Cámara de Diputados - CEI 68 Distribución eléctrica - 9 de junio de 2025

En nombre de Dios y de la patria se abre la sesión. Asiento, por favor. El acta de la sesión número 3 se da por aprobada por no haber sido objeto de observaciones y el acta de la sesión número 4 queda a disposición de las señoras y señores diputados. La señora o señorita secretaria dará lectura a la cuenta. Gracias, presidente. Se han recibido los siguientes documentos: un correo electrónico del docente de la Facultad de Periodismo de la USAT, señor César Camilo Leiva, de fecha 9 de junio, a través del cual se dirige esta comisión a raíz de la mención que se realizó de su nombre en la sesión del lunes 2 de junio por parte de la Asociación de Funcionarios del Servicio Nacional del Consumidor, en el marco de los antecedentes expuestos sobre la contingencia eléctrica ocurrida el pasado 25 de febrero. Considera de vital importancia aclarar ciertos elementos que han sido señalados públicamente, los cuales enumera y rechaza cualquier insinuación o acusación que pretenda vincular los actos irregulares en el contexto señalado. Adjunto antecedentes y reitera su total disposición a colaborar con esta comisión y entregar cualquier antecedente adicional que se estime pertinente con el único interés de contribuir a un esclarecimiento objetivo y riguroso de los hechos. Asimismo, se ha recibido una nota de la jefa del Comité Comunista Federación Regionalista Verde Social Acción Humanista Independientes, de fecha 9 de junio, por el cual se comunica que el diputado Hernán Palma reemplazará al diputado Jaime Mulet durante la sesión de hoy. Es toda la cuenta. Muy buenas tardes. Muchas gracias, señor secretario, por la cuenta. Le ofrezco la palabra a la comisión respecto a la cuenta o puntos varios. Muy bien, entonces nos corresponde entrar a la orden del día. Para estos efectos se ha invitado al presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, señor Juan Carlos Olmedo Hidalgo. También le acompaña el vicepresidente del Consejo Directivo, señor Jaime Peralta Rodríguez; la señora Bernardita Espinosa Valdivia; el consejero Carlos Finat Díaz; y el consejero Humberto Espejo Paluz. También se encuentran presentes su director ejecutivo, señor Ernesto Huber, y los equipos de comunicaciones y del asesor externo, representados por el señor Felipe Venegas y el señor Andrés Pozo. Se nos concede el derecho de recibirles. Es una audiencia.

Que nosotros habíamos esperado con ansias, porque es muy importante saber los antecedentes que ustedes han puesto también a disposición de la Superintendencia y de la opinión pública, para poder realizar algunas consultas y observaciones. Damos la bienvenida también al diputado Hernán Palma, que está de reemplazo en esta sesión el día de hoy. Muy buenas tardes. Comentamos a nuestros invitados que hemos identificado tres problemas de investigación en esta competencia de la comisión: dos que tienen que ver con vuestra institución (uno es la causa del corte y el segundo, la demora en la reposición). En ese entendido, y con una perspectiva de política pública, se pretende ofrecer, al final de esta comisión, la identificación de brechas y propuestas de mejora en vía legal o administrativa. Para ello, hemos tenido distintas audiencias y lo que queremos conocer de ustedes son los antecedentes que permitan identificar cuáles son las brechas que hay que resolver para aumentar la resiliencia del Sistema Eléctrico Nacional, tanto en relación a las causas que originaron el corte como a las que hicieron que se demorara la reposición. Así que le ofrecemos la palabra al presidente del Consejo Directivo, señor Juan Carlos Olmedo, y a continuación, ustedes la distribuirán según lo estimado conveniente. Posteriormente, se abrirá una ronda de consultas y observaciones por parte de los integrantes de la comisión. En primer lugar, por su intermedio, presidente, agradezco la invitación a la Comisión. Hemos preparado una presentación en la que abordamos las materias que usted ha señalado, dividida en dos etapas. Primero, me referiré al aspecto normativo y, posteriormente, nuestro director ejecutivo hará una revisión del evento, partiendo de las causas y el proceso de reposición del servicio, identificando ciertas situaciones inéditas que ocurrieron frente a este apagón. Me refiero específicamente a que no existió disponibilidad de señales por parte de la empresa transmisora más relevante; por lo tanto, en la práctica, estábamos ciegos, sin saber cuál era el estado en que quedó el sistema, y además se perdieron las comunicaciones de voz, lo cual nos dejó prácticamente sordos. Esta situación, que ocurrió por primera vez en un evento de este tipo, es particularmente grave. Parto entonces con la presentación. Revisemos rápidamente la institucionalidad. En primer lugar, el Sistema Eléctrico Nacional es uno de los