El recuerdo del apagón del 25 de febrero resurgió esta semana luego de la formulación de cargos de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) al Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y a ocho eléctricas. Y ahora, este miércoles se dio a conocer un nuevo insumo para comprender lo que ocurrió el día en que Chile quedó prácticamente a oscuras. Se trata del informe final elaborado por un equipo de académicos para investigar las causas de la propagación de la falla que condujo masivo corte de suministro.
Infomes de falla no entregados, incompletos o presentados fueron de plazo, se dice sobre la conducta de algunos coordinados.
La investigación, encargada por el Coordinador Eléctrico y anunciada a fines de marzo, fue liderada por la Doctora en Ingeniería Claudia Rahmann, académica de la Universidad de Chile; y lo componen también Ricardo Álvarez, profesor asociado de la Universidad Técnica Federico Santa María; Jaime Muñoz, Juan Pablo Cerda y Osvaldo Jiménez, estos tres últimos ingenieros eléctricos de la Universidad de Chile. Además, el estudio incluye comentarios y observaciones de Héctor Chávez, académico de la Universidad de Santiago de Chile.
El documento, al que tuvo acceso DF, asegura que el colapso total del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) podría haberse evitado si se hubiesen cumplido las siguientes condiciones: los Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) hubiesen actuado exclusivamente sobre la demanda, según lo instruido por el Coordinador; las unidades de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) se hubiesen mantenido conectadas durante todo el evento, sin ser desconectadas por la acción de los EDAC; y en la isla norte, si las centrales renovables equipadas con control de potencia activa (APC) hubiesen reducido su generación en respuesta a un aumento de la frecuencia en dicha isla.
En el escrito, de 175 páginas, se indica que el evento reveló una serie de vulnerabilidades del SEN tanto en materia de infraestructura como en los sistemas de control y protección, junto con un número significativo de brechas en el cumplimiento de las disposiciones normativas vigentes.
En materia de reportabilidad y entrega de información, se constataron incumplimientos por parte de algunos coordinados. "Informes de falla no entregados, incompletos o presentados fuera de plazo, ausencia de oscilografías, entrega de datos erróneos y registros con estampas temporales incorrectas o inexistentes, son sólo algunos de los ejemplos de las falencias observadas a este respecto", se detalla.
Asimismo, se señala que el análisis de los informes de falla que las empresas deben presentar al Coordinador -a las 48 horas y a los cinco días posteriores a la fecha del evento- reveló un alto nivel de incumplimiento de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) tanto en términos de la entrega de dichos informes como en la provisión de registros de la operación real del sistema.
Responsabilidad del Coordinador y los coordinados
Si bien se reconoce que estos incumplimientos pueden obedecer a distintas causas, las más probables -aseguran- "se relacionan con sanciones poco disuasivas, limitada acción del organismo fiscalizador (SEC), o bien deficiencias en la reportabilidad de incumplimientos por parte del Coordinador".
Y recalcan: "Cualquiera sea la causa, lo ocurrido durante el 25 de febrero pone de manifiesto la necesidad urgente de reforzar los mecanismos de fiscalización y sanción, a fin de asegurar el cumplimiento de las obligaciones de reportabilidad establecidas en la normativa vigente".
El estudio también revela una serie de incumplimientos de algunas instalaciones de generación y de clientes en cuanto a su desempeño y actuación durante el evento. Se plantean brechas significativas en el cumplimiento de las disposiciones vigentes, destacando un número relevante de desconexiones anticipadas -sin justificación técnica- de unidades de generación. Solo en los primeros 1,5 segundos posteriores a la falla, precisan, se desconectaron 672,54 MW de generación a gran escala, lo que aceleró el deterioro de las condiciones operativas del sistema, comprometiendo, por ende, su estabilidad.
"El análisis dinámico realizado confirmó que si todas las unidades de generación se hubiesen mantenido conectadas durante la falla -y los recursos de control de contingencias hubiesen operado según lo instruido por el Coordinador-, habría sido posible mantener la estabilidad de ambas islas y evitar así el colapso total del SEN", se sentencia.
