Cámara de Diputados - CEI 68 Distribución eléctrica - 6 de agosto de 2025

Muy buenos días, en nombre de Dios y de la patria, se abre la sesión. Estamos dando lectura a la propuesta de conclusiones, de hechos, conclusiones y propuestas legislativas. Vamos a la página 2 del documento enviado último por parte de la diputada Riquelme, en donde fue a partir del trabajo que hemos realizado acá. Y continúo en lectura a la página 2, párrafo 2. Estas configuraciones, si bien en su momento... habían sido validadas por el coordinador, fueron posteriormente modificadas unilateralmente por las empresas responsables, sin informar ni solicitar la autorización. Un estudio técnico encargado por el coordinador eléctrico nacional a la Universidad de Chile, liderado por la doctora Claudia Ramban, concluyó que de haberse mantenido los parámetros técnicos adecuados, la magnitud del evento habría sido considerablemente menor y el blackout generalizado podría haberse evitado. En su intervención, los miembros del Consejo Directivo del Coordinador señalaron que el evento evidenció un reiterado incumplimiento normativo por parte de los agentes del sistema eléctrico. En los meses posteriores al incidente, el coordinador remitió a la superintendencia antecedentes relativos a más de 20 situaciones de incumplimiento, muchas de las cuales estaban directamente relacionadas con el evento del 25 de febrero. Entre ellas se incluía la no entrega o entrega extemporánea de los informes de falla exigidos por la normativa dentro del plazo de 48 horas, incumplimiento de los estándares mínimos de desempeño exigidos por el sistema SCA y negativa de algunas empresas a proporcional modelos eléctricos MT, digo, actualizados, los cuales son necesarios para la simulación y análisis de eventos de falla severa. Asimismo, se hizo mención que un total de 79 pequeños medios de generación distribuida requeridos por la SEC, solo 16 entregaron información solicitada, lo que representa solo un 20% de cumplimiento. El coordinador precisó que, a pesar de haber documentado y advertido dichas situaciones, carece de facultad fiscalizadora o sancionatoria limitándose su actuación a la emisión de instrucciones técnicas, oficios de advertencia o eventual remisión de antecedentes a la autoridad competente. Tal limitación fue expresamente señalada por el consejero Carlos Finat, quien sostuvo que este diseño institucional favorece una cultura de incumplimiento, en la medida que ciertos agentes operan bajo la convicción de que sus actos u omisiones no tendrán consecuencias inmediatas o efectivas. Adicionalmente, los directivos del coordinador identificaron déficits estructurales adicionales, particularmente en materia de monitoreo. Se advirtió que no existe en el país un sistema uniforme de monitoreo,

Fijado y centralizado de supervisión en tiempo real que permita obtener datos completos de todos los puntos de generación y consumo. La información técnica que recibe el coordinador depende en buena medida del cumplimiento voluntario de las empresas respecto a sus obligaciones de reporte. Además, se constataron limitaciones operativas en el uso de unidades de adquisición de medidas, dispositivos capaces de registrar el comportamiento eléctrico en escala de milisegundos. Si bien existen 80 unidades instaladas en el país durante el análisis del evento, solo se tuvo información útil desde menos de la mitad de ellas, lo que registró la capacidad técnica de evaluación posee. Superintendencia de Electricidad y Combustibles también señaló que el evento del 25 de febrero tuvo su origen en una intervención técnica no autorizada ejecutada por la empresa Interchile y la línea de transmisión Nueva Maitencillo-Nueva Pantazúcar, realizada sin la requerida coordinación con el SEC, ignorando la normativa vigente. Específicamente, la acción consistió en reiniciar un componente vinculado al sistema de protección diferencial de esa línea, procedimiento realizado sin tomar las medidas de seguridad exigidas y sin informar previamente a la autoridad competente, esto generó una desconexión no programada de la línea, contribuyendo de forma significativa a la propagación del evento que ocasionó el colapso de todo el sistema. Sin embargo, a diferencia del coordinador, la superintendencia indicó que dicha acción no fue la causa única del evento, indicando que esto fue un evento multicausal, teniendo su origen en incumplimientos normativos y deficiencias estructurales en la operación y supervisión del