Vamos a poner de pie, vamos a partir la sesión, mientras llegue el presidente titular. Aprovecho. Ahí viene, ahí viene. En nombre de Dios y de la Patria, se abre la sesión. Muchas gracias, diputado Mulet. Muchas gracias.
Bien. La señora secretaria dará lectura a la cuenta.
Gracias, presidente. Se han recibido los siguientes documentos: Oficio número 20.329 del Secretario General de la Corporación, mediante el cual se comunica que, a contar del miércoles 16 de abril de 2025, el diputado Diego Chalper Sepúlveda reemplazará de forma permanente al diputado Cristian Mateson Villán en esta comisión; y una nota del jefe de la bancada de Renovación Nacional, por la cual se informa que el diputado Borré reemplazará al diputado José Miguel Castro durante la sesión de hoy. Toda la cuenta reciente. Muchas gracias, secretaria.
Se ofrece la palabra sobre la cuenta.
Bien, el acta de la sesión 122 se da por aprobada por no haber sido objeto de observaciones. El acta de la sesión 123 queda a disposición de las señoras diputadas y de los señores diputados.
Bien, vamos a dar puntos varios.
Diputado Tapia tiene la palabra en puntos varios.
Gracias, presidente. Presidente, mire, hay una situación que nos vuelve a suceder en el Valle del Huasco. Pascualama está en un proceso de cierre y nos acabamos de enterar que se le impuso una multa de cerca de 50 millones de pesos por la extracción de agua, que no estaba considerada. Pero también se han presentado nuevamente acusaciones a través de vídeos y fotos sobre la intervención de los glaciares. En el lado de Chile, ellos están con un nuevo proyecto, denominado Proyecto Alto; se cierra uno el fondo, pero se empieza a hacer sondaje, y tengo entendido que esto está autorizado. Entonces, la intervención de los glaciares y de los ríos nos parece sumamente preocupante.
Tuvimos, hace un par de años, en el año 2022, el tema Matancilla, que nos obligó a formar incluso una comisión investigadora porque se iban a traspasar más de 900 litros por segundo a particulares de la Cuarta Región, y afortunadamente eso se salvó en la Corte Suprema. Pero ahora nos preocupa, recordando que el proyecto Vasco Alhama tuvo una sentencia en la Corte Suprema, pues se detectó intervención de glaciares. Y los glaciares, como todos sabemos, son la reserva de agua que tenemos en la cordillera y que en momentos de sequía nos es tan importante.
Yo pido, Presidente, que se ofrezca la palabra tanto al Ministerio de Minería como al Ministerio de Medio Ambiente para que nos puedan dar respuesta de lo que está sucediendo. No me gustaría que esto siguiera avanzando y que, en el futuro, nos encontrásemos con una situación irreversible que nos perjudique gravemente en el Valle del Huasco, donde muchas personas viven del agua y dependen en gran medida de la agricultura. Además, hay personas que ya están siendo amenazadas por presentar estas denuncias. Creo que la situación es sumamente delicada y pido alerta; nosotros, como parlamentarios, debemos exigir una fiscalización rigurosa y proteger a aquellos que se atreven a denunciar.
Muchas gracias, presidente.
Antes de darle la palabra a la diputada, sostengo plenamente las palabras del diputado Tapia. Quiero agregar que he recibido también la información que él maneja, por lo que suscribo lo expuesto en esta materia. Recuerdo que, el día 21 de mayo, se estableció en nuestro país el Día Nacional de los Glaciares, coincidiente además con el Día Internacional de los Glaciares, ya que el gran desafío en la región de Atacama es precisamente la protección de los glaciares, en particular en el Valle del Huasco. El riesgo asociado a cualquier proyecto minero en esta zona es tremendamente elevado para su sustentabilidad y, como indicó el colega Tapia, somos de la misma región, lo cual hace aún más grave la amenaza a los dirigentes.
Además de las amenazas a los glaciares, digamos, sin lugar a dudas, y de todo el sistema hídrico del Valle, este es un oficio que me parece muy bien. Y, si el diputado está de acuerdo, podemos oficiar e informar también al Ministerio del Interior y al Ministerio de Seguridad Pública ante la amenaza que han recibido dirigentes. Creo que sería, si está de acuerdo, agregarle esos dos ministerios adicionales —seguridad y el Ministerio de Obras Públicas—, por el riesgo que hay para algunos dirigentes que están siendo amenazados. Y obras públicas por la DGAR. Lo pedimos en conjunto.
