Cámara de Diputados - CEI 59 continuidad servicios eléctricos y agua potable durante eventos climáticos (Especial Investigadora) - 4 de marzo de 2025

En nombre de Dios y de la Patria se abre la sesión. El acta de la sesión número quinta se da por aprobada por no haber sido objeto de observaciones. El señor secretario dará lectura de la cuenta. Se ofrece la palabra ahora sobre temas varios. Bueno, en temas varios aprovecho de saludar a la diputada Riquelme, que está de cumpleaños hoy día. Muy feliz cumpleaños, Marcela. La presente sesión tiene por objeto recibir a los señores del Coordinador Eléctrico Nacional. Está aquí don Juan Carlos Olmedo Hidalgo, Presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Jaime Peralta, Vicepresidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Ernesto Huber Jara, Director Ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional; Andrés Pozo Barceló, Director de Comunicaciones; y las otras personas, don Humberto, consejero, y la consejera también, Bernadita Espinoza, ¿cierto?, además de don Carlos, también consejero. Bueno, le agradecemos mucho su concurrencia a esta comisión, que como ustedes saben, y vinieron algunos de ustedes hace algún tiempo atrás, tiene por objeto fundamentalmente estudiar la situación que pasó en los cortes de energía eléctrica en distribución que hubo el año 2024, particularmente en agosto y en marzo. Pero, obviamente, uno de los objetivos fundamentales de esta comisión es investigar bien la situación y ver también la seguridad del sistema y, a propósito de lo que pasó la semana pasada, un corte en el sistema de transmisión que todo el país conoce y sufrió las consecuencias, nos parece muy importante para el objeto de las conclusiones que tiene que tener esta comisión tener la impresión de ustedes como organismo responsable de la coordinación del sistema eléctrico, escucharlos, digamos, porque creo que es un tema muy relevante y que se relaciona directa o indirectamente con el objeto de esta comisión. Ese es el sentido de la invitación; le agradecemos su participación en esta y le damos la palabra. Usted, don Juan Carlos, le damos la palabra. Si usted quiere entregársela a quienes le acompañan, hágalo a través de este presidente. Muchas gracias, presidente, por su intermedio. Para comenzar, quisiera agradecer en nombre de todo el Consejo Directivo y de quienes trabajan en el Coordinador Eléctrico Nacional la invitación a esta comisión a fin de poder aportar antecedentes respecto del apagón ocurrido el día martes de la semana pasada, que creo que es importante poder mantenerlos informados ustedes. Y también, ya si bien el Consejo Directivo en pleno se ha presentado, quiero destacar que son personas que tienen amplia experiencia en el sector eléctrico, más de 30 años cada uno de ellos, así que conocen bien el sistema y varios de ellos tienen posgrados en materias de mercado eléctrico y operación de sistemas. Lo mismo ocurre con nuestro director ejecutivo, que además ya tiene casi 25 años en el operador del sistema, desde la época de los SEDEC, y con nuestros profesionales que trabajan día a día para mantener las luces prendidas, pese a los hechos lamentables que han ocurrido el día martes, que la verdad es que no son aceptables para nosotros tampoco. Tenemos preparada una presentación que la vamos a dividir en dos partes; quisiera partir con una de contexto, a fin de dejar bien claro cuál es el rol que tiene el Coordinador y relatar un poco la historia que ha sido, porque los SEDEC fueron creados en el año 1985, en que estaban integrados por las empresas, y se mantuvo así por muchos años, y ustedes aprobaron una modificación importante, que ha sido un cambio radical en lo que es la operación del sistema eléctrico. Quisiera partir con esta primera parte de contexto. Vamos a tratar cinco puntos. Primero, vamos a repasar el marco institucional y los principios de la coordinación; posteriormente, se referirá a los otros cuatro, partiendo con lo que es la operación del sistema, la caracterización de la falla, la aplicación del plan de recuperación del servicio y las medidas adoptadas y los próximos pasos. Bien, vamos al marco institucional. Quiero aquí recordar que tenemos un marco institucional que se constituye en una suerte de ecosistema que es muy sólido. A nivel superior está el Ministerio de Energía, que tiene dos entidades, una, la Comisión Nacional de Energía, que tiene por función elaborar las normas y…