sistema eléctrico nacional, cuestión que ya se vislumbraba cuando los consejeros hablaban de la cultura del incumplimiento. Algunos de los factores más relevantes identificados son el incumplimiento generalizado de la normativa técnica por parte de diversos agentes coordinados. Particularmente estamos hablando de lo relativo a la configuración de los sistemas de protección de las unidades generadoras. Se hizo mención de que la desconexión anticipada de múltiples unidades generadoras se produjo como consecuencia de protecciones mal parametrizadas. Este comportamiento contraviene directamente lo dispuesto en el artículo 3-10 de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio. La desconexión sistemática de dichas unidades agravó la crisis inicial, reduciendo abruptamente la generación disponible y aumentando el efecto del apagón. Los artículos de esa norma son así, 3-algo, por si acaso, está bien referenciado. Asimismo, la superintendencia hizo énfasis en el deficiente flujo de información emanado por el coordinador durante el transcurso del evento, indicando que éste no cumplió con su deber de informar en tiempo real al Ministerio de Energía y a los organismos sectoriales respecto del estado de operatividad del sistema, la magnitud de las fallas, la disponibilidad de recursos para la reposición del servicio, y plazos estimados para la normalización del suministro eléctrico. Estas omisiones constituyen incumplimientos directos del artículo 7-33 de la norma técnica de seguridad. Por último, se dio cuenta de un conjunto de conductas infraccionales por parte de empresas coordinadas, particularmente de pequeños generadores, que no entregaron los antecedentes técnicos requeridos, dificultando la reconstrucción posterior del evento y la identificación de responsabilidades. Con base en estos antecedentes, la SEC formuló cargos por infracciones graves y gravísimas. Gracias. Las cuales podrían derivar en multas de hasta 10.000 UTA, equivalente a 8.237 millones de pesos, en agosto del presente año por un incumplimiento constatado. Respecto a la demora de la reposición, este es el segundo foco de investigación de la Comisión. La reposición del suministro eléctrico no se produjo de manera simultánea ni homogénea en el territorio nacional. En zonas urbanas, particularmente en la región metropolitana, el restablecimiento comenzó entre las 18 y 20 horas del día 25 de febrero. Sin embargo, en regiones más lejanas del centro del país o sectores rurales, particularmente en la región de O'Higgins, Maule, Bio Bio y la Araucanía, el proceso fue considerablemente más lento, extendiéndose en algunos casos hasta pasar la medianoche, incluso durante la madrugada del día siguiente. Cabe mencionar que a las 23 horas del 25 de febrero, el Ministerio de Energía aún no disponía de un informe consolidado por parte del Coordinador Eléctrico Nacional, que era cuenta del Estado Integral de la Red, como tampoco con una proyección precisa respecto del tiempo estimado para la recuperación total del suministro. La reposición del Sistema Eléctrico Nacional se llevó a cabo progresivamente, sin un hito único o simultáneo que permitiera identificar un punto formal de normalización del sistema en su conjunto. Analizando el caso entre regiones de la zona norte, la región de Coquimbo tuvo un restablecimiento del suministro entre las 18 y 23 horas, Valparaíso hacia las 23.30, Metropolitana a las 22, Oji y Maule-Vivovío entre las 23.30 y las 00.30 del 26 de febrero. Araucanía y Los Lagos alcanzaron la normalización en su sistema cercano a la una de la madrugada de 26 de febrero. Durante la emergencia se verificó además la deconexión automática de múltiples centrales generadoras, reduciendo así la capacidad de generación disponible para la ejecución de maniobras de reposición. Además, esto dificultó la estabilización del sistema. Esto último impactó por sobre todo en las zonas de alta demanda energética, como los cordones industriales de Maipú-Cerrillos o del Gran Concepción. La demora en la reposición, según lo expresado por el Coordinador Eléctrico, la Comisión Nacional de Energía y la Superintendencia. La Comisión Nacional de Energía, de acuerdo a los antecedentes presentados, sostiene que la demora en la reposición del suministro eléctrico registrada con ocasión del apagón obedeció a la complejidad técnica inherente al proceso de recuperación del Sistema Eléctrico Nacional una vez que éste quedó físicamente dividido en dos islas operativas.

