Resiliencia, gobernanza e inversión en transmisión
Resiliencia, gobernanza e inversión en transmisión Resiliencia, gobernanza e inversión en transmisión Sistema e[ctrico: ResiLiencia gobernanza e inversión en transmisión A un mes de cumptirse un año del apagón deL 25F, expertos y actores deL sector anaLizan cuánto ha avanzado eL SEN en resiLiencia operativa, transmisión y gobernanza, y qué brechas siguen abiertas frente a un sistema más complejo. Por Horacio Acuña Enero Enero encuentra al sistema eléctrico chileno en un punto de inflexión.
A un mes de cumplirse un año del apagón masivo del 25 de febrero de 2025 (25F), el mayor en décadas, el país exhibe avances reLevantes en capacidad renovable, almacenamiento y proyectos estructurales estructurales como la línea Kimal-Lo Aguirre. Sin embargo, el recuerdo de más de 24 horas sin suministro en una parte significativa del territorio sigue marcando el debate sobre resiliencia, gobernanza y transmisión. El evento del 2SF no fue un hecho aislado.
En el último trienio, el Sistema Eléctrico Nacional [SEN) ha registrado registrado incidentes recurrentes -fallas en líneas críticas, desconexiones masivas y dificultades en la recuperación recuperación deL servicioque han expuesto las costuras de una red tensionada. Estas debilidades son el resultado de una infraestructura exigida al Límite por la descarbonización descarbonización acelerada, la integración masiva de energías renovables variables y Los desafíos propios de La digitalización digitalización operativa.
La faLla de febrero de 2025 tuvo su origen en el sistema de transmisión del norte del país y derivó en una separación temporal deL sistema que no logró ser contenida por los esquemas de defensa ni revertida en los tiempos previstos. previstos.
Más allá del gatillante técnico, el episodio evidenció una combinación de debilidades: automatismos que no operaron según lo modelado, dificuLtades de comunicación, comunicación, coordinación operativa compleja y un proceso de recuperación recuperación más lento de lo esperado.
BALANCE Y MEDIDAS Desde el Coordinador Eléctrico Nacional ICEN), su director director ejecutivo [quién dejará su cargo a partir del 31 de marzo próximo], Ernesto Huber, sostiene que el evento “evidenció que el Sistema Eléctrico Nacional necesita de algunos ajustes para asegurar los niveles actuales y aumentar aumentar la seguridad operativa, lo que involucra a todos los actores del sistema.
Esto es evidente en temas como el seguimiento estricto de los protocoLos para realizar trabajos o intervenciones en instalaciones conectadas a La red, así como el correcto funcionamiento de los elementos de protección y control de instalaciones energizadas, y el comportamiento dentro dentro de los estándares normativos de todas las centrales de generación, de diversos tamaños, ante perturbaciones que se pueden producir en eL sistema, de modo que la red responda adecuadamente”, afirma.
A partir de Los análisis posteriores, el organismo ha instruido medidas correctivas y preventivas, orientadas a fortalecer la resiliencia operativa del sistema y reducir reducir la probabilidad de que una contingencia localizada derive en un evento sistémico.
Esto ha incluido la revisión revisión y ajuste de las Lógicas de protección y esquemas de defensa del sistema, en coordinación con empresas de transmisión y generación; el refuerzo de protocolos operativos de contención; y la revisión deL desempeño de centrales.
TRANSFORMAÓN TECNOLÓGICA No obstante, más allá deL apagón de febrero, Huber enfatiza enfatiza que es importante entender que el sistema compLeto está en un proceso de transformación tecnológica acelerada acelerada como parte de La transición energética, “donde cada vez hay menos generación síncrona, la que está siendo reemplazada por recursos basados en convertidores mediante mediante eLectrónica de potencia, que requieren cambios en Los paradigmas de operación segura”. Añade que, para adaptar la red a este nuevo escenario, se han tomado decisiones operativas temporaLes a fin de garantizar niveles adecuados de inercia y capacidad de cortocircuito, y estructurales de mediano plazo, como La licitación de un servicio complementario que permitirá instalar infraestructura para aportar control de tensión al sistema, como son los condensadores síncronos.
Además, se han hecho propuestas de estándar a la autoridad autoridad sectorial, para que las plantas solares, eólicas y el almacenamiento incorporen convertidores del tipo grid forming, que contribuyen a dar mayor fortaleza a la red eléctrica.. Resiliencia, gobernanza e inversión en transmisión Sistema e[ctrico: ResiLiencia gobernanza e inversión en transmisión A un mes de cumptirse un año del apagón deL 25F, expertos y actores deL sector anaLizan cuánto ha avanzado eL SEN en resiLiencia operativa, transmisión y gobernanza, y qué brechas siguen abiertas frente a un sistema más complejo. Por Horacio Acuña Enero Enero encuentra al sistema eléctrico chileno en un punto de inflexión.