Regulaciones para que sean emitidas por el señor Ministro cuando corresponda y cálculos tarifarios, es decir, es el ente técnico que se preocupa de la normativa y del cálculo de tarifas. Por otro lado, está la Superintendencia de Electricidad y Combustible, que es el ente fiscalizador, tal como dice su nombre, en materia de electricidad y de combustible, pero además tiene la función de interpretar la normativa en los aspectos que están dentro de su competencia, y es el enlace fiscalizador. Por otra parte, está el Coordinador Eléctrico Nacional, que es un operador independiente del sistema eléctrico, que no forma parte de la administración del Estado, ni usamos recursos públicos para nuestro financiamiento, pues este viene de un cargo tarifario que está en todas las boletas. Nuestra función es coordinar la operación de las centrales generadoras, de las líneas de transmisión y de los grandes usuarios, y existe, como se muestra al costado derecho, el panel de expertos, que es un grupo de expertos en materias eléctricas encargado de resolver cualquier diferencia de opinión que pudiera existir entre el Coordinador Eléctrico Nacional y alguna empresa coordinada. Esto garantiza que todas las acciones que toma el Coordinador Eléctrico Nacional son contestables por los agentes del mercado, y dicho panel, que ya cumple más de 20 años, ha dado garantía de ello y de resolver esas diferencias de opinión en breve plazo. Además, tiene una función respecto del cálculo de tarifas en caso de que existan diferencias de opinión entre los agentes regulados por la Comisión Nacional de Energía. Por otra parte, existe otra serie de instituciones que también tienen funciones de monitoreo respecto de nuestras acciones, tales como el Tribunal de Libre Competencia, los Tribunales de Justicia, la Fiscalía Nacional Económica y, respecto de las empresas coordinadas, la Comisión del Mercado Financiero y otras entidades, lo cual garantiza que todo este conjunto de instituciones que vigilan el funcionamiento del mercado eléctrico brinda la seguridad de que todas las acciones son contestables. Y el Coordinador Eléctrico Nacional, siempre decimos, es como la torre de control del aeropuerto. El Coordinador Eléctrico Nacional no tiene instalaciones de generación, transmisión ni distribución. Nosotros no tenemos ningún tipo de activo y, además, las empresas coordinadas no participan en el Coordinador. El Coordinador Eléctrico Nacional tiene una característica eminentemente técnica e independiente, y somos encargados de coordinar esta operación, tal como lo hace la torre de control del aeropuerto. Somos una corporación de derecho público en la que, repito, no participan las empresas coordinadas sin fines de lucro, e iniciamos nuestras funciones el 1 de enero del 2017. El equipo profesional que conforma el Coordinador es altamente especializado; muchos de ellos tienen formación en ingeniería y cursos de posgrado, y funcionamos en base a tres principios establecidos en la ley. Primero, la operación segura, ya que la ley establece un estándar de seguridad para el suministro eléctrico, que debe ser al menor costo posible. Otro aspecto muy relevante, y que fue una de las motivaciones de la ley que ustedes aprobaron, es garantizar el acceso abierto a la red de transmisión, tanto a las centrales generadoras como a los usuarios que demandan la energía. Entre nuestras funciones principales, como ya dijimos, se encuentran garantizar la operación segura y al menor costo posible, asegurar el acceso abierto a las redes de transmisión —clave para el desarrollo de la red— y administrar el mercado mayorista, en el que se producirán transacciones entre los agentes del mercado, ya sean de energía, potencia o de los llamados servicios complementarios. Actualmente, estamos determinando transacciones anuales por un valor de 2.000 millones de dólares entre los agentes coordinados, lo que evidencia que los montos de dinero involucrados son bastante significativos. También tenemos la función de recomendar la expansión de la red de transmisión, que tiene una relación directa con los niveles de calidad de servicio de la red, y anualmente elaboramos un informe que se envía a la Comisión Nacional de Energía, el cual es insumo para el plan de expansión que esta comisión publica más tarde y que da origen a los decretos de expansión que emite el Ministerio de Energía. Una vez que estos decretos son publicados y entran en vigencia, tenemos la función de licitar estas obras de transmisión y hacer el seguimiento hasta su entrada en servicio. Asimismo, gestionamos un gran volumen de solicitudes de conexión para la incorporación de nuevos proyectos, ya sean de generación o de consumo, y la ley también nos ha incorporado una función nueva, que es el monitoreo de la competencia.

