Anatomía del peor apagón de la historia
A 1 reconstruir el martes 25 de febrero, que pasará a la historia como el día en que Chile sufrió su peor apagón de electricidad, vuelve una y otra vez la imagen de aquel conocido meme de tres Spiderman apuntándose unos a otros.
Todos se echan la culpa de las, en algunos casos, hasta más de 10 horas en que el Sistema Eléctrico Nacional estuvo prácticamente en el suelo: que el responsable fue una empresa, que fue la otra, que fue el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN)... Aún sin toda la información y en un levantamiento realizado con fuentes de empresas, expertos, autoridades y gremios es posible ir recomponiendo al menos algunos capítulos de esta historia que no sólo provocó, sino que prolongó un blackout que sólo podría asimilarse al del 14 de marzo de 2010, cuando la inestabilidad que dejó el terremoto del 27F provocó un corte que dejó sin luz desde Antofagasta hasta Chiloé a alrededor del 80% de la población por cerca de 2:45 horas. El de este martes fue aún peor. Desde Arica hasta la isla de Chiloé sin energía, cerca del 99% de la población afectada y una recuperación paulatina que tardó cinco horas para los más afortunados y hasta 15 horas para los últimos.
Es por eso que la búsqueda de responsabilidades no se focaliza tanto en la empresa ISA Interchile, la propietaria de capitales colombianos de la línea de transmisión donde se generó la primera falla, Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar, sino en quienes no levantaron el sistema en un tiempo razonable.
Cómo opera el sistema Desde el 2017 Chile tiene un gran Sistema Eléctrico Nacional (SEN), tras decidir unir a las dos grandes redes que existían hasta ese momento, el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) y el Sistema Interconectado Central (SIC). Ese año, además se introdujo una nueva institucionalidad, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), una corpora ción de derecho público autónoma (no depende del gobierno de turno ni de las empresas intervinientes) que está encargada de gestionar el sistema, coordinando a los integrantes de la red. Laentidades financiada por los clientes eléctricos, industriales o residenciales, con un cargo proporcional a su consumo.
EI SEN, que cubre 3.100 kilómetros de territorio -la distancia entre Escocia y Marruecos-, está conformado por generadoras (que producen energía eléctrica), transmisoras (que la transportan) y distribuidoras (que la entregan a los consumidores finales). El segmento de la transmisión, donde se suscitó la crisis, es como el sistema circulatorio del sistema, que lleva la energía a todo el cuerpo a través de más de 36 mil kilómetros de líneas.
Anatomía del peor apagón de la historia Dada la geografía de Chile, larga y flaca, su sistema eléctrico se define como radial: la gran mayoría de la electricidad va desde el norte y el sur hacia el centro, donde se concentran los consumos. "Una de las principales fortalezas del sistema es su diseño relativamente sencillo del punto de vista geográfico, que facilita, en términos relativos, la planificación y ejecución de mejoras. Pero su mayor debilidad radica en el marco regulatorio asociado a la planificación", dice el director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, Javier Tapia. Según Tapia, la inversión sectorial no ha crecido al ritmo requerido.
Los sistemas no radiales son los enmallados, como el europeo, que cuenta con muchas de estas carreteras que se entretejen y que permiten abastecer a sus diversos centros de consumo desde muchos lugares al mismo tiempo.
Existen tres tipos de transmisión: de alta tensión, líneas que trasladan enormes cantidades de energía para lo cual utilizan voltajes que van de los 500 mil voltios (500 kV) a los 23 kV; la media tensión, entre 1 y 23 kV, que son los "caminos" hacia los centros de consumo; y la baja tensión, menor a 1 kV, que son los tendidos que se despliegan en pueblos y ciudades para distribuir la luz.
La ley chilena de 2017, eso sí, distingue tres segmentos de transmisión: la red nacional, que equivale a las grandes carreteras de transporte; red zonal, que incluye los tendidos de menor tensión que llevan la energía a los consumidores finales, y la red dedicada, que vadirecto desde un generador a un gran 99% de la población fue afectada por el corte de luz, considerando la superficie comprometida desde Arica a la isla de Chiloé. consumidor, como una minera o el Metro.
Las redes de distribución son las más expuestas a intervención humana (choques, caídas de árboles, etc. ), y el 90% de las fallas se producen a este nivel, acotadas al alcance de la red amagada. nó el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) al hecho aún no revelado que activó los sistemas de protección de la línea. "El control de esta línea le dio la ordende desconectarse sin que hubiese un problema real en la red.