Gracias.
Vamos a tomar el acuerdo, entonces, de oficiar en los términos que señala el diputado Tapia y, en complemento, el diputado Mulet, a los ministerios de Minería, Medio Ambiente, Interior, Seguridad y Obras Públicas. ¿Perfecto? ¿Se toma el acuerdo? ¿Estamos de acuerdo? Se toma el acuerdo de oficiar. Gracias, presidente.
Diputado Videla tiene la palabra.
Muchas gracias, Presidente. Quería que la Comisión pudiera oficiar a Cernageomín, ya que el día 10 de abril, en la minera Sierra Gorda, de la región de Antofagasta, hubo un accidente fatal: una persona de 61 años en un accidente de altura. Según información que me entregan los propios trabajadores, la investigación no estaría llevándose correctamente. Creo que es importante que se pueda saber y que se envíe a esta Comisión un informe sobre cuáles son las medidas de seguridad, los protocolos, sobre todo en los trabajos en altura. José Díaz Díaz es la persona que falleció. Aprovecho para enviarle un mensaje de condolencia a la familia. Ya lo hicimos la semana pasada, pero creo que esta Comisión es importante para tomar un rol en estos accidentes fatales, que esperemos nunca se repitan. Hace poco tuve la posibilidad de exponer en la sesión del Consejo Minero, en la que estaban presentes las principales mineras de la región, y manifesté mi preocupación respecto a lo que ocurre con estos accidentes que, lamentablemente, se han ido repitiendo. Por ello, solicito, señor presidente, contar con un informe completo y detallado de Cernageomín a nivel nacional, para saber qué sucedió con José Díaz Díaz, que lamentablemente nos dejó por causas que aún se están investigando. Insisto en lo que me dijeron los trabajadores, que la investigación no estaría llevándose correctamente. Muchas gracias, diputado.
Tomamos el acuerdo para oficiar, entonces, a Senna Giomin, que informe detalladamente respecto a este acontecimiento lamentable que afectó la vida de un trabajador. ¿Se toma el acuerdo? ¿Se toma el acuerdo? Bien.
¿Alguien más en puntos varios?
Bien, yo voy a tomar un punto vario, solamente de coordinación, para que tomemos los resguardos de aquí al próximo lunes 21, de modo que cada diputado asigne algún asesor jurídico respecto a la mesa técnica sobre las patentes mineras, que quedamos en trabajar con el Ministerio de Minería. Eso lo podemos hacer internamente, como lo hemos hecho anteriormente en otras mesas de trabajo. También les voy a pedir que, en el chat de la Comisión, propongamos un nombre —uno por región: Antofagasta, Atacama, Coquimbo, Región de Valparaíso, Metropolitana y O’Higgins— de un dirigente de los pequeños mineros, para que también integre esta instancia con el Ministerio y el Departamento Jurídico del Ministerio de Minería.
Solo para recordar, lo que se va a generar es un análisis rápido, exprés, porque estamos contra el tiempo, para ver cómo vamos a solicitar la corrección del reglamento que hoy se encuentra en Contraloría respecto a la ley de patentes mineras. Así, a grandes rasgos, en eso quedamos. Entonces, en el chat, por favor, de la Comisión, indiquen primero el nombre del asesor jurídico que cada diputado proponga, junto con el dirigente por región que se integre en esta instancia. Tomamos el acuerdo para tener conformada esa mesa el lunes. ¿Sí? ¿Se toma el acuerdo? Estamos de acuerdo.
Bien, ¿alguien más en puntos varios?
Tiene la palabra el diputado Tapia.
No está autorizado, pero aprovechando que está acá, esta mesa no debe ser muy larga, o sea, debe ser un poco de coordinación, porque lo que quedamos es que se debe enviar a Contraloría la solicitud de dejar nulo el reglamento anterior o de modificarlo con el documento, con el reglamento que se genere junto con esta mesa.
Ok, gracias. Está en la pantalla, qué bueno. Que se salga bueno ahora. Muchas gracias, diputado Tapia. ¿Alguien más en Puntos Barrios?
Bien, antes de pasar la orden del día, me gustaría darle la bienvenida al diputado Diego Chalper, que se incorpora a la Comisión de Minería y Energía. Diputado, bienvenido. Un aplauso lo recibimos acá en esta comisión. Sí, va a ser lo mismo que el diputado Celedón; el diputado Chalper, probablemente, será un gran aporte para esta comisión. Muchas gracias.
