Si mides el costo de una indisponibilidad solo por el tiempo que el activo está fuera de servicio, estás viendo apenas una parte del problema.
En transmisión, el impacto directo aparece en la parcela variable, con la frustración de los ingresos proyectados. En generación, en la cantidad de energía que deja de producirse mientras el activo está indisponible.
Esos son los costos que entran en la cuenta. Lo que normalmente queda fuera es el esfuerzo necesario después del evento.
Cada indisponibilidad exige horas dedicadas a la elaboración de informes, a la defensa ante los agentes involucrados y a la reposición de los recursos utilizados durante el evento.
El impacto no termina con el retorno del activo, continúa en la operación.
Cuando no hay una preparación adecuada, la propia respuesta a la indisponibilidad amplía el problema, sea por falta de recursos, de procedimientos o de capacidad de los equipos, lo que se traduce en más tiempo fuera de servicio.
Y, desde el momento en que hay una indisponibilidad forzada, el impacto es directo: pérdida de ingresos y posibilidad de penalidades contractuales.
Las decisiones orientadas solo por la reducción de costo inmediato en el O&M tienden a aumentar la exposición a indisponibilidades no programadas y sus efectos.
En el sector eléctrico, la diferencia es objetiva: las indisponibilidades programadas forman parte de la operación; las no programadas indican fallas de preparación, estructura o ejecución.
En Cotesa, tratamos este tema con foco en la previsibilidad, estructurando la operación para que las indisponibilidades ocurran de forma programada, con control sobre tiempo, recursos e impacto.