Puede ser un error humano, que alguien manipuló la Las tres principales empresas de transprotección con data errada, o que haya misión del país, y que son dueñas de los estado siempre mal diseñada", piensa tendidos de mayor tensión, son TranseRodrigo Moreno, profesor de Ingeniería lec, que cuenta con el 45,7% del mercaEléctrica de la Universidad de Chile. do total; ISA Interchile, que tiene el Eso sí, la alta carga de energía que 13,5%, y TEN, con un 9,2%, según la metransportaba la línea genera dudas somoria 2023 de Interchile. Aunque en rebre la gestión del sistema. Ello, porque, levancia, de Transelec depende cerca del 90% de los switches del sistema. La sucesión de hechos A las 15.15 de la tarde del martes, milisegundos antes de que se produjera el mega-apagón, el sistema nacional funcionaba sin problemas. No hubo incendios ni ataques ni explosiones. Por la hora, la mayor cantidad de energía viajaba de norte a sur pues era momento de mayor utilización de la energía solar.
La línea de transmisión de ISA Interchile de 500 kV en doble circuito, que recorre 200 kilómetros entre la subestación Nueva Maitencillo, cerca de Vallenar, en la Región de Atacama, y Nueva Pan de Azúcar, en las inmediaciones de La Serena, en la Región de Coquimbo, llevaba 1.800 MW (1,8 GW) de energía hacia el centro del país, un 15% de la demanda nacional de ese momento y el 25% del consumo entre Valparaíso y Puerto Montt.
Hasta que a las 15.16 horas ocurrió la "operación no deseada", según denomien junio de 2024, el CEN emitió la última versión de su "Estudio de Plan de Defensa contra Contingencias", que dejaba entrever que esa línea no debía operar con más de 1.600 MW para resguardar su seguridad. "En su diseño, los resultados (del estudio) verificaron la validez del Plan para una condición operativa de flujo de 1.600 MW (... ) Los cálculos realizados se ejecutaron considerando una condición operativa más optimista que la ocurrida el 25 de febrero", recuerda Carlos Suazo, de la consultora SPEC. "Cabe cuestionarse por qué la línea estaba operando a 1.8 GW, cuando el mismo coordinador, en sus estudios, reconoce que el límite es 1.6 GW para protegerse ante una contingencia de este tipo", se pregunta el ingeniero eléctrico con estudios de posdoctorado en la U. de Oxford, Miguel Sánchez.
Pese a que otros expertos de la industria afirman que la línea que falló originalmente puede incluso transportar hasta 2 GW, el volumen de energía que transportaba al momento del incidente es el primero de la serie de antecedentes que el análisis de falla debe esclarecer. Con todo, en menos de un segundo, el cortocircuito provocó la caída de otra línea más importante, Cardones-Polpaico, también de ISA Interchile, de 750 kilómetros, que alimenta a Santiago.
Ahí surge otra duda: por qué la falla no se aisló en la primera línea amagada y contagió a la otra más grande. "Por ahí pasaban 1.800 MW, no hay respaldo que aguante eso, se pierde toda esa energía y esa tensión, por lo que se activan los sistemas de protección", intenta explicar un experto. Y este hecho provocó un efecto cascada que fue desconectando a todo el sistema. La norma chilena dice que ante la falla de "un componente", ésta no se debe propagar a ningún cliente y todos los consumos deben seguir siendo suministrados.
Lo relevante es el destacado "un componente", porque la falla del martes fue simultánea en los dos circuitos de la línea afectada, por lo que "es más grande de lo que la norma regula". "Cuando se cae un circuito, el diseño de la red debe ser tal que se puede dejar de suministrar por ella, lo que es una contingencia simple, por lo que el planificador sabe cómo lidiar con ella.
Pero si se caen simultáneamente dos circuitos (un evento más profundo y crítico) se permite que se deje de suministrar parcialmente los consumos, pero lo que no puede ocurrir es un apagón total", dice Rodrigo Moreno.
El sistema eléctrico chileno cuenta con una norma de seguridad de redundancia llamada N-1, es decir que, si falla un elemento no se puede dejar de abastecer el consumo, pues existen instalaciones redundantes suficientes para responder a ese desperfecto.
