10 de abril de 2025

 

Especialistas se refieren a las causas que pueden provocar cortes de electricidad de amplio alcance y a las brechas existentes para evitarlos y, de suceder, recuperar rápidamente la energía.

Por múltiples estados emocionales atravesaron los ocho millones de chilenos que el 25 de febrero pasado, a partir de las 15:16 horas, fueron afectados por un corte imprevisto de electricidad de gran extensión en superficie (entre las regiones de Arica y Parinacota y Los Lagos) y tiempo (cerca de 8 horas en promedio para la mayoría de los usuarios).

¿Qué lo causó? Una presunta falla en la línea de transmisión Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar, operada por ISA Interchile. Para esclarecerla, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) solicitó a la consultora estadounidense Electric Power Research Institute (EPRI) que realice un estudio técnico independiente. A la par, se investiga el rol de Transelec en la lenta recuperación del servicio.

Sobre las potenciales fallas que pueden generar eventos de esta magnitud, Christian Scholz, director de Desarrollo de Energie, sostiene que, en general, “son muy pocas, ya que el sistema eléctrico está diseñado y construido para tener redundancias y garantizar así su estabilidad. No obstante, para preservar la seguridad operacional es fundamental aplicar criterios de seguridad acordes, los cuales se encuentran definidos en las normas técnicas y reglamentación vigente”.

En relación al último punto, Daniel Olivares, director de la carrera de Ingeniería Civil en Energía de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, expone que en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile, como en muchos otros de su tipo en el mundo, se aplica un criterio de seguridad denominado N-1.

“Esto implica que el sistema debe operarse de forma tal que una falla simple (por ejemplo, de una unidad generadora o un circuito de transmisión) no debe provocar la salida en cascada de otros elementos del SEN ni el cese de suministro de clientes eléctricos. En consecuencia, fallas del sistema que impliquen la pérdida de 2 o más elementos, dependiendo de su criticidad, podrían provocar cortes de suministro a clientes eléctricos, y eventualmente, luces sobre los apagones parciales o totales”.

Agrega que la Norma Técnica de Seguridad y Calidad del Servicio establece una clasificación de severidad de las fallas, identificando un conjunto de contingencias extremas por las que el CEN podría recurrir a medidas especiales como el desmembramiento del sistema en islas y pérdida parcial de carga. Lo anterior, para evitar un apagón total, a través de la acción del llamado Plan de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE).

Lecciones y brechas

Aportando otra mirada, Javier Bustos, director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos (Acenor), plantea que eventos como el ocurrido “ponen de manifiesto los efectos que tiene una falla de tal magnitud sobre los clientes. Estamos estimando que la pérdida para el país es cercana a los 500 millones de dólares, dado que muchas industrias no pudieron recuperar su producción normal después de 24 o 48 horas de restablecido el suministro”.

Señala también que el mega corte dejó al descubierto que los clientes eléctricos han pagado “más de 3 millones de dólares al año por infraestructura para contingencias extremas y reposición del servicio. Estos pagos deberían ser revisados si se determina que no hubo cumplimiento adecuado del servicio que se estaba remunerando”.

A juicio del representante de Acenor, “los clientes libres pueden identificar sus consumos críticos y evaluar opciones de autogeneración y almacenamiento ante eventos de falla del sistema, y también para reducir sus consumos en horas punta o gestionar su demanda en forma eficiente”.

Para evitar imprevistos como el del 25 de febrero y sus consecuencias, “se necesita focalizarse en hacer ejercicios de prueba, visitas técnicas, auditorías y que se fiscalice la operación de las instalaciones que brindan servicios para la gestión de contingencias y la recuperación del servicio. Es que no es posible que, ocurrida una falla de este tipo, no funcione el SCADA, la central telefónica ni los respaldos de ninguna instalación esencial para el sistema”.

Deja en claro, asimismo, que “no hay evidencia de que esta falla y su propagación se habrían evitado con más líneas de transmisión operando. Antes de pensar en más infraestructura, hay que evaluar cómo funcionaron los planes de contingencia y recuperación, así como la operación efectuada por el CEN”.

Poniendo “paños fríos”, Olivares aclara que “no existen sistemas eléctricos totalmente inmunes a los apagones de amplia extensión o totales. Estadísticamente, siempre existirán fallas de baja probabilidad y alto impacto, para las cuales resulta económicamente ineficiente prepararse y la decisión racional es fallar. Su ocurrencia es incierta y difícil de anticipar por naturaleza, pero no es esperable que sucedan con una periodicidad mayor a dos décadas, de lo contrario tenemos un problema”.

Sin perjuicio de lo anterior, especifica que el reciente apagón total del SEN puso en evidencia brechas importantes:

  1. En relación a los plazos excesivos que el sistema toma para alcanzar el cumplimiento normativo, en específico respecto a la implementación del PDCE que podría haber evitado el apagón.

  2. En la rigurosidad en la aplicación de procedimientos establecidos que podrían apuntar a falencias en la capacitación del personal.

  3. Asociadas al rol que los recursos energéticos distribuidos, como las plantas PMGD, pueden jugar para no empeorar, e incluso apoyar, la estabilidad del sistema en situaciones de contingencias extremas.

Para Scholz, lograr anticiparse a las fallas es altamente complejo y para lo cual se aplican tecnologías muy avanzadas, como los sistemas de control de las centrales o los equipos y sistemas de protección. “Sin embargo, estos fenómenos ocurren en pocos milisegundos, por lo que es importante que los estudios que se realicen abarquen todos los escenarios posibles que podrían enfrentarse en la operación, para adelantarse así a potenciales situaciones y preservar la seguridad del sistema”, acota.

Control y comunicaciones

Daniel Olivares revela que el último gran apagón también evidenció brechas tecnológicas asociadas a la disponibilidad de infraestructura de control y comunicaciones, “que es crítica para llevar a cabo el plan de recuperación de servicio posterior al apagón total. Además, existen brechas importantes de comunicación a la población”.

“Tenemos que avanzar como país en incorporar mecanismos para que los recursos de soporte de red puedan ser prestados también por tecnologías renovables, para que la evolución del sistema aporte positivamente a la preservación de su seguridad”, Christian Scholz, director de Desarrollo de Energie.

Estas brechas debiesen resolverse incorporando exigencias mínimas de información a los usuarios y a las autoridades competentes por parte del CEN en situaciones de apagón total. Estas, quizás, debiesen ser similares a las que se aplican en situaciones de catástrofes naturales a través del Sistema de Alerta de Emergencias.

Apuntando también a la recuperación del servicio de electricidad post apagón, el ejecutivo de Energie precisa que los planes para hacerlo “están depurados, con instrucciones claras y maniobras definidas. Sin embargo, éstos dependen de ciertos recursos, como el encendido de ciertas centrales, la comunicación fluida y la visibilidad del estado de la red, entre otros. Son elementos clave que es importante que estén probados y mantenidos adecuadamente, de manera de poder contar con ellos en todo momento”.