Cámara de Diputados - CEI 59 continuidad servicios eléctricos y agua potable durante eventos climáticos (Especial Investigadora) - 11 de marzo de 2025

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; Jaime Peralta, vicepresidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico; Ernesto Huber, JARA, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico; Andrés Pozo Barceló, director de comunicaciones; y las otras personas: don Humberto, consejero, y la consejera también; Bernadita Espinosa, ¿cierto?; 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 obviamente 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, usted lo hace a través de este presidente. Muchas gracias. 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 que 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, así que conocen bien el sistema, y varios de ellos tienen posgrados en materia de mercado eléctrico y operación del sistema. 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 significado un cambio radical en lo que es la operación del sistema eléctrico. Entonces, quisiera partir con esta primera de contexto. Vamos a tratar cinco puntos: primero, vamos a repasar el marco institucional y los principios de la coordinación; posteriormente, Ernesto se va a referir 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 combustible, pero además tiene la función de interpretar la normativa en los aspectos que están dentro de su competencia. Y es el ente 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 proviene de un cargo tarifario que se refleja en todas las boletas. Nuestra función es coordinar la operación de las centrales generadoras, las líneas de transmisión y los grandes usuarios, y existe, como se muestra al costado derecho, el panel de expertos, que es un grupo de especialistas en materias eléctricas encargado de resolver cualquier diferencia de opinión que pudiera existir entre el Coordinador Eléctrico y alguna empresa coordinada. Esto garantiza que todas las acciones que tome el Coordinador Eléctrico sean contestables por los agentes del mercado. El panel de expertos, que ya cumple más de 20 años, ha demostrado su capacidad para resolver dichas diferencias en breve plazo. Además, tiene una función respecto del cálculo de tarifas en caso de que existan discrepancias entre los agentes regulados por la Comisión Nacional de Energía. Por otra parte, existen otras instituciones que también tienen funciones de monitoreo sobre 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, entre otras entidades. Esto garantiza que el conjunto de instituciones que vigilan el funcionamiento del mercado eléctrico asegura la contestabilidad de todas las acciones. Siempre decimos que el Coordinador Eléctrico es como la torre de control del aeropuerto. El Coordinador Eléctrico no tiene instalaciones de generación, transmisión ni distribución; no posee ningún tipo de activo, y además, las empresas coordinadas no participan en él. 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 funciones el 1 de enero de 2017. El equipo profesional del Coordinador es altamente especializado; muchos de sus integrantes cuentan con formación en ingeniería y estudios de posgrado. Funcionamos en base a tres principios establecidos en la ley. Primero, la operación segura: la ley establece un estándar de seguridad para el suministro eléctrico, que debe cumplirse 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 para las centrales generadoras como para los usuarios que demandan energía. Entre nuestras funciones principales, como ya se indicó, está garantizar la operación segura y al menor costo posible, el acceso abierto a las redes de transmisión, elemento clave para el desarrollo de la red; administrar el mercado mayorista, en el que se realizan transacciones entre los agentes del mercado en materia de energía, potencia y servicios complementarios. Actualmente, estamos determinando unas transacciones anuales por un valor de 2.000 millones de dólares entre los agentes coordinados, lo que evidencia que los montos son bastante significativos. También tenemos la función de recomendar la expansión de la red de transmisión, que está directamente relacionada con los niveles de calidad del servicio. Anualmente, elaboramos un informe que se envía a la Comisión Nacional de Energía, insumo para el plan de expansión que esta publica y que da origen a los decretos de expansión que emite el Ministerio de Energía. A su vez, una vez que estos decretos son publicados y entran en vigencia, tenemos la función de licitar dichas obras de transmisión y hacer el seguimiento hasta que entren en servicio. Finalmente, gestionamos un gran volumen de solicitudes de conexión, lo que comprende la vinculación de nuevos proyectos, tanto de generación como de consumo.