Para llegar a una norma N-2, es decir, que no deje de suministrar energía pese a que fallen dos o más elementos al unísono, se debería pagar una tarifa muy superior, pues requeriría de inversiones de redundancia mucho mayores. Pero según ISA, el problema de su lí nea fue resuelto en 44 minutos. Es decir, a las 16.00 horas su línea ya estaba disponible para levantar el sistema. Sin embargo, en paralelo, se produjo una saga de errores que impidieron que el sistema volviera a la normalidad por mucho más tiempo del razonable.
Para los expertos, la contingencia evidenció tres fases o problemas: 1. la falla misma, que tiene un claro responsable; 2. la respuesta frente a la falla, que deja interrogantes, pues la norma establece que el apagón debió haber sido acotado y no nacional, y el CEN, según el artículo 5-33 de la norma, debió asegurarse de que así ocurriera. "Esta falla ha ocurrido antes, pero no se propagó", asegura Moreno. Y 3. el problema más grave: la recuperación del servicio. Aquí los dedos acusadores se entrecruzan. El presidente del CEN, Juan Carlos Olmedo, apuntó el mismo martes a las compañías que no habían cumplido con sus obligaciones.
Horas antes, el ministro de Energía, Diego Pardow (ver entrevista), había dicho que el sistema se había intentado recuperar tres veces y se había caído, nombrando como protagonistas a Transelecy a las plantas generadoras Rapel y Quintero, ambas de Enel Generación. Los ingenieros del CEN intentaban el martes reaccionar al evento tratando de levantar el sistema mediante islas, ya que recuperar todo el sistema de golpe arriesgaba una caída igual o peor. Y la manera más eficaz era activando plantas hidráulicas, térmicas a diésel o eólicas, que son de partida más rápida. Las de carbón, gas natural y solares tardan más. Pero había un elemento que también entró a jugar. El Plan de Recuperación de Servicio del CEN de junio pasado consideraba un listado de 23 centrales que podían partir de manera autónoma para levantar el sistema. Y sólo dos estaban validadas: Canutillary Quintero. Por eso, se pidió activar a la central hidroeléctrica Canutillar para iluminar a cargado es Engie. En la zona centro-sur, Transelec. Y el coordinador nacional opera la tercera capa y más importante, que engloba a todas las unidades. Según varias fuentes, aquí radicó el principal problema: Transelec se fue a negro con el corte.
La comunicación de su Scada se desconectó del coordinador nacional, no pudo ser restablecido de forma remota y no se reconectó hasta pasadas las 18 horas, cuando reparó el problema de forma manual. "Es clave saber qué pasó con el sistema Scada de Transelec", asegura el exministro de Energía Ricardo Ranieri. "El problema central es lo del Scada de Transelec, pues quitaba visibilidad al Coordinador", asegura una fuente del sistema. A tal nivel llegó esta dificultad que, en el caso de Arica, Transelec debió enviar a personal en camioneta desde Antofagasta hasta Arica para encender el switch de esa subestación. Además de este problema central, hay versiones sobre otra dificultad técnica, la frecuencia, que impidió conectaravarias unidades. Según la norma, el sisteUna cascada de fallos, errores u omisiones terminó el pasado martes con una crisis eléctrica sin precedentes. Lo que comenzó con un desperfecto en una línea de transmisión, terminó en milisegundos con todo Chile a oscuras. De sus causas y consecuencias, los intervinientes del sistema, que opera unificado desde 2017 desde Arica hasta Chiloé, se culpan unos a otros. Pero aún faltan detalles que podrán hacer la diferencia respecto a las responsabilidades y los pagos de multas y/o compensaciones. Un reportaje de IGNACIO BADAL Y VÍCTOR GUILLOU Foto ANDRÉS PÉREZ Puerto Montt y a la térmica Quintero para alimentar a Valparaíso y Viña del Mar. En el caso de Santiago, se recurrió a la hidroeléctrica Rapel, no validada aún, para que encendiera al menos el centro de Santiago. Rapel se cayó varias veces antes de conectarse, pero su dueña, Enel, dice que estaba disponible y que el problema no era de su responsabilidad. Es que en ese momento las comunicaciones estaban fallando.