La fragmentación estructural hizo imposible una reposición automatizada del servicio, por lo que debieron implementarse maniobras de restablecimiento progresivo, las que requerían, digo además, un ajuste fino de parámetros fundamentales como frecuencia y voltaje, con el fin de garantizar condiciones estables para la reconexión de las zonas afectadas. En segundo lugar, la CNE identificó como elemento crítico la desconexión anticipada de múltiples unidades generadoras. Esto a raíz de la presencia de configuraciones técnicas erróneas o inadecuadas en sus sistemas de protección. Las desconexiones mencionadas impactaron enormemente la capacidad de generación disponible para avanzar en el proceso de reposición del sistema, entorpeciendo las maniobras de recuperación energética. Finalmente, se notaron deficiencias relevantes en la coordinación entre agentes del sistema, lo que también contribuyó de manera directa a la duración del corte. En particular, se relató que determinados operadores no proporcionaron en forma oportuna la información requerida rápidamente respecto al estado operativo de sus instalaciones, situación que obligó a efectuar validaciones técnicas individuales antes de autorizar su reconexión. Esta falta de sincronización operativa entre los distintos actores involucrados constituyó a juicio de la CNE un factor determinante en la prolongación del evento en diversas zonas del país. Diputada Marcela Riquelme está solicitando hablar. Sobre el punto, presidente, cada vez que digamos CNE, para que no nos confundamos con el coordinador eléctrico, yo creo que podríamos agregar a continuación de CNE, en un paréntesis, Comisión Nacional de Energía. Porque cuando hablamos de CEN, hablamos del coordinador eléctrico. Cuando hablamos de CNE, de la Comisión Nacional de Energía. En este caso estamos hablando de la Comisión Nacional de Energía. Entonces, a lo mejor agregarlo en un paréntesis para que no se dé a la confusión, presidente. Ah, claro. Perfecto. Muchas gracias. Eso sugiero, presidente. Sí, gracias. Perfecto. Ahí, anotado. Sí, igual yo también. Cada vez que diga CNE, vamos a reemplazarlo por comisión. Respecto de la superintendencia de electricidad, esta sostuvo que una de las razones por la demora de la reposición del suministro eléctrico luego del apagón tuvo como principal causa la falta de información oportuna y eficiente, la cual no fue entregada por el coordinador eléctrico en el transcurso de la emergencia. Esta situación, además de ser un incumplimiento a la norma que impone la obligación de mantener informada a las autoridades sectoriales sobre la evolución del sistema, Sistema, artículo 733 de la norma, generó un escenario de incertidumbre que obstaculizó la toma de decisiones y afectó directamente a la coordinación institucional durante las primeras horas del evento. En segundo lugar, la SEC identificó como causa relevante en la reposición del suministro eléctrico la desconexión automática de un número significativo de centrales eléctricas. La investigación de este suceso arrojó como resultado que muchas de estas centrales presentaban configuraciones técnicas incorrectas en sus sistemas de protección. Situación que derivó en la pérdida de generación en momentos en que ésta resultaba necesaria para iniciar las maniobras de reposición. Esta disminución de generación operativa obligó a los organismos a desarrollar procedimientos de recuperación lentos y segmentados, afectando los tiempos de restablecimiento del suministro eléctrico en las diversas regiones del país. Asimismo, la SEC advirtió diversas fallas en la coordinación entre los distintos agentes del sistema eléctrico, además de un incumplimiento de ciertas empresas respecto a sus obligaciones de entrega de información técnica. En particular, existieron operadores que no entregaron en los plazos establecidos por la ley los antecedentes requeridos por el coordinador eléctrico, como tampoco se informó sobre el estado de sus instalaciones. Esta situación obligó a los organismos a desarrollar verificaciones individuales por instalación antes de autorizar el reingreso de estos al sistema. Estas verificaciones manuales implicaron una ralentización importante del proceso de recuperación del suministro eléctrico. Sí, eso. ¿Es rele? No. ¿Puede ser? Yo digo relento, pero eso no cabe acá. ¿Está bien? Ah, ya. Por último, la autoridad fiscalizadora hizo presente la existencia de deficiencias estructurales en los sistemas de monitoreo y control, particularmente lo referido a la falta de operatividad de una proporción sustantiva de los dispositivos de unidades de adquisición de medidas. La inactividad de estos equipos impidió obtener registros detallados del comportamiento del sistema durante los primeros momentos del apagón, lo que afectó la capacidad de reconstrucción técnica del evento y limitó la efectividad de las decisiones operacionales adoptadas en tiempo real. El Coordinador Eléctrico Nacional indicó que la demora en la reposición del suministro eléctrico tuvo como causa principal la pérdida total de operatividad del sistema SCADA, programa utilizado para monitorear en tiempo real las variables críticas del sistema eléctrico, como también verificar la interrupción de los canales de comunicación de voz con los centros de operación de las empresas coordinadas. Esta situación implicó que el coordinador eléctrico estuviera totalmente impulsivilitado de monitorear la situación, impidiendo la coordinación de maniobras de reposición del suministro. Por otro lado, el coordinador identificó la desconexión automática de múltiples unidades generadoras como un elemento crítico en la situación. Varias de estas unidades fueron retiradas tras la desinfección de la unidad.