En el mercado eléctrico. Eso también ustedes lo incorporaron cuando se aprobó la ley en el año 2016. Y también otra función que es promover la innovación, la investigación y el desarrollo en el sector eléctrico en lo que dice relación con la operación del sistema eléctrico. Como ustedes verán, es un gran volumen de tareas que tenemos y, para eso, contamos con un equipo altamente especializado. Y aquí también es preciso precisar cuál es nuestro ámbito de acción, porque este tiene límites, tiene una frontera. Ahí mostramos el límite de nuestro ámbito de acción con esa línea roja punteada, en la que señalamos que incidimos sobre la generación y la transmisión, llegando hasta los límites de las empresas distribuidoras. Nosotros no tenemos involucramiento en la operación de la red de distribución, en la cual están incluidos los PMGD, los consumidores finales y la generación distribuida, lo cual es exclusiva competencia de la distribuidora. Por lo tanto, llegamos solo hasta ahí, está nuestra frontera. Y para poder operar este sistema, en el año 2022 dimos inicio a la operación de nuestro centro de control, que usted ha tenido la oportunidad de visitar, señor Presidente, y estamos honrados de su visita. Quisiera invitar a toda la Comisión a visitarlo y a que puedan conocer, en su presencia, lo que tenemos allí. Este centro de control es donde se coordina en tiempo real, es decir, minuto a minuto, todos los días y todas las horas del año, la operación del sistema desde Arica hasta Chiloé. Nuestro sistema tiene una longitud de 3.100 kilómetros, lo que lo convierte en uno de los sistemas de mayor longitud del mundo; es como ir desde Noruega a Italia. Posee tecnología de punta y, desde allí, operamos el sistema con un estándar de clase mundial basado en las mejores prácticas internacionales. Además, proveemos una gran cantidad de información a todos los grupos de interés, sean los coordinados, la academia, las ONG y también a ustedes. Generamos un volumen muy alto de comunicaciones: el año pasado gestionamos 10.700 cartas requiriendo información, efectuamos 600 reuniones por agenda pública, emitimos más de 1.500 informes y recibimos 285 solicitudes de información a través de transparencia. Como organismo técnico independiente, tenemos un sistema de información pública que está abierto a todos quienes estén interesados. La correspondencia y los informes que emite el coordinador son públicos y pueden ser libremente accesados por cualquier interesado, exceptuando aquellos que, específicamente, definen la regulación o la entidad solicitante, sea el Ministerio de Energía o la Comisión Nacional de Energía. Asimismo, las empresas coordinadas también reciben la misma información que utilizamos para operar el sistema eléctrico en tiempo real. Esta información abierta ha permitido que consultores y la academia, a través del acceso directo, sigan en detalle el comportamiento del sistema eléctrico, lo cual nos permite afirmar con orgullo que somos una organización muy transparente. Contamos con una sólida gobernanza, elaborada por el Consejo Directivo desde su inicio, y con una estructura que permite abordar todas las funciones que se nos asignan, las cuales son muy numerosas. Tenemos un Consejo Directivo que toma todas sus decisiones de forma colegiada, de modo que ningún consejero puede decidir por sí solo. Además, contamos con cuatro unidades que nos brindan soporte para funciones de cumplimiento interno, de ciberseguridad y de monitoreo de la competencia. El Director Ejecutivo es el encargado de efectuar la operación y todas las tareas rutinarias de la organización, para lo cual dispone de unidades de soporte y gerencias que desarrollan tareas específicas. Muchas gracias. Ahora, señor Presidente, dejo al Director Ejecutivo, Ernesto Huber, para que entre en los detalles operacionales. Muchas gracias, don Ernesto, tiene la palabra. Muchas gracias, señor Presidente, por su intermedio y saludos a toda la Comisión. Vamos a continuar con la presentación, haciendo referencia a qué significa y cuáles son los principales desafíos relacionados con la operación del sistema eléctrico.