A un mes de cumplirse un año del apagón masivo del 25 de febrero de 2025 (25F), el mayor en décadas, el país exhibe avances reLevantes en capacidad renovable, almacenamiento y proyectos estructurales estructurales como la línea Kimal-Lo Aguirre. Sin embargo, el recuerdo de más de 24 horas sin suministro en una parte significativa del territorio sigue marcando el debate sobre resiliencia, gobernanza y transmisión. El evento del 2SF no fue un hecho aislado.
En el último trienio, el Sistema Eléctrico Nacional [SEN) ha registrado registrado incidentes recurrentes -fallas en líneas críticas, desconexiones masivas y dificultades en la recuperación recuperación deL servicioque han expuesto las costuras de una red tensionada. Estas debilidades son el resultado de una infraestructura exigida al Límite por la descarbonización descarbonización acelerada, la integración masiva de energías renovables variables y Los desafíos propios de La digitalización digitalización operativa.
La faLla de febrero de 2025 tuvo su origen en el sistema de transmisión del norte del país y derivó en una separación temporal deL sistema que no logró ser contenida por los esquemas de defensa ni revertida en los tiempos previstos. previstos.
Más allá del gatillante técnico, el episodio evidenció una combinación de debilidades: automatismos que no operaron según lo modelado, dificuLtades de comunicación, comunicación, coordinación operativa compleja y un proceso de recuperación recuperación más lento de lo esperado.
BALANCE Y MEDIDAS Desde el Coordinador Eléctrico Nacional ICEN), su director director ejecutivo [quién dejará su cargo a partir del 31 de marzo próximo], Ernesto Huber, sostiene que el evento “evidenció que el Sistema Eléctrico Nacional necesita de algunos ajustes para asegurar los niveles actuales y aumentar aumentar la seguridad operativa, lo que involucra a todos los actores del sistema.
Esto es evidente en temas como el seguimiento estricto de los protocoLos para realizar trabajos o intervenciones en instalaciones conectadas a La red, así como el correcto funcionamiento de los elementos de protección y control de instalaciones energizadas, y el comportamiento dentro dentro de los estándares normativos de todas las centrales de generación, de diversos tamaños, ante perturbaciones que se pueden producir en eL sistema, de modo que la red responda adecuadamente”, afirma.
A partir de Los análisis posteriores, el organismo ha instruido medidas correctivas y preventivas, orientadas a fortalecer la resiliencia operativa del sistema y reducir reducir la probabilidad de que una contingencia localizada derive en un evento sistémico.
Esto ha incluido la revisión revisión y ajuste de las Lógicas de protección y esquemas de defensa del sistema, en coordinación con empresas de transmisión y generación; el refuerzo de protocolos operativos de contención; y la revisión deL desempeño de centrales.
TRANSFORMAÓN TECNOLÓGICA No obstante, más allá deL apagón de febrero, Huber enfatiza enfatiza que es importante entender que el sistema compLeto está en un proceso de transformación tecnológica acelerada acelerada como parte de La transición energética, “donde cada vez hay menos generación síncrona, la que está siendo reemplazada por recursos basados en convertidores mediante mediante eLectrónica de potencia, que requieren cambios en Los paradigmas de operación segura”. Añade que, para adaptar la red a este nuevo escenario, se han tomado decisiones operativas temporaLes a fin de garantizar niveles adecuados de inercia y capacidad de cortocircuito, y estructurales de mediano plazo, como La licitación de un servicio complementario que permitirá instalar infraestructura para aportar control de tensión al sistema, como son los condensadores síncronos.
Además, se han hecho propuestas de estándar a la autoridad autoridad sectorial, para que las plantas solares, eólicas y el almacenamiento incorporen convertidores del tipo grid forming, que contribuyen a dar mayor fortaleza a la red eléctrica.. Resiliencia, gobernanza e inversión en transmisión “Más aLlá deL apagón de febrero, es importante entender que el sistema completo está en un proceso de transformación tecnológica acelerada como parte de la transición energética”, afirma Ernesto Huber, director ejecutivo del CEN. Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de Chite.
ROBUST UM ITADA Desde la mirada de las empresas de transmisión, Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras Transmisoras de ChiLe AS., subraya que eL 25F reveló la Limitada robustez del sistema frente a eventos extremos de baja probabilidad, pero alto impacto. “No se trató de una soLa causa ni de la faLla de un soto actor, sino de una secuencia de eventos que eL sistema no logró contener ni revertir con la rapidez esperada, señala.