Incorporó una función que es 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, investigación y 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. Asimismo, es preciso definir cuál es nuestro ámbito de acción, porque éste tiene límites, tiene una frontera. Con esa línea roja punteada se muestra el límite de nuestro ámbito de acción, indicando 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 responsabilidad exclusiva 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 quisiera invitar a toda la comisión a visitarlo y conocer de primera mano lo que tenemos allí. Este centro de control es donde se coordina en tiempo real, es decir, minuto a minuto, todas las horas y todos los días del año, la operación del sistema desde Arica a Chiloé. Nuestro sistema tiene una longitud de 3.100 kilómetros, lo que lo convierte en uno de los de mayor extensión en el mundo; es como ir desde Noruega a Italia. Cuenta con tecnología de punta y, desde allí, operamos el sistema con un estándar de clase mundial basado en las mejores prácticas internacionales. Además, proveemos de una gran cantidad de información a todos los grupos de interés, sean los coordinados, la academia, las ONG y también 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, contamos con un sistema de información pública abierto a todos los interesados. La correspondencia y los informes que emite el coordinador son públicos y pueden ser libremente accesados por cualquier interesado, excepto aquellos que, por definición, se relacionen con la regulación o la entidad solicitante, sea el Ministerio de Energía o la Comisión Nacional de Energía. Las empresas coordinadas también reciben la misma información que utilizamos para operativizar el sistema eléctrico en tiempo real. Esta apertura ha permitido que consultores y la academia, a través del acceso directo a nuestra información, sigan en detalle el comportamiento del sistema eléctrico, lo que nos permite afirmar con orgullo que somos una organización muy transparente. Contamos con una sólida gobernanza, elaborada por el Consejo Directivo desde el inicio, y una estructura que permite abordar todas las numerosas funciones que se nos asignan. Tenemos un Consejo Directivo que toma todas sus decisiones de forma colegiada; ningún consejero puede decidir aislado. Asimismo, disponemos de cuatro unidades que brindan soporte en funciones de cumplimiento interno, de ciberseguridad y de monitoreo de la competencia, y el director ejecutivo es el encargado de efectuar la operación de todas las tareas rutinarias de la organización, apoyado por unidades de soporte y gerencias especializadas. Muchas gracias. Ahora, por lo del presidente, dejo la palabra 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 saludo a toda la comisión. Continuamos con la presentación haciendo referencia a qué significa y cuáles son los principales desafíos.

Con la operación del Sistema Eléctrico Nacional. 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 que 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 dicen 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 vaya 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 kilómetros, 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, para que finalmente la operación en tiempo real se base 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 aprecia el centro de despacho y control del coordinador, en el centro coordinando y dando las instrucciones tipo torre de control del aeropuerto a las empresas de generación, transmisión y a los centros de control de los grandes consumos. Y, muy importante, el coordinador eléctrico nacional: ustedes vieron ahí la sala de control con 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, nos entregan la información de lo que está ocurriendo en campo, me refiero a todas las medidas eléctricas que estamos recibiendo en tiempo real. Y cada coordinado tiene la responsabilidad de mantener operativas sus plataformas, sus plataformas SCADA —que SCADA es una sigla en inglés y significa supervisión, control y adquisición de datos—, es decir, cada coordinado tiene que tomar los datos que están en campo de todas las variables eléctricas y enviarlas al SCADA que tiene 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 tener sus plataformas con alta confiabilidad y disponibilidad, específicamente, la norma técnica establece 99.5, como aparece en el cuadro del lado derecho. En la lámina siguiente se puede ver lo que es el plan de recuperación de servicio, que es un estudio que se actualiza y se publica todos los años para observaciones de las empresas coordinadas; particularmente, la última versión se publicó en el mes de junio del año 2024, estableciendo básicamente la forma en que se normaliza el funcionamiento del sistema después de un apagón total o apagón parcial. El plan, como decía, se actualiza anualmente, es público y puede ser observado por las empresas coordinadas; y, si hubiera alguna observación que, a juicio de la empresa coordinada, no estuviera bien atendida por el plan que nosotros publicamos, podría incluso plantearse una discrepancia en el panel de expertos, situación que no ha ocurrido hasta la fecha. El documento establece distintas funciones y responsabilidades.

