chile aún tiene interrogantes por responder. Un estudio encargado por Fundación Enel al Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) entrega un análisis integral orientado a estimar el Valor de la Energía No Suministrada (VoLL, por sus siglas en inglés) para el país, cuantificando además las pérdidas económicas derivadas de dicho evento.
El informe de 112 páginas, titulado "Estimación de impactos de blackouts en Chile", al que tuvo acceso Diario Financiero, da cuenta de que el evento interrumpió aproximadamente 81.430 MWh de energía. En términos agregados, se señala que el costo total alcanza cerca de US$ 984 millones, comparable al orden de magnitud de los pagos anuales por potencia en Chile -que es mecanismo para asegurar la disponibilidad de energía- , cercanos a US$ 1.000 millones.
En concreto, se cuantifica cuánta energía dejó de suministrarse durante el evento y se valoriza según qué sectores de la economía la dejaron de recibir. En lugar de aplicar un único costo de falla nacional, la metodología utilizada asigna a cada actividad económica un costo propio, en función del valor que genera por cada unidad de electricidad que consume.
De acuerdo con los cálculos, el sector minero presenta el mayor volumen de energía interrumpida entre todas las actividades económicas (46.696,68 MWh), superando ampliamente al resto de los sectores productivos. Sin embargo, su costo total relativo (US$ 92,5 millones) se ve moderado por un VoLL sectorial bajo en comparación con otras actividades.
"Esto refleja la alta intensidad energética de la minería, pero también una menor pérdida de valor económico por unidad de energía no suministrada en relación con sectores de servicios o financieros", se dice.
En contraste con el sector minero, los clientes regulados no residenciales concentran cerca de la mitad del costo total del blackout, con US$ 484,1 millones. En este caso, explican, "el elevado impacto económico no se explica por el mayor volumen de energía interrumpida del sistema, sino por la combinación de una energía interrumpida considerable con un VoLL superior, comparable al del sector comercio, hoteles y restaurantes".
Y añaden que "este resultado pone de relieve la elevada exposición del sector productivo regulado a eventos de interrupción masiva y su contribución preponderante al costo social total del apagón".
En tanto, los clientes regulados residenciales concentran una fracción relevante de la energía interrumpida y del costo total, aunque su VoLL es sustancialmente menor que el de varios sectores productivos y de servicios. Esto se traduce —dicen— en un impacto económico agregado significativo, pero asociado a una pérdida unitaria por kWh inferior a la de actividades intensivas en valor agregado.
En términos estructurales, se sostiene que los resultados ponen de manifiesto que el costo económico del blackout no se distribuye de manera proporcional a la energía interrumpida, sino que depende de forma crítica del tipo de actividad afectada y de su productividad eléctrica implícita.
"Sectores con baja energía interrumpida pueden generar pérdidas económicas comparables a sectores altamente intensivos en energía cuando su VoLL es elevado, lo que refuerza la importancia de incorporar esta heterogeneidad sectorial en la evaluación del costo social de eventos de interrupción masiva", se advierte.
Además, la distribución regional de la energía no servida y el costo asociado evidencia una marcada concentración espacial del impacto del blackout en el norte y centro del país. En particular, la Región de Antofagasta presenta simultáneamente el mayor nivel de energía interrumpida y uno de los mayores costos económicos asociados, lo que refleja —se dice— "su alta participación en la demanda eléctrica nacional y la relevancia de actividades productivas intensivas en valor agregado, como la minería".
Por su parte, la Región Metropolitana constituye el segundo polo de mayor costo económico, aun cuando su energía interrumpida es inferior a la observada en Antofagasta, lo que evidencia que el impacto en esta región está fuertemente influido por un mayor VoLL asociado a la concentración de clientes regulados no residenciales.