En la lámina siguiente, las principales cifras de nuestro sistema: destacar la energía total producida durante el año 2024, del orden de unos 86 TWh, con una capacidad instalada que superó los 36.700 MW, sobre el 40% de esa capacidad corresponde a energía renovable variable, me refiero a fotovoltaica y eólica, y destacar la importante participación de la generación distribuida, como mencionaba Juan Carlos en su intervención, y con una demanda máxima que alcanzó el valor de 12.000 MW durante el año 2024. Ahí están también las metas de largo plazo, que tienen relación con la carbono-neutralidad, el retiro que hemos visto que ha ido avanzando en relación a las plantas a carbón, y respecto del cual hemos hecho algunos estudios que van mostrando los desafíos que enfrenta el sistema en la medida que se vayan anticipando el retiro de las plantas a carbón. También es importante, como había mencionado Juan Carlos, apreciar la longitud de nuestro sistema eléctrico nacional desde Arica hasta la isla de Chiloé, del orden de 3.100 km, lo que de alguna forma también desafía día a día los procesos de coordinación de la operación, como vamos a ver en la lámina siguiente. La lámina siguiente muestra, de alguna forma, esta función de supervisión y monitoreo del sistema eléctrico sobre la base del programa diario, las políticas de operación y los estudios de sistema que realizan nuestros profesionales, nuestros ingenieros en el Coordinador Eléctrico Nacional, para que finalmente la operación en tiempo real se sustente en los principios de la coordinación, es decir, manteniendo la operación segura, la operación económica y garantizando el acceso abierto a los sistemas de transmisión. Ustedes ven ahí que en esa lámina esquemática se observa el centro de despacho y control del coordinador, ubicado en el centro, coordinando y dando las instrucciones, al estilo de una torre de control de aeropuerto, a las empresas de generación, de transmisión y a los centros de control de los grandes consumos. Y muy importante, el Coordinador Eléctrico Nacional: ustedes vieron en la sala de control un video wall que tiene aproximadamente 100 metros cuadrados de superficie, donde llega toda la información que aportan los coordinados. Nosotros tenemos nuestro propio sistema SCADA y los coordinados, a su vez, nos informan y nos entregan la información de lo que está ocurriendo en campo, refiriéndome a todas las medidas eléctricas que estamos recibiendo en tiempo real. Cada coordinado tiene la responsabilidad de mantener operativas sus plataformas SCADA, siendo SCADA una sigla en inglés que significa Supervisión, Control y Adquisición de Datos. Entonces, cada coordinado debe tomar los datos que se encuentran en campo de todas las variables eléctricas y enviarlas al SCADA que posee el Coordinador Eléctrico Nacional, el cual, dicho sea de paso, se actualizó en el año 2022. Es un sistema de la empresa Hitachi que nos permite recibir esta información, y los coordinados son responsables de mantener sus plataformas con una alta confiabilidad y disponibilidad. Específicamente, la norma técnica establece 99.5, según se muestra en el cuadro del lado derecho. En la lámina siguiente se puede ver lo que es el plan de recuperación de servicio, un estudio que se actualiza y se publica anualmente para observación de las empresas coordinadas. Particularmente, la última versión se publicó en el mes de junio del año 2024 y establece, de forma básica, el procedimiento para normalizar el funcionamiento del sistema tras un apagón total o parcial. El plan, como se indicaba, se actualiza anualmente, es público y puede ser observado por las empresas coordinadas; y, en caso de que alguna observación, a juicio de la empresa coordinada, no estuviese bien atendida por el plan que publicamos, se podría incluso plantear una discrepancia en el panel de expertos, situación que, hasta la fecha, no se ha presentado. El documento establece distintas funciones y responsabilidades, y se ejecuta en forma descentralizada.