más largos del mundo, con 3.100 kilómetros de longitud. Se gestionan 833 empresas coordinadas, cuenta con un total de 1.105 centrales generadoras y 39.000 kilómetros de líneas de transmisión. Cabe destacar que existe una capacidad instalada de pequeños medios de generación distribuida de 3.400 MW, compuesta principalmente por plantas solares fotovoltaicas y 772 unidades generadoras. El Coordinador Eléctrico Nacional es un organismo técnico e independiente, sin fines de lucro, que no realiza actividades de generación ni de transmisión, lo cual le otorga independencia para ejercer sus funciones. Es responsable de coordinar la operación del sistema eléctrico, instruyendo a las centrales generadoras, a las líneas de transmisión y a los grandes usuarios sobre los niveles de producción y consumo en función de la disponibilidad de instalaciones existentes. Esta coordinación se rige por tres principios: garantizar una operación segura y la seguridad del servicio, al menor costo posible, y asegurar el acceso abierto a los sistemas de transmisión tanto para las empresas generadoras como para los consumidores. Tal como se ha señalado, el Coordinador Eléctrico Nacional no posee instalaciones propias que formen parte del sistema eléctrico, ni de generación, ni de transmisión, ni de grandes usuarios, ya que todas estas instalaciones están sujetas a su coordinación. Por otra parte, la institucionalidad segmenta las distintas funciones, por lo que, dado que nuestra función es coordinar la operación, no poseemos facultades adicionales.

Ni de fiscalización, ni de sanción respecto a las empresas coordinadas. La institucionalidad que se ha definido para el sector energía segmenta claramente las funciones que se requieren. En primer lugar, los organismos del Estado que residen en el Ministerio de Energía cuentan con dos entidades de apoyo. Una es la Comisión Nacional de Energía, que ejerce una función reguladora, apoya al Ministerio en la elaboración de regulaciones y normativas para el sector y elabora las llamadas normas técnicas que regulan en detalle ciertas funciones, entre ellas las que realiza el Coordinador Eléctrico. Además, efectúa el cálculo de las tarifas reguladas, entre ellas el cargo por servicio público con el cual se financia el presupuesto del Coordinador Eléctrico Nacional; aprueba nuestro presupuesto, ya que la CNE verifica que este cumpla con las funciones que debemos desarrollar; y asesora al gobierno en materias relativas al sector. Por otra parte, la función fiscalizadora y sancionadora está en manos de la Superintendencia de Electricidad y Combustible, que se encarga de vigilar la adecuada operación de los servicios de electricidad, gas y combustible, fiscalizando tanto de forma preventiva como reactiva y efectuando la interpretación administrativa de la regulación. Después, existen dos órganos independientes que no forman parte de la administración del Estado. Uno es el Coordinador Eléctrico Nacional, encargado de coordinar la operación del sistema eléctrico, y el Panel de Expertos, organismo independiente encargado de dirimir las controversias que surjan en el sector eléctrico y de revisar todas las decisiones y actuaciones del Coordinador, así como materias relativas a las tarifas que efectúa el cálculo la Comisión Nacional de Energía. Finalmente, está el sector privado, compuesto básicamente por las empresas coordinadas (generadoras, transmisoras, distribuidoras y grandes usuarios), representadas en esas cuatro figuras. Es importante destacar esta segmentación de funciones. La fiscalización es clave, ya que es el mecanismo mediante el cual el organismo designado verifica el cumplimiento normativo de los distintos agentes del mercado, tanto de forma preventiva como reactiva ante la ocurrencia de ciertos eventos. Las principales funciones que tiene el Coordinador Eléctrico, según la ley, son, en primer lugar, coordinar la operación segura y al menor costo posible del sistema, promoviendo la operación económica y garantizando el acceso abierto a la transmisión; además, administrar el mercado mayorista de energía y servicios complementarios y monitorear la cadena de pagos. Por otra parte, participa en la expansión de la red de transmisión, promoviendo un conjunto de obras junto con la Comisión Nacional de Energía. Una vez definido el plan de expansión de transmisión, le corresponde licitar estas obras que se incorporan en los decretos emitidos por el Ministerio de Energía y, posteriormente, hacer el seguimiento del desarrollo de las nuevas obras de transmisión. También es función del Coordinador gestionar el proceso de conducción de proyectos tanto de generación como de transmisión, monitorear las condiciones de competencia del mercado eléctrico y realizar recomendaciones normativas que apunten a mejorar dicha competencia. Asimismo, promueve la innovación, la