…sistema como consecuencia directa de protección mal parametrizada, es decir, en contradicción de los estándares definidos en la normativa vigente. Esta desconexión masiva reduzco la disponibilidad de generación de las fases iniciales de reposición, dificultando aún más el restablecimiento del suministro. Diputado Mule. Cuando hablamos de la pérdida total de operatividad del sistema SCADA, ¿cierto? El sistema SCADA es una marca. ¿Qué es lo que es SCADA? Es un tipo de... de software de monitoreo y control que arroja las variables SCADA es el concepto, es el acrónimo en inglés me parece hay varios sistemas SCADA pero es una forma de sistema que lo que busca es monitorear en tiempo real las variables de funcionamiento del sistema eléctrico Yo pondría, la mayoría del sistema pondría el nombre y después realmente es cada. La primera es que aparece, porque es la primera, pero siempre se hace la primera que aparece, que es la página uno. Entonces sería el sistema. Sí, sí, sí. En la primera o hasta, yo no sé que es el sistema. Tenemos que entender que es el sistema y la creatividad de que. Sí, de acuerdo. De acuerdo. Yo entiendo que es de monitoreo. Sí. Es un tipo de... Perfecto. Lo incorporamos... ¿Lo puede incorporar ahí la secretaría? Ya. ¿Se acuerda entonces? ¿Dónde íbamos? Por otro lado, el coordinador eléctrico... Ahí iba, ¿no? En el mismo... Ah. Aquí. Ah, aquí. Ah, ya. Asimismo se hizo presente una ausencia de respuesta oportuna por parte de algunas empresas coordinadas, las cuales no entregaron de forma adecuada información sobre el estado operativo de sus instalaciones ni tampoco atendieron los rellenamientos técnicos emitidos por el coordinador durante el transcurso de la emergencia. Esta falta de coordinación obligó, como se había mencionado, a realizar validaciones manuales antes de ingresarla al sistema, ralentizando el proceso de recuperación de suministro eléctrico. Finalmente se hizo mención que las dificultades operativas se vieron agravadas por la falta de facultades coercitivas por parte de la institución, indicando que el marco vigente no les otorga facultades para exigir cumplimiento inmediato de sus instrucciones en casos de emergencia, ni tampoco facultades para aplicar sanciones frente a incumplimientos normativos por parte de las empresas coordinadas. Afectación a pacientes electrodependientes. El evento de corte masivo ocurrió el 25 de febrero dejó sin suministro eléctrico a más de 10.000 personas electrodependientes en todo el país, conforme a los antecedentes presentados por la Fundación Luz para Ellos y otras organizaciones vinculadas a la defensa de este grupo prioritario. En lo relativo al marco jurídico aplicable, las personas electrodependientes se encuentran protegidas por la ley 21.304, denominada Ley Lucas-Riquelme, cuyo objetivo es garantizar la continuidad del suministro eléctrico a quienes dependen de equipos médicos conectados a la red para su mantención vital. Esta ley impone a las empresas distribuidoras la obligación de asegurar atención preferente y respaldo energético permanente o transitorio a los usuarios que se encuentren debidamente registrados en los registros correspondientes. Sin embargo, lamentablemente, se denunció que al momento de la paga, un número no menor de empresas no había cumplido con las obligaciones establecidas en la mencionada ley. Un ejemplo de ello fue la entrega de generadores portátiles que no cumplían con las exigencias energéticas necesarias para la mantención de un equipo de soporte vital. Por su parte, la SEC informó que el 31 de mayo del presente año existían alrededor de 12.000 personas electrodependientes registradas en el país. Además, señaló que múltiples empresas distribuidoras, como Nelce, K.H. y Chilquinta, no habían instalado sistemas de respaldo permanente en los domicilios de sus pacientes. situación que motivó a esta superintendencia a ordenar la instalación de dicho sistema. Además, esta institución formuló cargos administrativos a