A partir de esto, identifica tres brechas brechas principales: La necesidad de mayor resiLiencia operativa, “entendida “entendida no solo como cumpLir criterios de diseño, sino como la capacidad real de absorber una falta y recuperarse recuperarse rápidamente; la faLta de coordinación coordinación y calidad de Las comunicaciones comunicaciones operacionales, especialmente en escenarios de crisis; y una mirada reguLatoria que aún prioriza la eficiencia eficiencia promedio por sobre la gestión de eventos extremos.
No obstante, el líder gremial destaca que el país cuenta con un marco regulatorio regulatorio sólido y con una institucionalidad institucionalidad cLara, donde las responsabilidades responsabilidades de transmisores, generadores y del Coordinador Eléctrico Nacional están definidas. “Pero los eventos recientes muestran que ese marco puede perfeccionarse para responder responder mejor a eventos de una magnitud como la deL 25F y a un sistema cada vez más complejo y exigente. No se trata de cambiar los roLes de fondo, sino de clarificar y fortalecer las responsabiLidades responsabiLidades en aspectos críticos”, añade. Particularmente, menciona materias como intervenciones en sistemas de protección, estándares de comunicación en contingencias y aplicación efectiva de los planes de recuperación del servicio.
Con una visión más crítica, Juan ManueL ManueL Contreras, gerente general de CT Energía, plantea que eL apagón “no debió ocurrir”. A su juicio, los automatismos automatismos y pLanes de defensa y recuperación recuperación “no operaron de la forma como se previó en la modelación, y La faLla en las comunicaciones de subestaciones retrasó significativamente significativamente el restablecimiento del servicio. servicio.
Si bien reconoce la necesidad de invertir en transmisión para optimizar optimizar la operación y aumentar la resiliencia, resiliencia, advierte que ello no justifica operar en condiciones inseguras ni la falla de los sistemas de respuesta rápida. Desde la academia, Aníbal MoraLes, investigador deL Centro de Transición Energética (CTE) de la Universidad San Sebastián [USSJ, pone el foco en cómo está configurado el Sistema Sistema Eléctrico Nacional.
A su juicio, se trata de una red extensa y altamente interconectada, con una alta dependencia dependencia de corredores específicos de transmisión, lo que aumenta La sensibiLidad sensibiLidad deL sistema frente a contingencias contingencias relevantes y compLejiza su operación y recuperación.
RETOS DE LA EXPANSIÓN Por otro Lado, Ernesto Huber resalta resalta que uno de Los componentes cLave cLave para fortalecer la resiliencia deL sistema es reforzar la capacidad de transmisión deL país, especialmente en redes zonales, que son las que conectan la carretera central del sistema, sistema, que va en el eje norte-sur, con los grandes puntos de consumo”. Sin embargo, estima que eL mayor desafío está en que las obras definidas definidas en los planes de expansión de la transmisión se puedan concretar EJ, 1 H Ernesto Huber, director ejecutivo del CEN.. Resiliencia, gobernanza e inversión en transmisión en los pLazos previstos, situación especialmente especialmente crítica en las obras de ampLiación. Hemos visto que esto también ha afectado aL crecimiento de otro tipo de infraestructura a nivel país, por Lo que urge una revisión de los factores que ralentizan su ejecución, ejecución, señala. A su vez, Juan Manuel Contreras advierte advierte que el desarrolLo de La transmisión transmisión tiene distorsiones en La planificación planificación a nivel nacionaL yen cómo se desarrollan las obras zonales. Agrega Agrega que también se presentan dificultades dificultades para materializar Las obras de transmisión, principalmente debido a las concesiones y servidumbres.
Javier Tapia considera que es clave incorporar de manera explícita la resiliencia resiliencia en el diseño de [a expansión de La transmisión, de modo que el sistema esté mejor preparado para eventos poco frecuentes, pero aLtamente aLtamente disruptivos, especialmente en un contexto de creciente complejidad operativa. ÑESGOS SUBES11MADOS Considerando una perspectiva de largo plazo, los entrevistados coinciden coinciden en que algunos de Los principales principales riesgos para La resiliencia del sistema sistema e[óctrico chileno aún no están plenamente internahzados.
Más aLlá de las lecciones inmediatas del apagón del 25F, los expertos advierten advierten que la transición energética, la digitaLización de La operación y una mayor exposición a eventos extremos están tensionando un sistema que debe anticipar vulnerabilidades estructurales estructurales antes de que se traduzcan traduzcan en fallas de gran impacto. Uno de esos riesgos se relaciona con la estabilidad operativa de un sistema con creciente penetración de generación generación conectada mediante inversores, principalmente asociada a fuentes renovabLes como La solar y [a eólica. Juan Manuel Contreras advierte que muchos de los mótodos y modelos de análisis siguen concebidos para máquinas rotantes, en un sistema que evoLuciona hacia una mayor presencia presencia de generación renovable basada basada en inversores.