investigación y el desarrollo en el sector eléctrico para lograr una mejor operación del sistema, y promueve, monitorea y verifica el cumplimiento de los estándares de ciberseguridad para la industria eléctrica, siendo esta una de las funciones más recientes asumidas. En la gráfica se muestra cuál es el límite de acción del Coordinador Eléctrico Nacional, en el que se coordina la generación y las redes de transmisión hasta los límites de la empresa distribuidora. Hacia el interior, la coordinación la realiza directamente la empresa distribuidora y existe, además, una relación con los llamados PMGD, que se refiere básicamente a la valorización de sus transacciones. El rol del Coordinador Eléctrico en el sistema está definido en la Ley 20.936, que, en función de las mejores prácticas internacionales, decidió crear este organismo.

Que se llama al llamado modelo ISO o operador independiente del sistema eléctrico, que es la mejor práctica internacional aplicada en la mayoría de los sistemas eléctricos, y lo que busca es monitorear el desempeño del sistema eléctrico mediante parámetros como el voltaje, la frecuencia, los tiempos de respuesta de las centrales generadoras y líneas de transmisión, y también el cumplimiento de estándares de conexión y otros parámetros. Es importante destacar que las funciones del coordinador eléctrico no reemplazan las responsabilidades de las empresas coordinadas que operan en el sistema, especialmente ante eventos de falla, incumplimientos normativos y eventuales infracciones a la normativa que pudieran incurrir. El coordinador puede solicitar, en ciertos casos muy específicos que establece la normativa, la realización de auditorías técnicas orientadas a verificar aspectos como la capacidad de respuesta, la calidad del servicio y los estándares de seguridad, cuyo objetivo es mejorar la operación y prevenir situaciones que puedan implicar riesgos; en ningún caso se trata de fiscalización ni sanción. De hecho, la normativa impone que, cuando se solicita una auditoría, se debe informar de inmediato a la SEC y entregarle el informe con los resultados, a fin de que ésta realice la fiscalización y eventualmente defina las sanciones correspondientes, en caso de que procedan. La ley define claramente que las empresas coordinadas son responsables individualmente por el cumplimiento de las obligaciones que emanan de la ley, reglamento y normas técnicas, tal como se indica en el artículo 72.14 de la ley. Este modelo –que se aprobó en la ley del año 2016– corresponde a la implementación de las mejores prácticas internacionales. En el mapa que se muestra se evidencia en qué países del mundo se han implementado los operadores independientes de la red, con funciones de coordinación sin tener la propiedad de las instalaciones que coordinan; abarca gran parte del mundo y, sobre todo, países de la OCDE. Ahora, voy a dejar a nuestro director ejecutivo para que presente la situación del apagón del 25 de febrero. Muy bien, entonces le ofrezco la palabra a don Ernesto Huber, director ejecutivo del Coordinador Nacional. Muchas gracias, presidente. Saludo, por su intermedio, a las diputadas y diputados de la Comisión. Procederemos a presentar, con foco en las causas y los retrasos surgidos en la recuperación del servicio, la situación previa al apagón. Cabe aclarar que esta presentación contiene información del estudio de análisis de falla realizado por el Coordinador Eléctrico Nacional y enviado el martes 18 de marzo a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, complementado con antecedentes adicionales recibidos posteriormente. Se requirió información adicional a los coordinados, especialmente respecto de la operación de los esquemas de desconexión automática de carga, la desconexión de unidades de generación y, asimismo, sobre los pequeños medios de generación distribuidos, que, dicho sea de paso, en el momento de la falla aportaron del orden de 2.300 MW. Están en curso análisis internos y externos que podrán aportar más antecedentes acerca de la causa raíz, la propagación y la recuperación del servicio; una vez finalizados dichos análisis, el coordinador podrá actualizar los antecedentes señalados en el presente reporte. En relación con la situación previa al apagón, el sistema eléctrico operaba de manera interconectada y estable, respetando los criterios de seguridad establecidos en la normativa, con la energía fluyendo de forma coordinada entre el norte y el centro-sur del país. La generación bruta total del sistema se encontraba en el orden de los 11.700 megawatts, con una participación de energía renovable variable –es decir, a través de tecnología fotovoltaica y eólica– de aproximadamente el 73% en el momento previo al apagón; y, particularmente, el flujo de energía desde la zona norte hacia la zona centro-sur se canalizaba por la línea Nueva Maitensí.