Es muy importante, en el esquema, en la figura, la pirámide que está al lado derecho, se ve la participación del Centro de Despacho y Control; a continuación participan los Centros de Operación para la aplicación de la recuperación del servicio, que básicamente son las empresas coordinadas que tienen la función de CORE, Centro de Operación para la Recuperación del Servicio, que a su vez se coordinan con los Centros de Control de las empresas que participan en el Plan de Recuperación del Servicio y se encargan de aplicar el esquema para que, finalmente, la recuperación se pueda realizar, tal cual se indica en el texto que está al lado izquierdo. Se definen con mucho detalle los pasos y las centrales que operan en este Plan de Recuperación del Servicio –las centrales que tienen partida autónoma– y las comunicaciones durante el plan se realizan por vías exclusivas que se llaman vías punto a punto; además, existen vías de comunicación alternativas. Entonces, repito, la aplicación del Plan de Recuperación del Servicio es un plan descentralizado en que cada actor del sistema tiene una función bien determinada, bien específica, en este documento que es público y que las empresas tienen la obligación de revisarlo y aplicarlo cuando se producen este tipo de fenómenos. En el proceso de ejecución del Plan de Recuperación del Servicio, antes de llegar a la situación que vivimos el martes 25 de febrero a partir de las 15.16, el CDC del Coordinador Eléctrico Nacional instruye la aplicación del plan de manera descentralizada y jerárquica, como se vio en la lámina anterior. Los Centros de Operación para la Recuperación del Servicio que pertenecen a las empresas coordinadas preparan las instalaciones, verifican e informan la disponibilidad que tienen en relación al evento que pudo haber ocurrido. Recuerdo muy bien la situación del terremoto de 2010, donde las empresas enfrentaron muchas dificultades, pues las instalaciones habían quedado dañadas en numerosos casos. Es muy importante que se informe y se verifique la disponibilidad de las instalaciones para comenzar con esta aplicación descentralizada de la recuperación del sistema. Esta concentración de información de los Centros de Operación para la Recuperación del Servicio se debe realizar en coordinación con los Centros de Control de las empresas coordinadas que participan en la formación de las islas respectivas. A través de los esquemas de recuperación se imparten las instrucciones de partida autónoma y la aplicación de los planes particulares que se tengan en cada zona del país, como se mostrará en la lámina siguiente, que contiene una gráfica de carácter geográfico. El coordinador instruye la recuperación de los consumos de manera paulatina a medida que se vayan implementando los esquemas de recuperación del servicio. Una vez que las islas se han ido sincronizando y están de manera estable, se produce la sincronización de estas islas para ir materializando la recuperación coordinada del sistema eléctrico nacional. En relación a la investigación de una falla en el sistema, esta lámina se ha mostrado en otras oportunidades, pero solo para indicar que, entre las tareas del Coordinador Eléctrico Nacional, está la elaboración de un estudio de análisis de falla, que se realiza sobre la base de la información aportada por las empresas coordinadas. Ahí aparece una línea de tiempo: en el día cero, en el momento cero, se produce la falla; a las 48 horas, las empresas coordinadas deben entregar una información preliminar de las protecciones que fueron activadas u operadas a consecuencia del evento y la contingencia que existe en el sistema; y al quinto día, en particular respecto de la falla del martes 25 de febrero, se está cumpliendo hoy, debiéndose complementar esos informes de falla en los que se detalla toda la secuencia de los eventos y las protecciones que finalmente operaron en el sistema.

para el análisis de falla para establecer la correcta o incorrecta operación de los esquemas de protección que tienen que, de alguna forma, mitigar o aislar las condiciones de falla que se hayan presentado. En este momento nos encontramos elaborando este estudio para análisis de falla y, próximamente, una vez terminada la recepción de la información al día de hoy por parte de las empresas coordinadas, vamos a continuar con el desarrollo de este estudio para análisis de falla para finalmente entregarlo, esperamos, antes del 18 de octubre, que es cuando debería cumplirse el plazo normativo para la entrega de este – 18 de marzo, perdón, 18 de marzo – el plazo normativo para la entrega de este estudio de análisis de falla. Disculpas por el lapsus. Bien, respecto de la caracterización de la falla del 25 de febrero, es importante señalar que la información que vamos a presentar sobre el apagón del día martes 25 de febrero es una información preliminar y puede cambiar en función de la información que estamos recibiendo de las empresas. Ustedes ven en esa lámina la situación que se encontraba el Sistema Coordinador Eléctrico Nacional a las 15:15 horas. En particular, destacar que el abastecimiento del sistema se realizaba en forma normal, manteniendo los criterios de seguridad con que habitualmente se opera el sistema, criterio N-1 que vamos a aplicar en las láminas siguientes, y teníamos una participación importante como es habitual en este horario de energía renovable en el sistema. En la lámina siguiente ustedes pueden ver el diagrama, el SCADA de nuestro Centro de Despacho y Control, donde se ve el diagrama eléctrico y, particularmente, está marcado en rojo la transferencia que había en el tramo Nueva Maitencillo–Nueva Pan de Azúcar, donde Nueva Maitencillo se refiere a la cuadra de Vallenar y Nueva Pan de Azúcar a la zona de Coquimbo-La Serena. Ustedes pueden ver la gran cantidad