diversas distribuidoras eléctricas por infracciones graves al cumplimiento de la Ley 21.304. Adicionalmente, remitieron los antecedentes al Ministerio Público por la existencia de al menos 15 pacientes electrodependientes fallecidos a partir del corte de suministro eléctrico. Asimismo, el Servicio Nacional del Consumidor indicó que recibió 74 reclamos directamente vinculados a personas electrodependientes. las cuales fueron derivadas a la SEC para su incorporación a los procedimientos administrativos en curso. Se detalló además que el 93% de las respuestas entregadas por estas empresas fueron insuficientes o insatisfactorias, digo, en relación con la entrega de reparaciones por juicios sufridos o justificaciones. Desde un punto de vista operativo, se denunció además una falta de coordinación interinstitucional, particularmente con los servicios de salud y los municipios, los cuales no pudieron acceder al registro de personas electrodependientes como motivo de las restricciones vigentes en materia de confidencialidad. Esta barrera de acceso a la información dificultó la prestación de asistencia oportuna, en especial en zonas rurales donde los pacientes quedaron desprovistos de respaldo eléctrico y sin intervención efectiva de redes de apoyo local. Respecto a las empresas que mayores faltas tuvieron durante el transcurso de la emergencia, el oficio SEC 280602 detalló. En el distribución, se identificó quien entregó respaldo permanente a pacientes registrados como electrodependientes, estableció que los protocolos de atención no se activaron,

Incluso los canales de contacto con la empresa no se encontraron operativos durante el transcurso del corte. Frente a esta situación, SEC generó cargos administrativos contra NEL y ordenó con posterioridad al apagón la entrega obligatoria de generadores eléctricos permanentes a todos los pacientes electrodependientes registrados. CHIL Quinta también fue objeto de cargos administrativos por parte de la SEC por incumplimiento de atención prioritaria y respaldo de suministro, especialmente dentro de la región de Valparaíso. Existieron reportes de pacientes electrodependientes que se quedaron sin asistencia por más de seis horas sin tener respuestas por parte de la empresa. La SEC ordenó también la entrega de generadores eléctricos permanentes a todos los pacientes electrodependientes registrados en la zona cubierta por la empresa CGE. La SEC también generó cargos administrativos contra esta empresa por incumplimientos graves en el contexto del apagón, dentro de lo que se incluye la no entrega oportuna de respaldo energético a pacientes electrodependientes registrados en las zonas cubiertas por la empresa. Junto con Chilquinta y CGE, también se le ordenó por parte de la SEC la entrega de equipos. Fundación Luz para Ellos y Agrupación APSE relataron casos en comunas rurales bajo concesión CGE en la que pacientes no recibieron asistencia e incluso algunos pacientes electrodependientes no figuraban como priorizados en los planes de contingencia de la empresa. Además, se reportó que los canales de contacto y emergencia no funcionaron adecuadamente durante el transcurso del corte. 4. Impacto económico del megacorte. Respecto a esto, el Servicio Nacional del Consumidor fue el organismo público que entregó mayor antecedente al respecto. En su posición se indicó que el servicio recibió un total de 13.587 reclamos formales interpuestos por consumidores, de los cuales 13.304 fueron derivados directamente a la empresa distribuidora y transmisora de electricidad. La gran mayoría de los reclamos correspondieron a daños en artefactos eléctricos, pérdida de medicamentos y alimentos perecibles, y en menor medida respecto a interrupciones de servicios esenciales. Según indicó el director del CERNAC, las respuestas entregadas por las empresas fueron limitadas y en su mayoría evasivas, insuficientes o insatisfactorias, en especial a lo referido a las compensaciones por daños materiales o reposiciones de