Hace 363 días, a las 15:16 horas del 25 de febrero de 2025, se cortó la luz.
El 98,5% de la población del país, desde las regiones de Arica hasta Los Lagos, se quedó sin suministro eléctrico -algunas zonas por más de 10 horas- en lo que fue el blackout más extenso y masivo de la historia. Millones de dólares en pérdidas, todo el sistema energético cuestionado, el Coordinador Eléctrico Nacional y ocho empresas bajo investigación de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), liderada por Marta Cabeza, que en la primera ronda multó al organismo técnico y a tres empresas: Interchile, Transelec y Alfa Transmisión.
El Coordinador, presidido por Juan Carlos Olmedo, quedó ese día en el centro de los cuestionamientos. De hecho, la SEC enfocó su indagatoria en las condiciones que originaron el mega apagón y estimó que el Coordinador operó el sistema en condiciones inseguras, específicamente al mantener el corredor Nueva Maitencillo-Polpaico transmitiendo 1.800 MW, superando así el límite de 1.600 MW definido como seguro por sus propios estudios.
Según la entidad fiscalizadora, esto expuso al sistema a un riesgo elevado de inestabilidad ante contingencias, como la que finalmente ocurrió. Por ello decidió sancionar a cada consejero del Coordinador con una multa de casi $ 21 millones que debe ser pagada de su propio pecunio y no con cargo a la institución. El organismo sancionado lamentó este castigo, reiteró que actuó conforme a la normativa y solicitará una revisión de la multa.
Lecciones
¿Qué opina el organismo encargado de la operación del sistema del blackout? El Coordinador Eléctrico Nacional es enfático: “El evento del 25 de febrero no debió ocurrir y no puede repetirse”.
La principal lección del apagón es, a su juicio, “que la seguridad del sistema requiere cumplimiento estricto de la normativa y disciplina operacional por parte de todos los actores del sistema, siendo la resiliencia de la red un factor crítico”.
El análisis forense reveló brechas en la operación del sistema: falta de formación de los operarios sobre qué tienen que hacer; falencias en los protocolos y procedimientos, y hasta fallas de los equipos.
También un aspecto más estructural: el mayor peso de las generadoras medianas o pequeñas (PMGD) en el sistema, ya que representan el 10% de la oferta de electricidad y su conexión y desconexión no está tan reglada como la de otros productores, algo que ya alertó el biministro de Energía y Economía, Álvaro García, en entrevista con DF.
Respecto a qué ha hecho el Coordinador desde el pasado 25 de febrero de 2025, el organismo reseñó que implementó una agenda técnica con más de 20 medidas, organizadas en cuatro líneas de trabajo: prevenir fallas, contener su propagación cuando ocurren, recuperar el servicio con mayor rapidez y control, y fortalecer la mejora continua.
Según esta entidad, el evento evidenció el peligro de realizar “intervenciones en redes de telecomunicaciones asociadas a las protecciones de los equipos sin la debida autorización y coordinación, además de mostrar lo determinante que es contar con respaldos y comunicaciones robustas para contener la contingencia y recuperar el servicio”.
Por lo tanto, el foco del Coordinador fue realizar un análisis técnico del trágico evento y adoptar medidas concretas.
Entre estas últimas se cuentan “auditorías, ajuste de esquemas de defensas, monitoreo en tiempo real y fortalecimiento de los PRS (Plan de Recuperación de Servicio), para avanzar hacia un sistema más resiliente en un contexto de transición energética, que exige estándares más altos”, dijo el Coordinador.
Por eso, habiendo transcurrido un año, se sabe qué pasó y quién es el responsable, indicaron en la SEC.
La lucecita apagada
Partió con un error humano. Una lucecita de un equipo crítico no funcionaba y el operario de la línea 2×500 kV Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar pulsó unos botones para subsanarlo. Y, como relató un ingeniero, “fue como si los tapones del medidor de la casa saltaran y se apagara la luz”. Pero lo que se desconectó no fue la electricidad de una vivienda: fue la línea de transmisión en ambos sentidos.
La falla dividió al país en dos islas: norte (30% de la demanda) y centro-sur (70%). La isla norte se mantuvo operativa por pocos minutos antes de colapsar por inestabilidad de tensión, pero en la zona centro-sur, el desbalance de generación, fallas en esquemas de defensa y deficiencias en algunas centrales provocaron la caída de frecuencia y el colapso total del sistema.
De ahí en adelante, una cadena de errores. El sistema Scada de Transelec -los ojos del sistema eléctrico- no funcionó y tanto el Coordinador Eléctrico como las compañías estaban “ciegas”. Sin luz, este equipo Scada tiene una batería y un generador de respaldo: ambos fallaron. Scada, que físicamente está en Cerro Navia, también tiene un backup en Alto Jahuel, en Paine. Pues bien, los técnicos de Transelec se trasladaron raudamente y ese equipo tampoco funcionó.
Las distintas generadoras intentaban conectarse a la red e inyectar electricidad y no podían. Algo seguía fallando. Según el Coordinador, varias centrales generadoras no respondieron según la normativa, desconectándose de forma anticipada. Esto contribuyó a la propagación del apagón.
Sobre esto, la SEC sigue investigando el rol de Scada en la propagación del apagón, el llamado “desmembramiento” -cuando el sistema se separó en dos islas- y las responsabilidades en los Planes de Recuperación de Servicio.
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