de información eléctrica que está recibiendo nuestro sistema SCADA y que debe supervisar nuestra plataforma, además de que nuestros despachadores tienen que estar atentos a las transferencias que ocurren en el corredor. En ese momento, los 1800 MW que se estaban transmitiendo entre Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar respetan el criterio N-1, es decir, la falla de un elemento del sistema no provoca un apagón o una propagación de la falla en el sistema, ya que ese es el criterio de operación y de planificación de nuestro Sistema Coordinador Eléctrico Nacional. En la siguiente lámina se destaca de manera geográfica la zona de Vallenar y la zona de La Serena-Coquimbo, donde hay aproximadamente 200 kilómetros de nuestra línea de transmisión. Es importante destacar que el límite de transmisión de esta línea es del orden de los 2000 MW, es decir, estábamos operando por debajo de ese límite, en función de los recursos disponibles en el sistema. Presidente, perdón, disculpe, me interrumpo, pero ¿podría explicar de nuevo qué significa este criterio del N-1? Perfecto, por favor, por su intermedio. Presidente, le explico a la diputada: el criterio N-1 se refiere a la transferencia que se tiene por un corredor, en este caso el corredor Nueva Maitencillo–Nueva Pan de Azúcar, que opera a 1800 MW. Y ustedes ven que hay dos líneas de 500.000 V, circuito 1 y circuito 2; la falla de un elemento, es decir, la falla de una línea, no puede provocar sobrecarga en el circuito sano y, por lo tanto, no se puede propagar. Eso es lo que establece la normativa respecto a la seguridad. Por lo tanto, la falla de un elemento no debiera provocar pérdida de consumo ni afectación a la seguridad del sistema. Entonces, en la siguiente lámina se observa el corredor de manera geográfica, estos 200 kilómetros aproximadamente entre Vallenar y Coquimbo. La línea opera por seguridad, como se mencionó, con criterio N-1, con un límite que está en el orden de los 2000 MW, por lo tanto el sistema se operaba por debajo de ese límite, en función de los recursos y del despacho económico que estaba programado para...

Ese día y en ese instante la transferencia era la que había mencionado. Al sur de la línea, la demanda del sistema estaba en aproximadamente 8100 MW y en el norte 3500 MW. La falla se produjo a las 15.15.40, aproximadamente a las 15.16 horas del día 25 de febrero. Se registró una operación incorrecta de las protecciones de la línea, desconectando ambos circuitos. Esto es muy importante porque, de haberse desconectado un solo circuito, habiendo cuenta del criterio de seguridad, no habríamos tenido la perturbación que se presentó en el sistema. Esto implicó un desbalance de oferta-demanda del orden del 25% en relación a la demanda que tenía el sistema en la zona centro-sur, ya que, además de 1800 MW que se transmitían por el sistema de 500, había una parte que se transmitía por el sistema de 220. En total, desde la zona norte a la zona centro-sur se estaban transmitiendo del orden de 2100 MW, lo que representa un desbalance del 25% de la demanda del sistema centro-sur, esos 8100 MW que ustedes vieron ahí. Ahora, se presenta un diagrama un poco más eléctrico, con mayor complejidad, para entender que, con los antecedentes que tenemos a la fecha, esta protección –me refiero a la protección de la línea de ISA Interchile–, que abrió ambos circuitos, no debió haber operado causando la apertura de los dos circuitos de la línea. De hecho, la empresa ISA Interchile había informado a las 13.35 de ese día que esta protección estaba fuera de servicio, contando con el respaldo de dicha protección totalmente operativo. Por esta razón, requerimos la realización de una auditoría específica para determinar, finalmente, qué sucedió, habiéndose informado la inhabilitación de esta protección. El sistema cuenta con mecanismos de mitigación para este tipo de situaciones, motivo por el cual se está investigando su correcta operación como parte del estudio de análisis de falla. Las protecciones eléctricas son dispositivos o sistemas que actúan como los guardianes de la red eléctrica. Su función principal es detectar problemas, evitar daños y aislar las instalaciones que presentan fallas, asegurando el suministro eléctrico seguro y confiable. En el diagrama eléctrico que ustedes ven, debajo de la parte del ecuador y de la lámina, se observa la línea de Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar, la apertura de los dos circuitos que estaban operativos y, a partir de esa apertura, se conforman dos islas: una en la zona norte y otra en la zona centro-sur. Ahora bien, ¿cómo se aplicó el Plan de Recuperación de Servicio luego de que se produjo esta apertura de los dos circuitos? En la lámina se puede observar la aplicación geográfica del plan. Existen distintas zonas: zona norte grande, zona norte chico, zona centro, Región de Valparaíso y zona sur. Es importante señalar que, una vez ocurrido el evento, a partir de las 15.18, el centro de despacho y control del coordinador da las instrucciones para iniciar el plan de recuperación de servicio. En ese momento, el SCADA de TransELEC, que ejerce funciones de centro de operación para la recuperación de servicio y es clave para la aplicación del plan, toma relevancia. En la lámina también se observa que la indisponibilidad del sistema SCADA de TransELEC resultó determinante para la recuperación del sistema, habiéndose establecido que la función central que ejerce TransELEC permite, finalmente, la participación de las centrales generadoras con partida autónoma, las cuales inician la recuperación del servicio en las distintas islas en que se conforma el sistema eléctrico tras un apagón. Es importante señalar, además, que respecto del SCADA de TransELEC, a las 15.22 se registró una notificación.