bienes dañados. Es por ello que el servicio estimó que el estándar de atención post-evento ofrecido por esta empresa no cumplía con los principios de protección al consumidor que establece la legislación. En un sentido más amplio, el servicio informó que no existe una cuantificación exacta del perjuicio sufrido por los sectores productivos, pero de igual forma se constataron afectaciones directas a empresas con procesos productivos sensibles, en particular aquellas que operan con cámaras de frío, líneas de ensamblaje automatizadas y sistemas de control digital continuos. En zonas más rurales se registraron pérdidas totales o parciales importantes de producciones agrícolas y pesqueras almacenadas, representando un daño económico significativo y cuya recuperación no se observa como viable a corto plazo. Por otro lado, el CERNIAG interpuso demandas colectivas en contra de las empresas Interchile y Transcelec por sus responsabilidades, digo, directas en el origen del evento, conforme al informe técnico elaborado por el Coordinador Eléctrico Nacional. Esta acción judicial se sustenta en lo establecido en el artículo 25A de la ley 19.496 sobre protección de los derechos de los consumidores, que otorga facultades al servicio de buscar indemnizaciones por daño material y moral para los consumidores afectados. Adicionalmente, el CERNAE indicó que en conjunto con el Ministerio de Economía y otros organismos gubernamentales, se encontraba en evaluación el diseño de un modelo alternativo de compensación aplicable a eventos de alta masividad, como el que se vivió el 25 de febrero, permitiendo canalizar las indemnizaciones correspondientes sin requerir judicialización, siempre que exista evidencia técnica suficiente del perjuicio causado. Este modelo se encuentra aún en etapas de análisis técnico y normativo. Por último, se informó que el evento afectó la operación de empresas de servicios básicos, los servicios de telecomunicaciones, transporte y saneamiento, razones por las que el Senado ofició a las correspondientes superintendencias solicitando información relativa a pérdidas operativas, interrupciones prolongadas de servicios y mecanismos de compensación. 5. Impacto a la seguridad nacional. El apagón tuvo impacto significativo en el ámbito de la seguridad nacional, particularmente en la afectación a diversos componentes de la infraestructura crítica del país, entre ellos las redes de telecomunicaciones y otros servicios esenciales. Sin lugar a dudas, una de las afectaciones más graves fue la sufrida por las telecomunicaciones. Según se indicó por el subsecretario de Telecomunicaciones, la caída del sistema eléctrico afectó de manera directa a la infraestructura crítica de nivel 2, la cual está sujeta a la obligación de mantener autonomía energética por al menos cuatro horas continuas, según lo establece la ley 20.478 de 2010 sobre recuperación y continuidad de condiciones críticas de emergencia al sistema público de telecomunicaciones, y el Decreto Supremo 60 de 2012 que aprueba el reglamento para la interoperación y difusión de la mensajería alerta, declaración y resguardo de la infraestructura crítica de telecomunicaciones, e información sobre fallas significativas de los sistemas de telecomunicaciones. Sobre la infraestructura crítica debemos indicar que a partir del Decreto 60, en referencia, comprende elementos de red de nivel 1, 1.219 sitios, y nivel 2, 10.584 sitios que garantizan la prestación de servicios ante situaciones de emergencia y o catástrofe, tanto en servicios fijos como móviles. Infraestructura crítica se refiere a redes y sistemas esenciales para la continuidad de servicios clave, incluyendo la infraestructura de telecomunicaciones, fundamental para mantener la comunicación y las capacidades de respuesta ante la emergencia. La infraestructura crítica nivel 1 corresponde a redes y sistemas que contemplan componentes o instalaciones de equipamientos que centralizan la gestión o representan puntos de...