Bien, orden del día. Vamos a poner los lentes.
Esta sesión tiene por objeto tratar la siguiente tabla:
1. Recibir al presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional y a la superintendenta de Electricidad y Combustibles a fin de que expongan sobre el informe del estudio de análisis de falla del masivo corte de energía eléctrica que afectó al país el pasado 25 de febrero. Se encuentran invitados el presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, el señor Juan Carlos Olmedo, quien concurre junto al vicepresidente del Consejo Directivo, el señor Jaime Peralta Rodríguez; la consejera Bernadita Espinosa; los consejeros Carlos Finat y Humberto Espejo; el director de comunicaciones Andrés Pozo; el director ejecutivo, el señor Ernesto Huber; y el asesor Felipe Venegas. Asimismo, se encuentra presente la superintendenta de Electricidad y Combustibles, señora Marta Cabeza Vargas, quien asiste junto al jefe del departamento de generación y transporte de electricidad, el señor Jack Namías, y la jefa de división jurídica, señora Nidia Muñoz.
2. Recibir al director nacional del Servicio Nacional del Consumidor, a objeto se refiere al presunto intento del servicio de evitar que los reclamos posteriores al megaapagón que afectó al país el pasado 25 de febrero lleguen directamente a las empresas de distribución eléctrica. Se encuentra presente para estos efectos el director nacional del Servicio Nacional del Consumidor, el señor Andrés Herrera Troncoso, quien asiste junto a la subdirectora de Estrategia y Servicio de la Ciudadanía, señora Francisca Cortés; la subdirectora de Fiscalización, señora Carolina González; y la jefa del Departamento de Comunicación Estratégica e Imagen, señora Viviana Azúcar Mendoza.
Vamos a iniciar esta presentación entregándole la palabra al presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, el señor Juan Carlos Olmedo. Juan Carlos tiene la palabra.
Por su intermedio, Presidente, agradecer la invitación. Hemos preparado una presentación que hará el director ejecutivo respecto de lo que fue el evento del 25F, tanto desde su origen, propagación y posterior recuperación del servicio, como para reportar algunas acciones que se han tomado en el corto plazo, y para señalar que el Consejo Directivo y la Dirección Ejecutiva siguen trabajando con el fin de elaborar un conjunto de acciones de mediano y largo plazo tendientes a mejorar el desempeño del sistema eléctrico. Entonces, ahora quisiera dejar con ustedes al Director Ejecutivo, don Ernesto Huber. Muchas gracias.
Saludo a la Comisión, Presidente, y procedo entonces con la presentación respecto al análisis del apagón del 25 de febrero de 2025.
Primero, una nota para aclarar ciertos puntos respecto de la presentación: esta contiene información del estudio de análisis de falla que realizó el Coordinador Eléctrico Nacional y se envió a la Comisión Nacional y a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). También está publicada en nuestro sitio web y contiene antecedentes adicionales que se han recibido posterior a la realización de este estudio para análisis de falla, el cual está definido y establecido en cuanto a contenido y plazos en la norma técnica de seguridad y calidad de servicio. Se agregó, además, que se requirió información adicional a los coordinados, especialmente respecto de la operación de esquemas de desconexión automática de carga y de la desconexión de unidades generadoras, y, particularmente, de la actuación de los pequeños medios de generación distribuida.
Está en curso un análisis interno y externo que podrá aportar antecedentes acerca de la causa raíz, la propagación y la recuperación del servicio, como vamos a ver a continuación en la presentación. Y, una vez que se finalicen dichos análisis y estudios, el coordinador podrá actualizar los antecedentes indicados en el presente informe.
El sistema eléctrico nacional, como ustedes pueden apreciar en esta lámina, nace en el año 2017 con la interconexión de los sistemas eléctricos del Norte Grande y del Centro Sur. A partir del martes 21 de noviembre de 2017, pasadas las 11 de la mañana se produjo la conexión de ambos sistemas, conformándose un sistema eléctrico único en el mundo por su radialidad y la longitud que se extiende aproximadamente por 3.100 km, desde Arica hasta la Isla de Chiloé.
Dentro de las principales características del sistema eléctrico nacional está el número de empresas coordinadas que el coordinador eléctrico debe, valga la redundancia, coordinar de acuerdo a los principios de coordinación establecidos en la Ley Eléctrica, ley que data del año 1982, la cual cumplió 40 años en el año 2022 y que ha evolucionado en cuanto a sus reglamentos y algunas modificaciones adoptadas también en este Parlamento.
