Una serie de novedades dejó la comparecencia ante la comisión investigadora de la Cámara de Diputados de varios integrantes del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). Pese a que la instancia fue creada para investigar los masivos cortes de luz registrados en agosto de 2024, el episodio ocurrido el martes 25 de febrero y que terminó con todo el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) caído se tomó la sesión de este martes.

Allí, comparecieron todos los integrantes del consejo directivo del CEN, encabezados por su presidente, Juan Carlos Olmedo, junto al vicepresidente, Jaime Peralta, y acompañados por los consejeros Carlos Finat, Bernardita Espinoza y Humberto Espejo. A ellos se sumó Ernesto Huber, director ejecutivo del CEN.

En su presentación, el CEN entregó “información preliminar” respecto del apagón, y aunque enfatizó que dichos antecedentes fueron recopilados “en función de la información que estamos recibiendo de las empresas”, son en primera instancia los datos que se tienen sobre lo ocurrido el día del incidente.

Ernesto Huber fue el encargado de remarcar que, antes del apagón, “el abastecimiento del sistema se realizaba en forma normal manteniendo los criterios de seguridad con que habitualmente se opera el sistema”, por lo que antes de las 15:16 horas del martes 25 de febrero “teníamos una participación importante, como es habitual en este horario, de energía renovable en el sistema”.

Allí, confirmó algunos antecedentes que ISA Interchile, la propia empresa propietaria de la línea donde se originó la falla, ya había hecho públicos. Al momento de la falla, transitaban por las dos líneas 1.800 MW entre Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar. Según Huber, dicho volumen de energía respeta “el criterio N-1, es decir, que la falla de un elemento del sistema no provoca un apagón o una propagación de la falla en el sistema”.

En eso, destacó que “el límite de transmisión de esta línea es del orden de los 2.000 MW, es decir, estábamos operando por debajo de las transferencias, habida cuenta de los recursos que habían disponibles en el sistema”.

Pero cuando siguió con su relato, Huber entregó algunos antecedentes que eran desconocidos hasta el momento. Según detalló, la falla se produjo a las 15:15:40 horas del martes 25 de febrero, segundos antes de las 15.16 horas. En ese momento “se registró una operación incorrecta de las protecciones de la línea, desconectando ambos circuitos”, dijo, recordando que “eso es muy importante porque, si se hubiera desconectado un solo circuito habida cuenta del criterio de seguridad no habríamos tenido la perturbación que tuvimos en el sistema”.

Ahí vino la primera y más importante revelación. Los sistemas de protección de la línea estaban fallando casi dos horas antes del incidente, según reportó la propia firma.

“Con los antecedentes que tenemos a la fecha, esta protección -me refiero a la protección de la línea de ISA Interchile que abrió los dos circuitos- no debió haber operado causando la apertura de ambos circuitos de la línea. De hecho, la empresa ISA Interchile había informado a las 13.35 horas de ese día que esta protección estaba fuera de servicio, con el respaldo de esta protección totalmente operativo. Por esta razón, requerimos la realización de una auditoría específica para determinar finalmente qué sucedió”, dijo Huber.

Dichas auditorías fueron anunciadas el miércoles 26, antes de 24 horas de ocurrido el apagón total del SEN.

La propagación de la falla a todo el SEN también es objeto de esas investigaciones, tanto de Estudio de Análisis de Falla (EAF) como de las auditorías. Allí, asoma el rol clave de Transelec, encargada de operar el sistema Scada, que permite operar en forma remota el sistema eléctrico. En la zona norte, la firma tiene la operación de dicho sistema.

“El sistema tiene mecanismos de mitigación para este tipo de situaciones por lo que se está investigando su correcta operación como parte del estudio de análisis de falla”, indicó Huber, quien agregó que sobre las labores de recuperación del servicio, “una vez ocurrido el evento a partir de las 15.18 el Centro de Despacho y Control (CDC) del Coordinador da las instrucciones para iniciar el plan de recuperación de servicio”, pero que en ese momento el Scada de Transelec “que ejerce funciones de centro de operación para la recuperación de servicio” no estaba disponible.

“La indisponibilidad del sistema Scada de Transelec resultó determinante para la recuperación del sistema, habida cuenta que la función de COR que ejerce Transelec es la que finalmente permite la participación de las centrales generadoras que tienen esta partida autónoma, y son las que inician la recuperación del servicio en las distintas islas en que se conforma el sistema eléctrico después de un apagón”, subrayó.

Allí, detalló que “a las 15.22 (Transelec) nos informa que perdieron comunicación y están sin escala ni telecontrol para poder conformar e iniciar la aplicación del esquema de recuperación de servicio”, y que cuatro minutos más tarde la firma detalló que estaba operando “sin plataforma telefónica ni tampoco sistema Scada y que está desplazando personal a los centros de respaldo en Alto Jahuel”.

Otra de las revelaciones del Coordinador fue el incumplimiento de “un conjunto de empresas” que no entregaron sus informes respectivos al organismo, una vez transcurridas las primeras 48 horas desde el apagón, como lo establece la normativa.

“Nosotros hemos trasladado una denuncia a la Superintendencia de Electricidad y Combustible (SEC) con las empresas de un conjunto de empresas que no han reportado todavía el informe de 48 horas y esperamos el día de hoy recibir los informes complementarios que van a ser un insumo muy importante para poder elaborar el estudio de análisis de falla que tenemos que entregar el 18 de marzo”, explicó Huber

Y aunque no las mencionó, el listado detallado de las empresas denunciadas a la SEC consta en una carta que el Coordinador remitió este lunes a la superintendenta Marta Cabeza, denunciando un eventual incumplimiento a la normativa eléctrica, tras no haber recibido los Informe de Falla Preliminar (IFP),

El listado está conformado por las siguientes empresas:

Parque Eólico El Maitén, Prime Energía Quickstar, Arauco Bioenergía, Empresa Eléctrica La Leonera, Hidromocho, Fotovoltaica del Desierto, Empresa Eléctrica Pehuenche, RTS Energía, Patagüilla Solar, Parque Solar Fotovoltaico Luz del Norte, Sistema de Transmisión del Norte, Central Colmito, Comasa, EnfraGen Chile Solar, Besalco Energía Renovable, Hidroeléctrica Dos Valles, Hidroeléctrica El Paso, Pacific Hydro Chile, Sociedad Austral de Transmisión Troncal, Sociedad de Transmisión del Norte y Pacific Hydro Transmisión.

En su presentación, Huber explicó dentro del proceso de investigación de la falla, una tarea que la normativa le encarga al Coordinador, está considerada la información que aportan todas las empresas coordinadas, y en especial, el reporte que las compañías deben entregar a las 48 horas de ocurrida una falla como la del pasado martes.

“A las 48 horas las empresas coordinadas deben entregar una información preliminar de las protecciones que fueron activadas o operadas producto del evento a la contingencia que hay en el sistema”, dijo Huber.

En su explicación, agregó que “al quinto día hábil, que en particular respecto a la falla del martes 25 de febrero se está cumpliendo hoy día, deben complementar esos informes de falla donde está toda la secuencia de los eventos y las protecciones que finalmente operaron en el sistema”.