concentración de tráfico relevantes en cuanto a la continuidad de los servicios, cuya autonomía debe ser de 48 horas continuas. Por otro lado, la infraestructura crítica nivel 2 corresponde a equipamiento cuya interrupción, destrucción, corto fallo y generaría serio impacto en la seguridad de la población afectada, tales como estaciones base de telefonía móvil, unidades de distribución o acercamiento a clientes finales de los cuales no dependen de manera exclusiva las comunicaciones en determinado territorio y cuya autonomía es de 4 horas continuas o más. A las 19.30 horas. Cuatro horas y quince minutos después del corte, se realizó una muestra operativa que arrojó como resultado que el 1% de dicha infraestructura ya se encontraba fuera de servicio, situación que motivó la formulación de cargo administrativo contra los operadores responsables. A pesar de que la mayor parte de la infraestructura resistió durante las primeras horas del corte, se reportaron fallas totales en comunas como Quinta Normal y San Bernardo, en la región metropolitana, en donde la totalidad de las antenas móviles dejaron de operar provocando una situación de incomunicación total en dichas comunas. comunas. Esta afectación resultó más grave a nivel de la red de acceso, la cual comprende más de 52.000 antenas distribuidas en el territorio nacional. Según se informó a cuatro horas del evento, 6.600 antenas presentaban fallas, generando una pérdida masiva de conectividad fija y móvil. Según indicó el subsecretario del ramo, esto no solamente significó la interrupción de acceso a servicios básicos, sino que también comprometió la capacidad de respuesta de los organismos públicos e instituciones estratégicas. Además, generó una congestión crítica en los nodos principales de acceso a Internet a raíz de la migración masiva de usuarios desde redes fijas a redes móviles. Adicionalmente, el CERNAE informó que ofició a empresas de sectores estratégicos, incluyendo servicios sanitarios, telecomunicaciones, transporte aéreo, terrestre y ferroviario, con el fin de recabar antecedentes respecto a las afectaciones a la continuidad operativa de estos servicios esenciales. A pesar de que no se entregaron cifras de Y, se reconocieron interrupciones relevantes en el funcionamiento de las redes ferroviarias, aeroportuarias y sanitarias, afectando directamente la coordinación general de la infraestructura nacional. Haciendo un análisis a la normativa vigente, se hizo notoria la ausencia de estándares obligatorios de autonomía energética en múltiples servicios públicos estratégicos. En particular, respecto a las telecomunicaciones, indicó que la capacidad operativa en contextos de emergencia depende de la inversión voluntaria de las empresas y no de una exigencia regulatoria. Sin embargo, un aumento de esta exigencia regulatoria implicaría un incremento importante de los costos de operación de las redes, no pudiendo ser esto un obstáculo para reformular el marco normativo actual, desafío importante para todos los actores involucrados, en especial la ciudadanía. Y ahora ya pasamos a las conclusiones. Primera parte, lista. Sobre las causas del megacorte. Me siento rapeando. Si fuera por un naranjo estaríamos hasta el domingo. Vamos a ver cuánto da. Dice, conclusiones. El apagón del 25 de febrero del 2025 fue un evento crítico en la historia reciente del Sistema Eléctrico Nacional, tanto por su magnitud y alcance, como por el número de fallas operativas, técnicas y normativas que en su conjunto incrementaron el impacto de este corte. De acuerdo a los antecedentes expuestos en esta comisión, este evento no resulta ser un hecho aislado ni tampoco una falla puntual, sino que es el resultado de una acumulación de omisiones operativas, deficiencias estructurales y una cultura institucional de incumplimiento normativo. La falla inicial ocurrió en la línea de transmisión Nueva Maitecillo-Nueva Pandazúcar, operada por la empresa Interchile. Según se informó por el Coordinador Eléctrico Nacional y la Superintendencia de Electricidad y Combustible, la mencionada empresa realizó una intervención en el sistema de protección diferencial de la línea sin contar con la autorización previa ni coordinación con el CEN, Coordinador Eléctrico Nacional, contraveniendo directamente lo dispuesto en el Decreto Supremo 125, que aprueba el Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico. Esta acción provocó una resincronización anómala de las señales eléctricas, lo que activó indebidamente la protección diferencial de la línea y generó la desconexión simultánea de ambos circuitos, dividiendo el sistema en dos islas eléctricas independientes y sin sincronía operativa. Ahora bien, la propagación del evento y su escalamiento hacia un blackout nacional se vio facilitada por las condiciones preexistentes del sistema. Particularmente, se hizo presente que un número significativo de unidades generadoras se desconectaron automáticamente a raíz de las configuraciones deficientes en los sistemas de protección, los cuales no seguían los lineamientos de la norma técnica de seguridad y calidad del servicio. Se debe señalar que en estos casos las configuraciones fueron modificadas por las empresas sin notificación o autorización previa del SEM. El SEM reconoció la existencia de al menos 20 incumplimientos normativos por parte de empresas generadoras, transmisoras y otros operadores del sistema. Entre estos incumplimientos están la no entrega oportuna de informes de falla, falta de remisión de modelos eléctricos MT actualizados, incumplimiento de estándares mínimos del sistema SCADA, negativa de ciertos actores a proporcionar la información requerida por el regulador a pesar de las diversas oportunidades en que esto fue advertido. En este contexto el CEN declaró que el evento no era inevitable y que si hubiesen existido los parámetros de protección correctamente configurados la magnitud del evento habría sido mucho menor.