Se ejecuta en forma descentralizada, eso 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, y que a su vez se coordinan con los centros de control de las empresas que participan en el plan de recuperación de servicios, encargándose de aplicar el esquema para que, finalmente, la recuperación se pueda realizar, como 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 de servicios, 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 de servicios es un plan descentralizado en el que cada actor del sistema tiene una función bien determinada, bien específica, según se establece en este documento público. 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 de servicios, antes de llegar a la situación que vivimos el martes 25 de febrero a partir de las 15:16, el CDC del coordinador eléctrico instruye la aplicación del plan de recuperación de servicios de manera descentralizada y jerárquica, como se mostró 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, en el que las empresas tuvieron muchas dificultades, ya que muchas instalaciones habían quedado dañadas; por ello, es fundamental informar y verificar 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 presenta una gráfica de carácter geográfico. El coordinador instruye la recuperación de los consumos de manera paulatina, en la medida en que se vayan implementando los esquemas de recuperación del servicio; y, una vez que las islas se hayan sincronizado y estén estables, se produce la sincronización de estas para materializar 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, dentro de las tareas del Coordinador Eléctrico Nacional, está la elaboración de un estudio de análisis de falla. Dicho estudio se realiza con base en la información aportada por las empresas coordinadas. Ahí se observa una línea de tiempo: en el día cero, en el momento en que se produce la falla; a las 48 horas, las empresas coordinadas deben entregar una información preliminar de las protecciones que fueron activadas u operadas producto del evento o de la contingencia en el sistema; y, al quinto día —en el caso específico de la falla del martes 25 de febrero, que se está cumpliendo hoy—, deben 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. Con toda esta información, más la que posee la plataforma del coordinador, el SCADA del coordinador, con los registros tomados durante la falla y la información intercambiada a través de los canales de voz, el coordinador...

Tiene que elaborar un estudio para 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 estudio de análisis de falla. 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 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 del SCADA de nuestro Centro de Despacho y Control, donde se observa el diagrama eléctrico y, particularmente, está marcada en rojo la transferencia que había en el tramo Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar, siendo Nueva Maitencillo la cuadra de Vallenar y Nueva Pan de Azúcar la zona de Coquimbo-La Serena. Ustedes pueden ver la gran cantidad de información eléctrica que está recibiendo nuestro sistema SCADA y que tiene que supervisar nuestra plataforma, y además, nuestros despachadores tienen que estar supervisando las transferencias que ocurren en el corredor. En ese momento, los 1.800 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 ni una propagación de la falla en el sistema, ya que ese es el criterio de operación y de planificación de nuestro sistema eléctrico nacional. En la lámina siguiente, destacamos también 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 2.000 MW, es decir, estábamos operando por debajo de dicho límite en cuenta de los recursos disponibles en el sistema. Presidente, perdón, disculpe la interrupción, pero ¿podría explicar de nuevo qué significa este criterio del N-1, por favor? Perfecto, por favor. Por su intermedio, presidente, le explico a la diputada. El criterio N-1 dice relación con la transferencia que se tiene por un corredor; en este caso, el corredor Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar, que está en 1.800 MW, y ustedes ven que hay dos líneas de 500.000 V, circuito 1 y circuito 2. La falla de un elemento, 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 lámina siguiente se ve el corredor de manera geográfica, estos 200 kilómetros aproximadamente entre Vallenar y Coquimbo. La línea opera por seguridad, como decía, con criterio N-1, con un límite que está en el orden de los 2.000 MW; por lo tanto, el sistema se operaba por debajo de ese límite, en cuenta de los recursos disponibles.