Contamos con una extensión de líneas de transmisión bajo la coordinación del Coordinador Eléctrico Nacional que alcanza aproximadamente 39.000 kilómetros, con tensiones de 500, 220, 154 y, en general, alrededor de 23 kilovoltios. La distribución, sin embargo, no está a cargo del coordinador eléctrico, sino que recae sobre las distribuidoras correspondientes.
A la fecha se cuenta con más de 36.000 megawatts de potencia instalada, utilizando diversas tecnologías, destacándose particularmente la participación de energía renovable variable, proveniente de plantas fotovoltaicas y eólicas, que supera el 43% de la potencia instalada total del Sistema Eléctrico Nacional.
Es necesario coordinar día a día más de 1.100 unidades generadoras y centrales generadoras, resaltándose la potencia instalada en la zona de la distribuidora en cuanto a generación distribuida. Me refiero a los pequeños medios de generación distribuida, los cuales hoy en día totalizan aproximadamente 3.400 megawatts, de los cuales el 90% corresponde a generación fotovoltaica, representada por 772 medios de generación distribuida.
En la siguiente lámina se aprecian algunas cifras relacionadas con el Coordinador Eléctrico Nacional, organismo técnico e independiente, sin fines de lucro, responsable de coordinar la operación del Sistema Eléctrico Nacional. Este se rige por tres principios básicos establecidos en la Ley Eléctrica original: operación segura, operación a mínimo costo y acceso abierto a los sistemas de transmisión.
Es importante destacar que el coordinador eléctrico no posee instalaciones propias que formen parte del Sistema Eléctrico Nacional, ya que todas ellas pertenecen a las empresas sujetas a coordinación. Asimismo, no cuenta con facultades de regulación, fiscalización ni sanción respecto de dichas empresas coordinadas.
Algunas cifras que se pueden observar en el lado derecho de la lámina indican que se administra el mercado a corto plazo con transacciones anuales del orden de 2.000 millones de dólares. Actualmente, el coordinador cuenta con una planta de alrededor de 400 trabajadores, con una participación femenina cercana al 21%, y debe emitir, de acuerdo a la normativa vigente, más de 2.000 informes y reportes que se publican en el sitio web.
En cuanto al contenido siguiente de la presentación, en esta lámina se visualiza una breve agenda en la que se menciona la situación previa y el origen del apagón. Posteriormente, se abordará la propagación de la falla ocurrida el 25 de febrero, seguida de la recuperación del servicio, y se analizarán los incumplimientos y medidas adoptadas desde esa fecha. Es importante recordar que, en la situación previa al apagón, el sistema eléctrico operaba de manera interconectada y estable, con la energía fluyendo de forma continua.
De manera coordinada entre el norte y el sur del país, como habitualmente ocurre en horario diurno, se observó la gran participación de energía renovable fotovoltaica en la zona norte de nuestro país. La generación bruta total previo a la falla estaba en el orden de los 11.600 MW, con flujos de energía por el tramo afectado que se encontraban en el orden de los 1.800 MW, lo que equivale al 90% de la capacidad N-1, es decir, la capacidad segura y la transmisión segura del corredor comprendido entre las subestaciones Nueva Maitencillo y Nueva Pan de Azúcar.
Es importante señalar que los envíos de energía totales estaban fuertemente respaldados en energía solar y eólica desde la zona norte del sistema, mientras que la zona sur dependía en parte de energía proveniente del norte, junto con generación solar, eólica, hidráulica, térmica y también del tipo PMGD.
El sistema operaba de manera estable y conforme al criterio de seguridad establecido (criterio N-1), lo que significa que la falla de un elemento no debe propagarse ni afectar al resto de las instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional.
En la lámina siguiente se aprecia la participación de las distintas fuentes de generación existentes previo a la falla. Se destaca que el 73% de la generación aportada provenía de fuentes renovables variables, es decir, fotovoltaica y eólica, incluyendo la generación distribuida (los pequeños medios de generación distribuida aportaban alrededor de 2.000 MW). En conjunto, la generación de energía limpia o renovable, considerando también la generación hidráulica, alcanzaba aproximadamente el 90% de participación en ese momento.
