Una clara advertencia sobre la posibilidad de que ocurra un nuevo apagón total en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), entregó la consultora eléctrica Inodú. En un reporte elaborado por el director de la consultora, Jorge Moreno, se analizaron las diferentes consideraciones sistémica que habrían incidido en la propagación de la falla que comenzó con la apertura de los dos circuitos de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar 500 kV, operada por Isa Interchile, y se identificó una serie de “brechas” que sugieren que “la posibilidad de ocurrencia de un nuevo evento de blackout sigue presente y no depende exclusivamente del nivel de transferencias del circuito norte”.

Allí menciona factores relevantes como, entre otros, el funcionamiento de los automatismos contemplados en el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, mecanismos que permiten desconectar carga tanto de generación como de consumo, en caso de perturbaciones en la operación normal del SEN.

El documento, de 31 páginas, enumera los factores que podrían volver a dejar sin suministro eléctrico a todo el SEN: una actuación inadecuada del automatismo para contener aumentos de frecuencia en la zona norte; la mayor sensibilidad que presenta el sistema eléctrico debido a menores recursos que contribuyen a la fortaleza de red e inercia en la zona central; el efecto agregado de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), que hoy representan casi un 30% de la generación diurna del sistema; una actuación inadecuada de los automatismos para contener reducciones de frecuencia en la zona central y sur: y la política de asignación de reservas de control primario y secundario de frecuencia en la operación del sistema.

Así, el documento apunta a la alta penetración que alcanzan actualmente las polémicas centrales PMGD, cuyo mecanismo de remuneración -denominado precio estabilizado- ha sido objeto de controversia entre distintas firmas del sector energético, y cuya capacidad instalada ya alcanza los 3.000 MW. Dicho tipo de centrales, que individualmente no superan los 9 MW de capacidad, no cuenta con la denominada “visibilidad” por parte del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el organismo independiente encargado de operar el SEN, y además tienen una norma de autodespacho. Es decir, el régimen de operación de dichas centrales no está sujeto a la optimización de la operación del SEN, a cargo del Coordinador.

En particular, el documento repasa las “brechas” identificadas por el “efecto PMGD”. Entre ellas, menciona la rápida desconexión de estas unidades frente a variaciones importantes de la frecuencia del sistema; y una “consideración incompleta” del desarrollo a gran escala de dicho tipo de generadoras en las normas técnicas de calidad y seguridad de suministro, además de las normas técnicas de servicios complementarios, y que “deben ser considerados en el diseño del Planes de Defensa contra Contingencias Extremas”.

En este punto, el reporte subraya que la secuencia de la falla evidenció que el subsistema centro-sur, la zona del país donde más se concentran este tipo de centrales, fue el primero en colapsar, luego que la frecuencia a la que se encontraba operando el sistema cayó a 47,5 Hz a los 5 segundos del evento. Cabe recordar que el SEN opera bajo una estrecha banda de frecuencia de entre 49,9 y 50,1 megahertz, por lo que existen tiempos de desconexión contemplados en la normativa cuando se sobrepasan dichos límites. En el caso de las centrales PMGD, dicho tiempo es de 0,1 segundos cuando la frecuencia cae bajo los 47,5 Hz, pero el tiempo sube a 90 segundos si la frecuencia del sistema se encuentra entre 47,5 y 49 Hz.

“Los esquemas de desprendimiento de carga no estaban diseñados para evitar que la frecuencia del sistema incurra y se mantenga en una zona donde existe el riesgo de una desconexión masiva de PMGD. Al mismo tiempo, las reservas de control primario de frecuencia del SEN no están preparadas para suplir la salida de los casi 2.000 MW en PMGD que operaban en esa hora y que probablemente se desconectaron masivamente al bajar la frecuencia”, señala el reporte.

Otras brechas de los PMGD identificadas apuntan al efecto de su desarrollo en los automatismos contemplados para el desprendimiento de carga, donde afirma que “las normas técnicas no toman en cuenta que la penetración de PMGD cambia la dinámica de la red de distribución y produce que la activación del Esquema de Desconexión Automática de Carga (EDAC) por Baja Frecuencia tenga un comportamiento contraproducente en algunos alimentadores, de modo que, en vez de desconectar carga, el efecto neto es reducir la generación disponible”.

A ello agrega que “el régimen de operación con autodespacho ha sido interpretado erróneamente para excluir a esta generación de una adecuada coordinación por parte del Coordinador o Centro de Control de la empresa Distribuidora, no considerando objetivos sistémicos de seguridad ni el principio de equidad en la asignación de vertimiento entre todas las fuentes de generación de igual costo variable”.

Por eso, para evitar que se produzca un nuevo apagón, el documento plantea la adopción de una serie de medidas urgentes. Entre ellas, “evitar que ante contingencias se produzcan reducciones de frecuencia entre 47,5 y 49 Hz por periodos superiores a 60 segundos, tiempo por validar acorde a la vulnerabilidad de PMGD y generación distribuida (net-billing)”, y evaluar la necesidad de limitar el despacho de fuentes de generación vulnerables a caídas de frecuencia bajo los 49 Hz”.

A lo anterior agrega la idea de “evitar desconectar generación térmica o hidroeléctrica por sobrefrecuencia si hay generación renovable variable despachada” y “considerar como contingencia extrema cierto nivel de desconexión masiva de PMGD y GD ante una baja de frecuencia bajo 49 Hz”.