Pero no toda la responsabilidad recae en los coordinados en este aspecto. Se advierte que existen diversos factores que podrían atenuar dicha responsabilidad, entre los que destacan posibles fallas en los sistemas de protección, errores humanos involuntarios, deficiencias en las pruebas efectuadas durante la puesta en servicio, "o incluso omisiones en el proceso de revisión y validación de los ajustes de protecciones efectuado por el Coordinador en la etapa de comisionamiento".
"Las desconexiones de generación ocurridas durante el 25 de febrero evidencian la necesidad urgente de establecer mecanismos de monitoreo continuo del desempeño de las instalaciones del sistema, que permitan detectar oportunamente desviaciones respecto a lo exigido en la normativa y validado durante el comisionamiento", se recomienda.
Efecto PMGD
El estudio también aborda uno de los puntos que estuvo en discusión en los días posteriores del apagón: el efecto de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).
Con respecto a la actuación de las instalaciones de clientes, el estudio evidenció debilidades significativas en el desempeño de los esquemas EDAC ante la incorporación de generación PMGD en las redes de distribución. "En particular, en aquellos alimentadores con EDAC en la cabecera y unidades PMGD conectadas aguas abajo, la operación de dichos esquemas provocó la desconexión de las instalaciones PMGD, reduciendo la carga efectivamente desconectada y generando, por ende, un incumplimiento de los montos instruidos para la prestación del servicio de EDAC", se explica.
"El análisis dinámico realizado en el marco de este estudio confirmó que la desconexión de los PMGD durante el 25 de febrero no sólo tuvo un efecto en la demanda neta desconectada total, sino también en la estabilidad del sistema", se sostiene.
En este sentido, también se apunta al Coordinador, ya que si bien lo ocurrida refleja incumplimientos normativos por parte de algunos coordinados, se indica que también pone de manifiesto "un grado de responsabilidad del Coordinador, que no anticipó oportunamente el impacto que la incorporación masiva de unidades PMGD podría tener sobre la efectividad de los esquemas EDAC vigentes".
En este contexto, se dice que el apagón evidencia la necesidad urgente de actualizar el marco normativo vigente, "incorporando responsabilidades claras y procedimientos específicos que permitan enfrentar los cambios en las redes de distribución que inciden directamente en la operación segura del sistema eléctrico nacional".
Insuficiente nivel de coordinación entre el CEN y la SEC
Otro elemento que recoge el análisis es la demora excesiva en la implementación del Plan de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE) diseñado el año 2020.
Se recalca que dicho plan ya advertía la necesidad de contar con un automatismo capaz de dividir el SEN en dos islas eléctricas ante la apertura simultánea de ambos circuitos de alguna de las líneas del corredor de 500 kV entre las subestaciones Los Changos y Polpaico. Aunque la importancia de este automatismo fue ratificada por el Coordinador en el PDCE del 2024, al momento del 25 de febrero -se acusa- aún no se encontraba implementado.
"Si bien el análisis de estabilidad realizado en el marco del presente estudio reveló que la implementación de dicho automatismo habría tenido un impacto principalmente en los montos de energía no suministrada, la magnitud del retraso -superior a cinco años- resulta injustificable, más aun considerando que otras fallas (de distinta naturaleza), podrían derivar en consecuencias significativamente más graves en ausencia de dicho esquema", dice.
Y se enfatiza: "En particular, resulta especialmente preocupante que la no materialización de un mecanismo tan crítico para la seguridad del SEN no haya generado acciones por parte de las autoridades competentes".
Al respecto, se advierte que la no implementación del automatismo para dividir el SEN frente a contingencias críticas revela serias deficiencias en los procesos institucionales y mecanismos de fiscalización existentes, además de un insuficiente nivel de coordinación y comunicación entre el CEN y la SEC.
Asimismo, en el marco del análisis de estabilidad realizado, se destaca el rol clave que desempeñaron las centrales renovables con control de potencia activa (APC) en los resultados obtenidos: "Esto pone en evidencia la creciente relevancia de exigir que dichas unidades contribuyan de manera activa a la estabilidad del sistema eléctrico nacional, consolidándose como un recurso esencial para enfrentar contingencias y mantener los márgenes de seguridad del SEN".
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