En esta lámina se indican algunos conceptos clave para comprender lo que se expone en las siguientes. En primer lugar, se explica qué ocurre cuando se pierde el balance y actúan sistemas automáticos para intentar recuperar el equilibrio entre generación y demanda. Para ello, se ejemplifica con el balance que debe mantenerse en todo momento entre la generación (la oferta) y la demanda del sistema, equilibrio que se refleja en la frecuencia eléctrica.
Cuando este equilibrio se rompe, ya sea por una disminución de la generación o, eventualmente, por una reducción de la demanda, actúan elementos automáticos. En el lado derecho de la lámina aparece el concepto de EDAC, sigla de "esquema de desconexión automático de carga", que constituye una respuesta automática que desconecta consumos ante la falta de generación. Según determinados umbrales de frecuencia, estos esquemas contribuyen a mantener el equilibrio entre la oferta y la demanda.
De forma similar, existen otros esquemas automáticos, como los de desconexión automática de generación (EDAG), que, tal como se indica en la lámina, responden desconectando centrales de generación ante caídas bruscas en el consumo. Este equilibrio continuo es esencial para evitar que el desbalance, producto de alguna contingencia, se propague y afecte al Sistema Eléctrico Nacional.
En el sistema finalmente terminé afectando la seguridad, y como había señalado, en el lado derecho de la lámina, la frecuencia eléctrica de 50 Hz, que es la frecuencia nominal, es el indicador que permite monitorear, segundo a segundo, el equilibrio permanente que debe existir entre la demanda y la oferta del sistema eléctrico. Esto es válido para el Sistema Eléctrico Nacional en su conjunto y también para las eventuales islas eléctricas que se puedan formar en el sistema, producto de alguna falla o de algún trabajo que se realice en el sistema eléctrico que requiera una operación en islas eléctricas.
Siguiendo entonces con los conceptos claves para entender lo que viene en las láminas siguientes, podemos ver en la parte izquierda superior el concepto de isla eléctrica, que es una zona geográfica que permanece interconectada tras una falla o, como les decía, tras la realización de algún trabajo en el sistema, permaneciendo separada del sistema y requiriendo también ese equilibrio entre oferta y demanda que describíamos en la lámina anterior. Por ejemplo, en este caso del apagón, se aplica a la zona norte o a la zona centro-sur. También tenemos el concepto de pequeño medio de generación distribuida, que corresponde a centrales generadoras con potencias iguales o inferiores a 9 MW y que se conectan en las redes de distribución de energía.
El sistema de protección es un sistema que tiene múltiples componentes, como por ejemplo transformadores de medida, interruptores y relés, que actúan como el cerebro de estos sistemas al medir las variables eléctricas y, de acuerdo con ello, generar acciones para proteger a las personas, las instalaciones o el sistema eléctrico. Fundamentalmente, se protegen frente a fenómenos de sobretensión, cortocircuito o sobrecargas que puedan ocurrir en el sistema eléctrico nacional en este caso. Asimismo, el concepto de empresa coordinada se refiere a toda aquella empresa que es dueña, opera o explota una instalación conectada al sistema eléctrico; como coordinador eléctrico, nos toca relacionarnos con empresas generadoras, transmisoras, grandes clientes, distribuidoras y pequeños medios de generación que forman parte de las empresas coordinadas.
En la lámina siguiente se aprecia, desde el punto de vista geográfico, la zona donde está ubicada la línea de transmisión 2×500 kV: Nueva Maitencillo, Nueva Pan de Azúcar, la línea que se destaca en color rojo y que constituye el corredor de 500, donde se ubicó la causa raíz y el origen de la falla del 25 de febrero. El sistema principal de protecciones de la línea mencionada, cuyo módulo de comunicaciones se había informado como deshabilitado por parte de la empresa propietaria Interchile, actuó incorrectamente al resincronizarse. Esa es la causa raíz de la falla y es lo que está incorporado en el estudio de análisis de falla que se publicó y se envió a la Superintendencia el día martes 18 de marzo.
Debido a la desconexión de los dos circuitos de la línea, el sistema se dividió en dos islas eléctricas, como se explicó anteriormente: la isla norte, con el 30% del consumo, y la isla centro-sur, con aproximadamente el 70% del consumo, lo que en ese momento representaba del orden de 8.000 MW en el Sistema Eléctrico Nacional.