que perdieron comunicación y están sin SCADA ni telecontrol para poder conformar e iniciar la aplicación del esquema de recuperación de servicio. Eso fue a las 15.22. A las 15.36, la empresa ratifica que está sin plataforma telefónica ni tampoco sistema SCADA y que está desplazando personal a los centros de respaldo en Alto Jagüel y a las subestaciones del norte, centro y sur para poder operar en forma manual y local las instalaciones que participan en los esquemas de recuperación de servicio. Después de las 18 horas, TransELEC informa la recuperación de su sistema SCADA y, de acuerdo a la información que ha recogido el Centro de Despacho y Control en el momento de ese aviso, observamos que el sistema de TransELEC presentaba intermitencias. Respecto del proceso de normalización, hay una secuencia de eventos que estamos complementando con la información que se está recibiendo de las empresas coordinadas, particularmente a las 15.16, con la desconexión de la línea; a continuación, la aplicación del esquema de recuperación de servicio con los retardos que tuvo por las razones indicadas anteriormente, y se observa cómo se fueron recuperando las principales zonas y ciudades de nuestro sistema. A las 17 horas, la zona de Puerto Montt evidenció avances. Este es un plan, como les decía, descentralizado; por lo tanto, también se estaban aplicando medidas en la zona norte, en Tocopilla, en la sexta región, en San Fernando y en Mayoa. A las 20.43, finalmente se pudo, mediante la operación de las centrales de la cuenca del Laja, lograr la normalización del 100% de los consumos de Puerto Montt. Se continuó con la zona de la sexta región y, en definitiva, aproximadamente a las 23.29 se logró la recuperación de los consumos desde la región de Valparaíso hasta la isla de Chiloé, dando las instrucciones a las empresas distribuidoras y a los clientes de la zona para que normalicen el 100% de sus consumos. Luego, durante la madrugada, se continuó con la recuperación de los consumos hacia la zona norte, llegando en definitiva a las 8.40 a recuperar los consumos de Arica, que habían estado parcialmente abastecidos en esa zona, con aproximadamente un 24% de recuperación de los consumos. ¿Cuáles son las medidas adoptadas y los próximos pasos que estamos adoptando como coordinador? Para el Coordinador Eléctrico Nacional es una obligación legal e institucional el que se aclare por completo y con detalle lo ocurrido el 25 de febrero del 2025. Como se había indicado, estamos recibiendo los informes de cinco días que deberían llegar el día de hoy a las plataformas que posee nuestro sistema de información pública. El estudio para análisis de falla considera información de más de 500 informes que se han recibido a la fecha. Al quinto día hábil, de la falla se recibirá el complemento de dichos informes y se está realizando un análisis riguroso para enviar a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Considerando la información recibida de ISA Interchile y dada la necesidad de aclarar los riesgos de un evento que se pueda repetir, a partir del jueves 27 de febrero el Centro de Despacho y Control limitó las transferencias por la línea Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar, a la espera de recibir toda la información que permita aclarar por qué razón finalmente operó una protección que había sido informada como inhabilitada a partir de las 13.35 horas de ese día. El Consejo Directivo instruyó la realización de dos auditorías técnicas: una auditoría a los sistemas de control, protección y telecomunicaciones de la línea Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar 2x500 kilovolts y otra auditoría al sistema SCADA y de telecomunicaciones internas y externas de voz y datos de la empresa TransELEC. Se contará con una consultoría nacional e internacional totalmente independiente de las empresas.