Incluso habría sido posible contenerla sin derivar en la desconexión total del sistema. ¿Diputado Mollet? Sí, tiene razón. Era evitable. Me costó racionalizarlo la noche. Era o no era. Tiene toda la razón. Entonces, ¿qué haría que el evento era evitable? Muchas gracias a la Secretaría por tomar nota. Esto además fue respaldado por un estudio técnico elaborado por la Universidad de Chile, el cual modeló distintos escenarios alternos bajo la premisa del cumplimiento de la normativa. Desde una perspectiva técnica operativa, el CEN no poseía planes de contingencia aptos para operar sin el sistema SCA, ni tampoco se activaron protocolos adecuados de reposición rápida del suministro eléctrico, derivando en una demora importante en la recuperación del sistema. Asimismo, la desconexión de múltiples centrales eléctricas dio luz a una falta de supervisión sobre los parámetros operacionales críticos, cuya fiscalización corresponde al ámbito de atribuciones técnicas del Coordinador Eléctrico Nacional. Por otro lado, se evidenció un déficit de flujo de información durante el transcurso del evento. Particularmente, el Ministerio de Energía informó que el primer informe del CEN se remitió pasadas tres horas desde el inicio del evento. Además, no se recibió información técnica detallada hasta el día siguiente de ocurrido el evento. Esto implicaría una vulneración del numeral 7.33 de la norma técnica de seguridad, impidiendo que se pudiesen tomar decisiones informadas en tiempo real. A pesar de que el CEN no posea atribuciones sancionatorias directas respecto a los distintos actores que coordina, esto no lo exime de responsabilidad desde un punto de vista institucional como la Autoridad Técnica Central, debiendo cumplir funciones de diligencia operativa, supervisión y coordinación efectiva del sistema eléctrico, recordando que la suya es una obligación de resultado y no de medios. Estos deberes, a juicio de esta comisión, no fueron ejercidos con la diligencia requerida. Además, cabe mencionar que las deficiencias advertidas se ven exacerbadas considerando el sistema remuneracional del Coordinador Eléctrico Nacional. Analizando los antecedentes disponibles, las y los miembros del Consejo Directivo de Estado de Órganos reciben una remuneración de 320 UTM, equivalente aproximadamente a 21.770.000 pesos, sin perjuicio de los otros beneficios adicionales que pudiesen recibir. Por otro lado, se informó que el director ejecutivo de este organismo recibió una bonificación de 71 millones a días de producirse el megacorte. Debemos destacar también que el financiamiento del CEM proviene del denominado cargo de servicio público, incorporar la facturación eléctrica de todos los usuarios del país, según se estableció en el artículo 2.12-13 de la Ley General de Servicio Eléctrico. Es decir, del punto de vista de los usuarios, estas altas remuneraciones son pagadas por todos los chileros. ¿Qué se entiende? ¿Fue posterior? Sí. Yo lo estaba interpretando a él. ¿A días de producirse el corte? No. ¿A pocos días después del corte? Claro. ¿Algunos días después del corte? Eso, algunos días después. Porque no sé si es antes o después. Si es antes, no es el mismo mercado que se hace después. Eso fue después. ¿Eso fue después? Sí, después. Sí, después. Sí, ya. Entonces. Así le agregamos entonces 71 millones a pocos días después del corte. En base a lo anterior, que esta comisión estima necesario cuestionar la racionabilidad y proporcionalidad de estas remuneraciones. Tanto por el desempeño y la gestión del evento de febrero, como también en consideración de que estos montos superan incluso el presupuesto anual de fiscalización que posee la Superintendencia de Electricidad y Combustible, que corresponde a 24 millones de pesos anuales. Sobre la remora de la reposición del sistema. Muy bien, señor presidente. Y a menos de la mitad. Sí. La reposición del suministro eléctrico en el territorio nacional con posterioridad al apagón del 25 de febrero fue lenta, fragmentada operacionalmente y dispareja territorialmente. La duración del evento osciló entre 5 a 9 horas dependiendo de la zona del país. Y si bien las causas de la demora fueron múltiples y de carácter más técnico, se pueden observar las siguientes conclusiones. Una de las razones principales para esta demora fue la pérdida total de control por parte del Coordinador Eléctrico Nacional con la caída del sistema SCA. Este sistema es el encargado de la supervisión en tiempo real de las variables críticas del sistema eléctrico y lamentablemente la emergencia quedó totalmente inoperativa. Mismo destino sufrieron los canales de comunicación de voz.