Veamos el origen del apagón. A las 13:35 horas, la empresa Interchile informó a nuestro centro de control, centro de despacho y control, que había inhabilitado el módulo de comunicaciones de una de las funciones de protección de la línea. En ese momento, la línea estaba 100% disponible, con sus protecciones de respaldo operativas al 100%. Interchile no informó ningún riesgo en la instalación, ni tampoco solicitó un permiso para intervenir.
Cabe señalar que tampoco indicó alguna limitación en las transferencias que estaban, en ese momento, desde la zona de Nueva Maitencillo hacia la subestación de Nueva Pan de Azúcar, que, como dije anteriormente, tenía un flujo de potencia de 1.800 MW. A las 15:13 horas, Interchile reinició la controladora del sistema de comunicaciones de ese equipo en la subestación Nueva Maitencillo para restablecer la comunicación entre ambas subestaciones. Esta acción no fue informada por Interchile ni contó con autorización del coordinador eléctrico nacional.
A las 15:15 horas, la resincronización de la protección provocó la desconexión de ambos circuitos de la línea Nueva Maitencillo–Nueva Pan de Azúcar y, según el manual del fabricante de la protección, Interchile debía aislar físicamente el equipo antes de esta resincronización, lo cual la empresa no realizó. Esta situación quedó consignada en el estudio para análisis de falla, que fue enviado, como dije anteriormente, a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles y, además, está público en nuestro sitio web.
Veamos a continuación, entonces, la propagación de la falla que estamos comentando. ¿Por qué se llegó a un apagón total? En el sistema eléctrico, una desconexión de los dos circuitos de la línea de forma prácticamente instantánea produce la formación de islas, que finalmente se conformaron luego de 1,5 segundos de la apertura de estos circuitos.
El estudio de análisis de falla presenta la secuencia en la que las centrales se desconectaron del sistema y la activación de los esquemas automáticos de desconexión de carga, que buscaban restablecer el equilibrio entre oferta y demanda. Del mismo modo, también se activaron esquemas de desconexión automática de generación, para recordar lo que habíamos visto en la lámina anterior.
En el norte, a raíz de la operación de los esquemas de desconexión automática de generación, la isla se mantuvo operativa por aproximadamente cuatro minutos, pero finalmente se produjo la pérdida total de suministro por inestabilidad de tensión y frecuencia, como vamos a ver más adelante.
Respecto de la isla Centro Sur, esta se volvió inestable a los pocos segundos, de acuerdo con los registros que tenemos en el coordinador y lo contenido en el estudio para análisis de falla. Esto ocurrió en aproximadamente cuatro segundos. Dada la interrupción de la energía que venía desde el norte —es decir, 1.800 MW por el sistema de 500, más algunos 100 o 200 MW que venían por el sistema 220— se provocó un desbalance en la isla Centro Sur del orden del 25% de la demanda total que tenía el sistema desde la zona de Coquimbo hasta la isla de Chiloé. Gran parte de los mecanismos automáticos de defensa y control de contingencia a cargo de las empresas coordinadas actuaron efectivamente, pero no en el tiempo y magnitud requeridos para detener la propagación del apagón.
En la lámina siguiente se puede apreciar la evolución de la frecuencia en las dos islas eléctricas que estamos comentando. Particularmente, en la parte superior del gráfico se observa la frecuencia en la isla Norte y, en la parte inferior, la curva que representa la reducción de la frecuencia en la isla Centro Sur. La evolución de la isla que se formó en la zona Centro Sur fue muy rápida, determinada probablemente por el deficiente desempeño de los recursos de control de contingencia de las empresas coordinadas y el comportamiento de los recursos de generación que la conformaban. La frecuencia se estabilizó en torno a los 48,5 Hz en aproximadamente 3 segundos, para posteriormente disminuir.
A 47.5 Hz se comportó de manera relativamente suave y estable, con un gradiente de –03 Hz por segundo; al alcanzar los 47.5 Hz se produjo la desconexión de parte de la generación en la Isla Centro Sur, aumentando la caída de frecuencia y provocando la pérdida total de suministro. En el gráfico se aprecian los cuatro segundos que habíamos comentado, con la estabilidad de la frecuencia en la Isla Centro Sur en torno a los 48.5 Hz y, luego, a los 47.5 Hz, ya con la desconexión de toda la generación presente en la zona.