En ese contexto, Según AníbaL MoraLes, investigador deL CTEUSS, CTEUSS, “L seguridad deL sistema no depende soLo de La infraestructura física, sino deL desempeño integrado de Las protecciones, Las teLecomunicaciones y La coordinación operativa”. Juan Manuel Contreras! gerente generaL de CI Energía. 4,1 Aníbal Morales! investigador deL CTE-USE.
El robustecimiento de [a infraestructura de transmisión es un piLar fundamental para garantizar la resiliencia y la estabiLidad del sistema eléctrico.. Resiliencia, gobernanza e inversión en transmisión señala que no se está avanzando a la misma velocidad en la actualización de enfoques técnicos, lo que obliga a revisar cómo se evalúa y verifica la estabilidad del sistema bajo nuevas configuraciones topológicas. A este desafío se suma la configuración configuración estructural del Sistema Eléctrico Eléctrico NacionaL.
Aníbal Morales enfatiza enfatiza que su extensión longitudinaL y la concentración de flujos en un número limitado de corredores críticos críticos de alta tensión lo vuelven particularmente particularmente sensible ante la pérdida simultánea de activos críticos.
Fenómenos Fenómenos climáticos extremos -como olas de calor, incendios forestales o eventos de vientono solo aumentan la probabilidad de fallas físicas, sino que además reducen los márgenes térmicos y operacionales en momentos momentos de alta demanda, amplificando el impacto de las contingencias. Finalmente, los voceros advierten sobre riesgos emergentes asociados asociados a la digitalización. La mayor dependencia dependencia de sistemas de control, telecomunicaciones y subestaciones digitales introduce desafíos en ciberseguridad ciberseguridad y en el desempeño integrado integrado de la operación, incluyendo la coordinación entre sistemas críticos.
Como plantean Contreras y Morales, fallas en estos sistemas -ya sea por errores, accesos no autorizados o interrupciones interrupciones externaspueden generar generar efectos sistémicos comparables a una falla física mayor, lo que refuerza la necesidad de abordar la resiliencia de manera integral. UENA COMO EEDELSISTEMA A un año del apagón del 25F, el consenso consenso es claro: la resiliencia dejó de ser un concepto accesorio y pasó a convertirse en un eje central del sistema sistema eléctrico. La transición energética, energética, la electrificación de la demanda y la exposición a eventos extremos exigen una red capaz no solo de operar operar eficientemente, sino de absorber fallas y recuperarse con rapidez.
En opinión de Javier Tapia, es necesario necesario actualizar la normativa para reflejar reflejar la realidad de un sistema con alta penetración de energías renovables renovables y mayor dependencia de tecnologías tecnologías digitales, donde la resiliencia y la capacidad de respuesta ante fallas deben tener un peso mayor. Avanzar en ese sentido permitiría reducir la probabilidad de eventos sistémicos y mejorar la recuperación cuando estos estos ocurren, asevera.
En esa línea, desde una mirada técnica, técnica, el debate apunta a que la resiliencia resiliencia del sistema no se resuelve solo con más infraestructura, sino que exige revisar los criterios de diseño, diseño, operación y planificación bajo los cuales hoy funciona la red. “La seguridad del sistema no depende depende solo de la infraestructura física, sino del desempeño integrado de las protecciones, las telecomunicaciones telecomunicaciones y la coordinación operativa, añade Aníbal Morales.
El desafío hacia adelante pasa por acelerar inversiones en transmisión, especialmente en redes zonales y corredores críticos; fortalecer la gobernanza gobernanza operativa y regulatoria; y alinear incentivos para que la resiliencia, resiliencia, el mantenimiento avanzado y la modernización tecnológica tengan un peso explícito en la toma de decisiones. decisiones. De lo contrario, el riesgo es que nuevos incidentes quizás menos menos visibles que el 25F, pero igualmente igualmente disruptivos sigan poniendo a prueba la seguridad del suministro eléctrico en Chile. r 1 1.
Los sistemas bS5 se han consolidado como un compLemento de Las redes de transmisión, al aportar flexibiLidad y respaldo a un sistema con creciente penetración renovable. dEL apagón deL 25 de febrero dejó en evidencia que eL sistema eléctrico aún no enfrenta con suficiente robustez eventos extremos de baja probabilidad, pero aLto impacto, advierte Javier Tapia, director ejecutivo de Transmisoras de ChiLe..