Consultado uno de los autores del estudio, el director de Ingeniería Civil en Energía de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la UAI, Rodrigo Moreno, reflexiona que un evento de pocas horas concentró pérdidas equivalentes a un año completo de los instrumentos destinados a asegurar la suficiencia del sistema. "Esto obliga a entender la resiliencia no como un costo adicional, sino como un mecanismo de seguro frente a eventos catastróficos", advierte.
Destaca que el estudio identifica, además, una asimetría regulatoria: el costo de la suficiencia de generación se internaliza explícitamente, pero los riesgos asociados a las redes —donde se origina la gran mayoría de las interrupciones— reciben un tratamiento fragmentado y ex post, debilitando los incentivos a invertir en resiliencia.
Y enfatiza: "El costo de un apagón no depende solo de la energía no suministrada, sino de la composición sectorial de la demanda afectada y del rol de cada sector en la economía".
Impactos indirectos de un blackout
Las respuestas que los consumidores y las empresas han adoptado frente a la falta de confiabilidad del suministro eléctrico también son abordadas en el estudio. A través de casos en el mundo, se plantea que -por ejemplo- los apagones ejercen, en términos generales, un efecto negativo sobre la penetración de la movilidad eléctrica, al introducir incertidumbre operacional y riesgos para la autonomía de los vehículos. También generan cautela en la adopción de tecnologías como bombas de calor para climatización y calentadores eléctricos de agua.
Pero, por otro lado, una de las respuestas más inmediatas y extendidas frente a la recurrencia de apagones es la adopción de sistemas de generación de respaldo, principalmente mediante generadores a diésel o gasolina. Otra respuesta estructural frente a la falta de confiabilidad del suministro eléctrico es la búsqueda de autonomía energética mediante el despliegue de fuentes renovables descentralizadas, principalmente paneles solares en combinación con sistemas de almacenamiento.
A esto se suma el impacto en las empresas y en la competitividad económica. Se consigna que los estudios del Banco Mundial estiman que, en 137 países en desarrollo, las empresas enfrentan pérdidas anuales por ventas no realizadas del orden de US$ 82.000 millones debido a apagones, además de incurrir en US$ 64.000 millones en gastos de mitigación mediante autogeneración. En conjunto, estos efectos representan cerca de US$ 300.000 millones anuales en costos económicos asociados a la baja confiabilidad del suministro.
De hecho, en Nigeria la electricidad es identificada por las encuestas empresariales como el segundo mayor obstáculo para hacer negocios, y muchas fábricas destinan hasta un 40% de sus costos operativos a energía autoproducida, reduciendo su capacidad de expansión y contratación.
Recomendaciones
Asimismo, en el documento se proponen recomendaciones orientadas a fortalecer el uso del VoLL como herramienta de apoyo a la toma de decisiones en el sistema eléctrico.
En concreto, se plantea incorporar explícitamente la resiliencia sistémica en la planificación y regulación del sistema eléctrico. Según se argumenta, el costo económico del blackout del Sistema Eléctrico Nacional del 25 de febrero de 2025, estimado entre US$ 800 millones y US$ 900 millones, es comparable al orden de magnitud de los pagos anuales por potencia en Chile. "Esta comparación evidencia que eventos de baja probabilidad y alto impacto pueden destruir en pocas horas un valor económico equivalente a un año completo de instrumentos estructurales diseñados para asegurar suficiencia y confiabilidad", se dice.
Sin embargo, se añade, mientras la regulación internaliza explícitamente el costo de la adecuación de capacidad, los riesgos sistémicos asociados a la resiliencia son tratados de forma implícita, fragmentada y ex post. "Esta asimetría regulatoria genera una falta de incentivos a la inversión en resiliencia, particularmente en redes de distribución, donde las mejoras se traducen directamente en mayores tarifas, mientras que los beneficios se materializan en el largo plazo", sostienen.
También se recomienda interpretar el valor de energía no suministrada con cautela en comparaciones sectoriales y priorización de inversiones; reconocer explícitamente que no existe un único parámetro relativo al VoLL "correcto"; y asegurar consistencia metodológica y sectorial en el cálculo del VoLL.
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