Para la realización de estas dos auditorías técnicas, los resultados del estudio de análisis de falla determinarán la necesidad de impulsar medidas adicionales en función de lo que podamos obtener durante este proceso de investigación, y todos los antecedentes utilizados para preparar el estudio de análisis de falla serán públicos, como es habitual en todas las fallas que investiga el Coordinador Eléctrico Nacional. Muchas gracias, señor Presidente. Muchas gracias. Vamos a ofrecer la palabra a los señores diputados y diputadas: Diputado Brito, después Diputado Yaros, Diputado Riquelme, en tercer lugar. Don Jorge Brito: Muchas gracias, Presidente. En primer lugar, saludar a todos quienes representan y se desempeñan desde el Coordinador Eléctrico Nacional en nuestro país. A mi parecer, tenemos que mejorar el resguardo del interés público en un área tan sensible como es el sistema eléctrico, que es la columna vertebral, la médula de la sociedad y del país, y es por ello que, dada la gravedad, comparto sus dichos y agradezco la exposición. Yo seguí algunas de las palabras que se han señalado desde el momento de la crisis, y creo que se han apegado a lo que es, a la técnica y al rol que también deben desempeñar. Creo que el trabajo de quienes estamos impulsando comisiones investigadoras al respecto está orientado a proponer mejoras al sistema nacional eléctrico, y eso ha ocurrido en otros casos, siendo muy importante porque son propuestas que cuentan con amplio respaldo político. Creo que el país tiene que mejorar, y sin duda esto nos tiene que remecer. Tengo una consulta para confirmar o descartar algo de lo expuesto. En primer lugar, respecto al corte de las dos líneas entre Coquimbo y Vallenar. Este corte, ustedes indican, ¿es algo que ocurrió y se ha verificado en el plano material, o es algo que, desde los sistemas de mando y control, se identifica al cortarse el suministro? ¿Por qué lo pregunto? Porque, para mí, es importante saber si el corte se origina por un accionar o por el corte material de la red. Usted sabe que los sistemas eléctricos son exactos: o se cortó materialmente un conductor o dejó de haber corriente, y en consecuencia el sistema se desplomó por el corte de corriente. Además, considerando la espectacularidad de que se cortaron las dos líneas —que, al ser redundantes, siempre se diseñan con alta confiabilidad—, ocurrió lo que el 0,00016% de las veces puede suceder, resultando en una situación muy, muy excepcional. Y lo segundo, en relación al plan de reposición. Para mí, tan grave como el corte de suministro es la lentitud del plan de reposición. Antes del año 2017 teníamos el sistema del Norte y el de la zona central desconectados: se cortaba la corriente en el Norte mientras la zona central funcionaba, y viceversa. En el año 2017, las autoridades de la época nos señalaron que iban a bajar las cuentas de la luz y que construiríamos un sistema nacional eléctrico más eficiente; sin embargo, a la fecha, las cuentas de la luz no han bajado, y esto no es atribuible a la Coordinación Eléctrica Nacional, sino a la Comisión Nacional de Energía, tema que estuvimos tratando en la sesión de anoche acá mismo. Tampoco se observa una reducción de los costos, y es muy importante para mí señalar que falló el sistema SCADA. Es algo también bastante incomprensible. SCADA, si mal no recuerdo, es un sistema de última generación que desarrolló Huawei para Transcelec personalizado. De hecho, Huawei es líder mundial en tecnología y se supone que sus estándares de confiabilidad son de los más altos, ya que en las sociedades modernas los sistemas eléctricos se resguardan más que, incluso, el Palacio de Gobierno. Con la caída del sistema, quedamos en un completo blackout, y ahí entiendo que se activó el plan de recuperación, subestación por subestación, central por central, intentando equilibrar la generación con la demanda. Pero volver al sistema anterior nos salvó el día viernes, porque muchos generadores ya no tenían autonomía de funcionamiento. Yo quisiera aquí invitarles a que nos expongan su perspectiva desde el ámbito político.