...nueva pan de azúcar, 2x500 kilovolt, esto es la cuadra de Vallenar y la cuadra de Coquimbo, con 1800 megawatt y situación que equivale aproximadamente al 90% de la capacidad máxima de esa línea de transmisión, de acuerdo a lo establecido en la normativa y en los estudios que realiza habitualmente el Coordinador Eléctrico Nacional. Como he dicho, los envíos de energía iban desde la zona norte del país, principalmente generación solar y eólica que se encuentra en esa zona del sistema. La zona sur, en parte, dependía de la energía que venía desde la zona norte junto con generación solar, eólica, hidroeléctrica, térmica y también del tipo de PMGD, pequeños medios de generación distribuida que operaban en la zona desde Coquimbo hasta la isla de Chiloé. La operación se realizaba de forma estable, respetando los criterios de seguridad establecidos en la normativa. Esto es el criterio N-1, que significa que, frente a la falla de un elemento, ésta no se propaga hacia el resto de las instalaciones sin que haya pérdida de consumo en el sistema. En cuanto a los conceptos claves para entender el proceso de propagación de la falla, en esta lámina se muestra el equilibrio que debe existir en todo momento, un balance entre la oferta y la demanda del sistema. Se indica que, cuando se pierde ese balance, operan sistemas automáticos para intentar recuperarlo, manteniendo la oferta o la generación y la demanda de forma constante. Especialmente, cuando se produce una pérdida de generación en el sistema, pueden operar, dependiendo de la profundidad del desbalance, esquemas de desconexión automática de carga (EDAC), que son mecanismos que desconectan consumos cuando la frecuencia del sistema—una variable que mide el desbalance—baja de un cierto nivel, por ejemplo, 49 Hz. De igual forma, cuando hay una pérdida de consumo en el sistema o, por ejemplo, se pierde la conexión entre una zona y otra generando una sobreoferta, operan esquemas de desconexión automática de generación, que desconectan centrales para mantener el equilibrio entre la generación y la demanda del sistema eléctrico. Ambos esquemas buscan evitar que el desbalance afecte la seguridad y la continuidad operacional del sistema. La frecuencia eléctrica nominal de 50 Hz es el indicador que permite monitorear, segundo a segundo, el equilibrio entre la oferta y la demanda o la generación y la demanda del sistema eléctrico. En la lámina siguiente, se puede observar geográficamente la línea de transmisión donde se originó la perturbación, la falla, el apagón total en el sistema, entre la zona de Vallenar y la zona de Coquimbo: la línea 2x500 kilovolt, 9 maitencillos, 9 pan de azúcar, donde el módulo de comunicaciones se había informado como deshabilitado por parte de la empresa y que actuó incorrectamente al resincronizarse, situación que, como veremos en la siguiente lámina, fue producto de una intervención que la empresa propietaria realizó sin autorización y sin aviso.