En cuanto a la evolución del voltaje en el sistema, la imagen muestra el comportamiento del voltaje previo a la formación de las islas y el aumento de voltaje en la zona Norte, el cual se produjo por falta de control de tensión de las centrales renovables variables y la desconexión de un equipo de compensación reactiva en la zona del Norte Grande. En la Isla Centro Sur también se observó un aumento de voltaje, pero bastante inferior a los voltajes más altos que se vieron en la Isla del Norte Grande.
Con respecto al comportamiento esperado de la Isla Centro Sur, en la lámina siguiente se puede observar la línea verde, que representa una simulación de la evolución de la frecuencia y tensión de la isla en un escenario en que todos los esquemas de protección y recursos para estabilizar la isla actúan correctamente. En la línea roja se muestra la situación real, donde se aprecia que, a partir de los cuatro segundos, la frecuencia de GAE estuvo por debajo de los 47.5 Hz. El comportamiento debería haber sido el indicado en la línea verde, asumiendo que las centrales generadoras se comportan de acuerdo a lo establecido en la Norma Técnica. Se reitera que, según estos estudios preliminares, la Isla Centro Sur debió permanecer estable y la falla no debió propagarse hasta alcanzar la pérdida total de suministro.
Pronto se conocerán las conclusiones del análisis que realizan académicos de la Universidad de Santiago y de la Universidad Santa María, quienes evalúan, desde el punto de vista eléctrico, estas simulaciones presentadas en la lámina.
Bien, veamos ahora desde el punto de vista de la recuperación del servicio. En esa lámina se puede apreciar el diagrama de escala y la línea directa de bosque, concepto que queremos transmitir. Quisiera enfatizar algo de lo expuesto anteriormente: si todos los recursos de los que teníamos conocimiento y que estaban instalados hubieran actuado en cantidad y oportunidad, la Isla Sur no debió haberse colapsado; esta es una conclusión muy importante que no teníamos anteriormente y que resulta de las simulaciones.
Bien, entonces decía que vamos a avanzar ahora en el capítulo relacionado con la recuperación del servicio, y en la lámina siguiente nos vamos a referir a los sistemas de control y adquisición de datos y la línea directa de voz que es muy…
En el proceso de recuperación del servicio, el Centro de Despacho y Control del Coordinador Eléctrico supervisa el sistema eléctrico mediante el sistema SCADA. Este sistema, una plataforma informática, recibe información en tiempo real de las empresas coordinadas, ya sea proveniente de un centro de control o directamente de las unidades remotas con distintas instalaciones en el sistema. Actualmente, el SCADA del Coordinador recibe información a través de un total de 70.000 señales de medidas y estados que se actualizan cada 3 segundos.
Para garantizar una comunicación eficiente con los centros de control, el Centro de Despacho y Control del Coordinador Eléctrico dispone de una línea directa de voz denominada Hotline o Comunicación de Voz Operativa, que permite una comunicación inmediata para transmitir instrucciones y compartir información esencial para la operación del sistema eléctrico.
En el diagrama se observa, en la parte superior izquierda, el despachador del Coordinador Eléctrico Nacional interactuando con el sistema SCADA del Coordinador, y en la parte inferior, el operador del centro de control de una empresa coordinada, que cuenta con su propio SCADA y transmite los datos mencionados.
Por lo tanto, para la coordinación de la operación en tiempo real es muy importante que ambos medios de comunicación, tanto de voz como de datos, estén plenamente operativos, tanto para la operación normal como para una situación de emergencia, como la que se vivió el 25 de febrero.
En cuanto a la ejecución o aplicación del plan de recuperación del servicio, es importante destacar que dicho plan está en conocimiento de todas las empresas coordinadas. Se elabora y se actualiza anualmente, permitiendo que las empresas realicen observaciones y complementaciones dentro de los plazos establecidos. El plan vigente, publicado a mediados del año pasado, establece una recuperación por áreas o zonas geográficas mediante la formación del concepto de islas eléctricas. Estas islas, una vez estabilizadas, se interconectan para recuperar la totalidad de los consumos cuando se produce una contingencia, como la del 25 de febrero.
Este plan establece la operación y formación de islas de manera descentralizada, con el fin de acelerar la recuperación de todos los consumos. El Coordinador Eléctrico, de acuerdo a lo establecido en la normativa, delega las funciones de los centros de operación para la recuperación del servicio a cargo de las empresas coordinadas, buscando lograr un proceso eficiente y, de manera descentralizada, recuperar el sistema lo más rápidamente posible. Para ello, el Coordinador se comunica con estos centros de operación para instruir la ejecución del plan de recuperación del servicio, situación que se dio al minuto de la contingencia del 25 de febrero.