Los operadores del CEN debieron utilizar incluso teléfonos celulares para comunicarse con algunos de sus coordinados y en repetidas ocasiones no hubo opción de contactar a Transelec, dicen quienes conocieron ese episodio: no había comunicación telefónica. Otros actores comentan que desde el Coordinador hubo errores: al menos a dos firmas se les contactó solicitando encender equipos que no tenían. Pero existía una dificultad mayor: la famosa plataforma Scada. Scada es una plataforma tecnológica que cada integrante del sistema eléctrico posee para controlar su funcionamiento e integrarse al sistema. Opera por capas. La capa más básica es la que tiene cada unidad.
Una segunda capa es la que coordina las unidades por zonas: en el norte el en16 millones de dólares, el monto máximo de la compensación que podría pagar una empresa de transmisión. ma opera bajo una estrecha banda de frecuencia de entre 49,9 y 50,1 megahertz. Y la inestabilidad provocada por el apagón impidió regular esta frecuencia para que ingresaran las centrales sin arriesgar su propia integridad. Esta estabilización, también a cargo del CEN, tardó más del tiempo adecuado, reclaman algunos operadores. Un elemento no menor de la recuperación del sistema fue el costo que se debió pagar por ella.
Si antes de la falla, el costo marginal de la energía se balanceaba en torno a los 80 o 90 dólares el megawatt/hora, tanto en los intentos de recuperación como en el restablecimiento final del suministro, el costo se elevó a US$200 por MW/h, que es el precio al que venden la energía las centrales más caras, las que usan petróleo diésel. Fue el precio que se les pagó a todas las centrales que levantaron al SEN. Multas o compensaciones De la aclaración de las responsabilidades dependerán eventuales multas o compensaciones a los usuarios. Para ello, ya empezaron a correr los plazos. Pasadas 48 horas del apagón, todas las empresas enviaron sus informes de lo ocurrido durante la crisis en tiempo real. A los cinco días hábiles, es decir el martes, las compañías podrán complementar esa información. Allí se entregará el Informe Preliminar del Análisis de Falla.
Y en 15 días hábiles, es decir el 18 de marzo, el CEN deberá entregar su Estudio de Análisis de Falla final a la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC), el órgano que fiscaliza al sector y que puede imponer sanciones. Para esto, la SEC no tiene plazo. Luego, las empresas tienen 10 días hábiles para presentar observaciones.
La gran duda de la industria es si la SEC cuenta con las capacidades y recursos para enfrentar una investigación de esta envergadura, que es inédita. "Sí, la SEC cuenta con el personal técnico y los recursos adecuados para evaluar el informe del CEN y establecer responsabilidades. Sus profesionales tienen amplia experiencia en procesos similares, incluyendo apagones masivos y blackout", dijeron fuentes de la superintendencia. En paralelo, el Coordinador instruyó dos auditorías técnicas por lo ocurrido, a las que podrán postular consultores nacionales o extranjeros. La SEC, a la hora de definir responsables y sanciones, deberá tener en cuenta aspectos de la ley que podrían favorecer a algunas empresas. Por ejemplo, la norma establece que las instalaciones del sistema deben funcionar el 99,995% de las veces. Aritméticamente, esto equivale a 8.759,562 horas del año. Esto deja una ventana de 43,8 minutos del año para que una instalación pueda no funcionar, casi exactamente los 44 minutos que ISA Interchile dice que tardó en recuperar su línea. O el hecho de que la ley hable de un componente fallido, y en este caso se trate de dos, el doble circuito de la línea. La multa máxima que puede aplicar la SEC alcanza a US$8 millones.
Por eso, lo que más les podría doler a los responsables es la eventual compensación, pues el monto más alto a compensar por las empresas de transmisión llega hasta el 5% de sus ingresos regulados del año anterior, o 20.000 UTA, es decir, US$16 millones. Y aquí empiezan a tallar los "incentivos" de cada parte. Las gerencias de las compañías deben responder ante sus accionistas, por lo que evitarán al máximo cualquier pago. Y los integrantes del consejo directivo del CEN responden con su patrimonio personal ante eventuales responsabilidades hasta un máximo de 30 UTA ($24 millones). Expertos consultados creen que definir responsabilidades puede tardar meses. Y el pago de multas o compensaciones, hasta años. Porque a la decisión de la SEC vendrán, con toda seguridad, reclamaciones ante el Panel de Expertos eléctricos, el órgano de siete miembros encargado de resolver las diferencias técnicas en el sector. Y como ocurre en todos estos procesos, el derecho a reclamo llegará a la justicia ordinaria y hasta a la Corte Suprema para resolver. ?