Centro de despacho y control del Coordinador Eléctrico Nacional. Esto causó la desconexión de los dos circuitos de la línea (identificados en color rojo) y el sistema se dividió, pasados 1,5 segundos, en dos islas: la Isla Norte, que abastecía aproximadamente el 30% de los consumos del sistema eléctrico nacional, comprendiendo el tramo entre la isla de Chiloé y la zona de Arica; y la Isla Sur, que abastecía aproximadamente el 70% de los consumos, abarcando desde la zona de Coquimbo hasta la Región de Los Lagos. Como se observa en la lámina, se detalla la secuencia de eventos que respaldan y justifican la causa raíz del apagón del 25 de febrero. A las 13:35, InterChile informó a nuestro centro de despacho y control que había inhabilitado el módulo de comunicaciones de una de las funciones de la protección de la línea. En ese momento, la línea estaba 100% disponible, con sus protecciones de respaldo totalmente operativas. InterChile no informó ningún riesgo ni solicitó permiso para intervenir la línea de transmisión. A las 15:13, InterChile reinició la controladora del sistema de comunicaciones del equipo en su estación Maitencillo para restablecer la comunicación de ambos extremos de la línea; esta acción no fue informada ni contó con la autorización del Coordinador Eléctrico Nacional. Dos minutos más tarde, a las 15:15, la resincronización de la protección provocó la desconexión de la línea. Es importante señalar que, según el manual del fabricante, la empresa InterChile debía aislar físicamente el equipo, lo que finalmente no se realizó. Esto produjo la operación incorrecta de la protección diferencial de la línea y, en consecuencia, la desconexión de ambos circuitos. Veamos ahora, si le parece a la Comisión, ¿puede retroceder al punto anterior? Es fundamental que quede bien claro, por parte de todos los integrantes, lo expuesto para no avanzar a otros temas y luego tener que retroceder al revisar los pasos del uno, dos y tres. Se entiende que la empresa reinició la controladora del sistema de comunicaciones a eso de las 15:13 horas, a pesar de que no estaba sincronizada entre la nueva Maitencillo y la nueva Pan de Azúcar. Esa resincronización se realizó sin aislar la central; ambas debían aislarse de todo el sistema. Por no haberlo hecho y al no haber seguido el manual del equipo, se cayó el sistema. Presidente: No sé si estoy en lo correcto; ¿nos escucha la Comisión? Presidente: Sí, le respondo, presidente. Efectivamente, la protección diferencial de la línea de transmisión Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar tiene la función de medir la energía, es decir, las corrientes en un extremo y en el otro de la línea. Cuando se detectan diferencias en estas mediciones, es indicativo de que puede haber una falla en el interior de la línea en los aproximadamente 200 kilómetros que recorren desde Vallenar hasta Coquimbo. La diferencia en las variables eléctricas permite identificar una posible falla en ese tramo y, por lo tanto, se produce la apertura de la línea. ¿Qué recomienda el fabricante? Que cuando hay…

densidades altas, altas transferencias de energía y se produce una pérdida del canal de comunicación, previo a la resincronización del mismo, debiéndose aislar los desenganches, los trip, y las señales que desconectan la protección o que alimentan la protección diferencial, las cuales luego desconectan la línea. Esos desenganches y señales deben abrirse, desconectarse, aislarse, de modo que en el momento de la resincronización del canal de comunicaciones no se produzca una operación incorrecta de la protección diferencial. ¿Por qué decimos que es una operación incorrecta? Porque no había falla en la línea de transmisión y, producto de esta resincronización y de la medición no sincronizada, se detectaron diferencias en las variables eléctricas, corrientes en este caso, lo que provocó la desconexión incorrecta de ambos circuitos de la línea sin que hubiera ninguna falla física en estos 200 kilómetros de línea de transmisión. Marcela Riquelme está solucionando sobre el punto. Gracias, Presidente. Entonces, la falla inicial no fue una desconexión, sino una falla en el sistema de comunicación, que por sí sola no causa la desconexión. Sin embargo, la empresa, sin informar a InterChile y sin aviso ni autorización, intervino en la línea, y eso fue lo que provocó la desconexión. Si estoy en lo cierto, ¿dónde está o dónde dice que InterChile, o cualquier empresa, para intervenir la línea, debe pedir aviso previo para ello? ¿Está normado de esa forma? Gracias, Presidente. Por su intermedio, Presidente, responderé a la diputada Riquelme. El reglamento establece que, efectivamente, cualquier intervención en el sistema eléctrico por parte de las empresas coordinadas debe ser informada al Centro de Despacho y Control del Coordinador. Existe un protocolo, una plataforma que recibe la información con las solicitudes de intervención en el sistema eléctrico nacional. En este caso particular, la empresa, primero, sin avisar, habilitó el canal de