Una vez formadas las islas eléctricas, el Centro de Despacho y Control del Coordinador instruye la interconexión de estas islas para comenzar a normalizar las instalaciones y recuperar la continuidad operativa, es decir, los vínculos que componen el Sistema Eléctrico Nacional. Los centros de operación para la recuperación del servicio deben instruir la implementación de los esquemas de recuperación de servicio. Cabe recordar que estos centros operan, por delegación del Centro de Despacho y Control, para gestionar las partidas autónomas de las centrales ubicadas en las distintas áreas o zonas geográficas asignadas. A continuación, se presenta un mapa geográfico para ejemplificar esta situación, en el cual las áreas del sistema están predefinidas y tienen asignada una empresa responsable.
Para ejercer la función de centro de operación para la recuperación del servicio. Y respecto a lo que mencionaba anteriormente, en relación a la visión más geográfica de la aplicación del plan de recuperación del servicio, en la lámina que ustedes están visualizando se pueden observar las distintas áreas para la recuperación del servicio y las empresas que participan como CORE, es decir, como centro de operación para la recuperación del servicio. Es importante señalar que, el día 25 de febrero, a los dos minutos del evento, se activó el plan de recuperación del servicio.
Diversas centrales generadoras de distintas empresas coordinadas enfrentaron dificultades técnicas al intentar conectarse a la red, lo que retrasó la normalización del suministro eléctrico. Las razones de estos retrasos se explican principalmente por la falta de visibilidad de los sistemas SCADA, que habíamos descrito en las láminas anteriores, de algunas empresas coordinadas; la indisponibilidad, además, del telecontrol o telemando, que es un sistema que permite operar las instalaciones a distancia; y la indisponibilidad de vías de comunicación punto a punto, como las que habíamos visto en la lámina anterior, elementos que resultan muy relevantes tanto para la operación normal como especialmente para la operación en condiciones de emergencia, tal como se vivió ese día.
Esta situación impidió que se generaran las condiciones necesarias para una eficaz ejecución de los procesos de partida y conexión de las centrales instruidas para dar el servicio de partida autónoma. Dado el rol de TransELEC, como ustedes pueden ver en el lado derecho de esa lámina, que ejercía como centro de operación para la recuperación del servicio en varias zonas del país, la indisponibilidad de su sistema SCADA, de los telemandos y del sistema de comunicaciones por cerca de tres horas, retrasó la correcta ejecución del plan de recuperación del servicio. Se puede apreciar, en el lado derecho de la lámina, el monto de las potencias instaladas de las centrales que tienen partida autónoma por distintas zonas geográficas y la participación que tiene TransELEC en la conexión y en la conformación de las islas eléctricas para finalmente recuperar el sistema. En total, la participación de TransELEC, tomando en cuenta la potencia instalada de las partidas autónomas, supera el 80% de las mismas en el sistema.
Para ejemplificar este concepto de telemandos o de operación a distancia de las instalaciones —concepto clave para recuperar el sistema, ya sea en una situación de emergencia o en condiciones normales—, en esa lámina que ustedes observan se muestra el tiempo de ejecución de una maniobra, considerando estos telemandos o la operación a distancia correctamente operativa en el sistema eléctrico. Al lado izquierdo se ve el despachador del centro de despacho y control del coordinador eléctrico, junto con su sistema SCADA, y la comunicación de voz operativa con la empresa coordinada. A continuación, el operador del centro de control de la empresa coordinada, a través de su SCADA, ejecuta las instrucciones del coordinador eléctrico mediante los enlaces de comunicaciones, por ejemplo, para operar una instalación que puede estar a 100 kilómetros de distancia, mediante la aplicación de estos telemandos que, en definitiva, se transmiten en milisegundos y permiten operar una subestación, como la que se observa en el extremo derecho de la lámina. Es decir, las instrucciones del Coordinador Eléctrico Nacional, cuando estos telemandos están plenamente operativos, deberían ejecutarse de manera muy rápida y fluida en la operación del sistema eléctrico.
¿Qué ocurrió el día 25 de febrero en el proceso de recuperación del servicio? Solo hay que recordar que vimos la causa raíz, la propagación y, ahora, el proceso de recuperación. En la parte superior de la lámina se encuentra lo que llamamos el establecimiento de la operación manual, habida cuenta de que al no tener estos temas...