comunicaciones que había sido notificado con falla, situación que, tal como dice la diputada, por sí sola no debería abrir la línea. El error se produjo al no aislar la protección diferencial, la cual, producto de esta resincronización errada, transmite en ambos extremos de la línea un desbalance, una diferencia en las variables eléctricas (corrientes, en este caso) que no era real, sino producto de la sincronización inadecuada del canal. Esto provoca una operación incorrecta de la protección diferencial. El manual de la protección diferencial recomienda que, en estos casos, las intervenciones se realicen con bajas intensidades y con bajas transferencias. En ese momento teníamos las transferencias bastante altas, ya que era el pico del horario solar, horario diurno, y había muchos excedentes desde la zona norte; por lo tanto, si la intervención se hubiera realizado, por ejemplo, durante la noche, como ocurrió posteriormente en algunas situaciones de fines de semana en las que la empresa respetó este protocolo, no se habría producido la desconexión de ambos circuitos. Y, para dejar en claro para la historia de la Comisión Investigadora, abrir la línea es cuando se desconecta la línea.

Y por mi parte quería dejar bien claro que, al final, este problema: ¿qué tan recurrente es en las transmisoras tener que resincronizar las líneas de comunicación? Porque acabo de mencionar que volvió a ocurrir un apagón, aunque en ese caso no se consideró como tal. Previamente, ¿qué tan común es que se tenga que resincronizar los sistemas de comunicación de la transmisora? Bueno, podemos revisar y complementar la información a la Comisión, señor presidente, en relación a la frecuencia de esta situación. Efectivamente, la pérdida del canal de comunicaciones es un hecho que puede ocurrir en el sistema y, por ello, los manuales de operación de los fabricantes de los relés de protección recomiendan que, cuando se pierde dicho canal, previo a la resincronización, se aísle el relé diferencial levantando físicamente los trips. Esta es la situación que la empresa Interchile ha gestionado, ajustando sus protocolos de intervención. Por lo tanto, las últimas veces que se perdió el canal de comunicación, las resincronizaciones y las intervenciones se han realizado con aviso al centro de despacho y control del coordinador, llevando a cabo la intervención durante periodos de bajas transferencias en el corredor, lo cual ocurre en horario nocturno. Por su intermedio, señor presidente, en relación a la consulta, es preciso señalar que las resincronizaciones de los sistemas de comunicación en la línea de transmisión son muy poco frecuentes, siendo una situación bastante excepcional. Tal como indicó nuestro director ejecutivo y como preguntó la diputada Riquelme, el decreto de coordinación de la operación (Decreto 125) contiene un artículo específico respecto a las intervenciones; en él se dispone que quien desee realizar cualquier intervención en un equipo debe informarlo al coordinador y solicitar el permiso. Dicha solicitud es evaluada para determinar si la intervención puede efectuarse en ese momento o en otro, de modo que se minimice la afectación al sistema. En el caso del 25 de febrero, esto no ocurrió; posteriormente se presentó un nuevo problema en la protección y, en esa ocasión, se solicitó el permiso de trabajo, coordinándose la intervención en un momento de bajo impacto para el sistema. Gracias. ¿Le parece si retomamos la presentación? Pues, ya tenemos por lo menos claridad de lo sucedido. Bien, señor presidente, continuamos entonces con el proceso de propagación de la falla. ¿Por qué se llegó a un apagón total? El sistema registró la desconexión de los dos circuitos de la línea de forma prácticamente instantánea y, 1,5 segundos después, se formaron las dos islas eléctricas que habíamos mencionado. El estudio de análisis de falla presenta la secuencia en que las centrales se desconectaron del sistema y la activación de los esquemas automáticos de desconexión de carga y/o generación, que buscaban restablecer el equilibrio entre la oferta y la demanda, particularmente en la zona norte. A raíz de la operación de los esquemas de desconexión automática de generación, una de las islas se mantuvo operativa por aproximadamente cuatro minutos, pero finalmente se produjo una pérdida total del suministro debido a la inestabilidad de tensión y frecuencia, especialmente en la zona que se extiende desde Vallenar hasta Arica. En relación con la isla Centro Sur, esta se volvió inestable a los pocos segundos de ocurrir la falla (alrededor de 4 segundos), debido a la interrupción de la energía que venía desde la zona norte; esto, 1800 megawatts, provocó un desbalance. Hago referencia a la lámina en la que mostramos los conceptos fundamentales para entender el proceso de propagación y el equilibrio permanente que debe existir entre la oferta (o generación) y la demanda. Se perdió aproximadamente el 25% de la demanda en la zona centro-sur, que abarca desde Coquimbo hasta la isla de Chiloé.

Y gran parte de los mecanismos automáticos de defensa y control de contingencia a cargo de las empresas coordinadas actuaron en la isla Centro Sur, pero no en el tiempo ni con la magnitud requerida para detener la propagación de este apagón del 25 de febrero. En la lámina siguiente podemos observar el comportamiento esperado de la isla Centro Sur: en la curva de color verde se simula el comportamiento de todos los recursos, mostrando la frecuencia del sistema en el eje vertical, siendo 50 Hz la frecuencia nominal. La curva verde representa la evolución de la frecuencia, que refleja el equilibrio que debe existir en todo momento entre la oferta (o generación) y la demanda del consumo eléctrico. Si efectivamente todos los recursos instruidos –esto es, la desconexión de carga en la zona Centro Sur y la operación estable de las centrales generadoras que abastecían esta isla, formada entre la zona de Coquimbo y la Región de Los Lagos– hubieran operado de acuerdo con lo instruido y conforme a la norma técnica, la frecuencia se habría recuperado alcanzando alrededor de 50 Hz en aproximadamente 5 segundos. Sin embargo, en la realidad se observa la evolución de la frecuencia representada por la curva de color rojo. En ella se evidencia cómo, inicialmente, se produjo la desconexión de la línea Nueva Maitencillo‑Nueva Bandiazúcar; a los 1,5 segundos se dio la separación de las dos islas eléctricas, Isla Norte e Isla Centro Sur; y posteriormente se registró una serie de eventos que incluyeron desconexión de carga, desconexión insuficiente de carga –según lo establecido en el estudio de análisis de falla– y desconexión de generación, la cual no debió haberse perdido en esos cuatro segundos. Finalmente, se llegó a la pérdida total de suministro cuando la frecuencia alcanzó el valor de 47,5 Hz. Se puede reiterar que, si todos los elementos disponibles para restablecer el equilibrio de generación y consumo en la isla Centro Sur hubieran operado correctamente, la evolución de la frecuencia habría sido la indicada por la curva de color verde y no se habría producido la pérdida total de suministro en esta zona del sistema. Se ha identificado, hasta la fecha, que del orden de 1.300 megawatts de generación se desconectaron antes de tiempo y, de alguna forma, contribuyeron a este desbalance y a la pérdida de consumos en la isla Centro Sur. Me permite, Presidente, por su intermedio, destacar lo relevante de lo relevado: las calibraciones instruidas respecto a los dispositivos para el control de perturbaciones no estaban ajustadas como debían. Esto es muy relevante, puesto que se refiere al cumplimiento normativo de las empresas coordinadas. Si se instruye que cierta instalación debe permanecer operativa ante una perturbación por un cierto tiempo y no lo hace, es grave y ello implicó la propagación de este evento. Tal como se indica, algunas centrales se desconectaron antes de tiempo, acelerando la propagación de la falla al acelerar la caída de la frecuencia. Cabe señalar que esas centrales, que eran de la Isla Sur, ya estaban en funcionamiento antes del apagón y debían haber continuado inyectando energía; sin embargo, por no mantener adecuadamente su calibración, sus dispositivos operaron de forma que cada central generadora se desconecta cuando la frecuencia es muy baja para evitar daños.