Electricidad en Chile: ¿Por qué la falla de una línea derivó en un apagón?

La falla del 25 de febrero es uno de los peores apagones ocurridos desde el terremoto de 2010. A casi seis años de la publicación del estudio de contingencias extremas en el norte del país, los planes de defensa aún no se implementan.

Por Cristián Marcelo Muñoz

Sin un fenómeno natural de por medio, la falla del 25 de febrero es uno de los peores apagones ocurridos desde el terremoto de 2010. De hecho, la tardanza de más de 12 horas en reponer el servicio del Sistema Interconectado, es comparable a los peores apagones del siglo 20 sufridos en los sistemas de potencia, una buena parte de ellos asociados a severos eventos climáticos.

El primer diagnóstico y quizás el más trivial, es culpar a la falta de líneas. Es cierto, que una mayor redundancia en líneas aumentaría la confiabilidad del sistema, pero, también implicaría un mayor costo para los clientes; de aquí que, en el diseño de un sistema de potencia, se mantiene un equilibrio eficiente entre inversión y la probabilidad y profundidad de la falla tolerable por la sociedad.

En el apagón del martes 25, sin embargo, hay otros antecedentes que se deben revisar: la ejecución del Plan de Defensa que recomendaba la implementación de Servicios Complementarios (SSCC); la lenta recuperación del consumo y la brusca caída de la frecuencia en el sistema Centro-Sur, a sólo segundos de iniciada la falla.

En esta Breve reviso los puntos mencionados y en la parte final entrego algunas conclusiones.

El evento del 25 de febrero

Según el relato del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN)¹, a las 15:16 horas del 25 de febrero una operación incorrecta de las protecciones de la línea Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar 500 KV desconectó ambos circuitos. Por la línea se transportaban 1.800 MW de norte a sur, de un máximo de 2.210 MW que permite transitar la aplicación del criterio n-1 considerado en la Norma Técnica. Considerando lo informado por Interchile, la empresa propietaria y operadora, la línea habría estado operativa a las 16:00 horas de ese mismo día.

En la figura 1 se grafica la generación horaria por tecnología del 25 y 26 de febrero y para efectos de estimar cuál habría sido la intención de consumo, la línea continua reporta el consumo horario del martes y miércoles de la semana anterior. Según se aprecia, el apagón fue total y recién a las 03:00 horas del día siguiente, unas 12 horas desde ocurrida la falla, sólo se había recuperado el 46% de la intención de consumo y el 81% a las 12:00 horas de ese día.

La reposición del Sistema Interconectado

Luego de una falla severa, el Centro de Despacho y Control del Coordinador (CDC) debe iniciar y coordinar el Plan de Recuperación de Servicio (PRS), en conjunto con los centros de operación de las empresas transmisoras y generadoras. El PRS recupera el sistema por zonas: Centro, Sur, Norte Grande, Norte Chico y Quinta Región. Cada zona tiene su propio plan de recuperación, el cual, establece cuáles centrales con partida autónoma deben dar inicio a la recuperación del suministro. El PRS no establece un tiempo de recuperación, o al menos un rango, respecto del cual se pueda medir su eficacia; en otras jurisdicciones se establecen algunos requerimientos mínimos, por ejemplo, en PJM las centrales deben sincronizar en 3 horas, en Sudáfrica las unidades con partida autónoma deben estar energizadas en 4 horas y en Irlanda en 30 minutos deben estar sincronizadas las unidades termoeléctricas con partida autónoma².

En la zona Central, la central de embalse Rapel y la turbina de Quintero inician la recuperación. En la zona Sur deben iniciar el PRS las centrales de embalse El Toro y Antuco (complejo del Laja), más al sur es Ralco y en el área de Puerto Montt es Canutillar. En el Norte y en la Quinta región, son las turbinas a gas o diésel, las responsables de iniciar el servicio en sus correspondientes zonas. Las centrales de embalse tienen tiempos de partida de algunos minutos y las turbinas de unos 20 minutos.

Según el CEN³, luego de la falla, el CDC perdió las comunicaciones con las empresas coordinadas, mientras que el Centro de Control de Transelec se encontraba sin sistema de control (SCADA) y sin comunicaciones, perdiendo el telecontrol de sus subestaciones. En lo concreto, pasadas las 16:00 iniciaron su operación sólo algunas turbinas, mientras que, las centrales encargadas de recuperar a las zonas del Centro y del Sur empezaron su sincronización al sistema bastante más tarde: Canutillar cerca de las 18:00 horas, Colbún pasadas de las 19:00 horas y el complejo Laja y Rapel cerca de las 21:00 horas. Recién a las 23:29 hrs se instruye la recuperación de la R. Metropolitana y a las 08:40 horas del día siguiente se normaliza Arica. Mayores detalles se pueden ver en la Tabla 1.

Los Servicios Complementarios contra contingencias extremas

En abril de 2018, el CEN publicó los resultados de su estudio de contingencias extremas, el cual, identificó los impactos en el Sistema Interconectado de contingencias severas en el enlace de 500 kV que interconecta el norte con el centro del país⁴. El informe concluía que, de producirse una pérdida del enlace de 500 debido a contingencias de severidad 6⁵, con transferencias de más de 1.100 MW, seria inminente un apagón total del sistema. En el estudio se proponía un Plan de Defensa consistente en la implementación de sistemas de desconexión automática de carga y de generación, de modo que, ante una pérdida del enlace de 500 kV, el sistema se separaría en dos áreas asincrónicas: área Norte y área Centro-Sur. Una vez implementado, el plan permitiría desprender consumos y generación, evitando el colapso del Sistema Interconectado.

En marzo de 2019, el CEN publicó una actualización del estudio con la configuración definitiva del enlace de 500 kV⁶. Mostraba que en la línea Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar, el nivel mínimo de transferencia a partir del cual una contingencia severa podría derivar en un apagón era de 600 MW. Al igual que en el estudio previo, se proponía un Plan de Defensa consistente en la instalación de equipos que permitieran desprender consumos y generación de centrales. En el estudio se estimaba que el proyecto costaría unas 43.000 UF, poco menos de USD 2,0 millones y se demoraría unos 10 meses en su ejecución. En las posteriores versiones de 2020 y 2024, el CEN realizó algunas actualizaciones del plan y elevó el umbral de transmisión por la línea a 1.600 MW⁷.

Las recomendaciones del Plan de Defensa derivaron en la definición de los correspondientes SSCC ante contingencias extremas y en enero de 2020, el CEN les solicitó su ejecución a algunas empresas generadoras⁸ y transmisoras⁹. Los requerimientos de los equipos de desconexión y de control, fueron insistentemente reportados por el CEN en los informes anuales de SSCC de 2020 a 2025¹⁰. Si bien, el CEN reportaba que las empresas se encontraban implementando los SSCC requeridos, recién en el informe de SSCC de 2025, publicado en noviembre de 2024, el CEN advertía de los reiterados atrasos de las empresas transmisoras y que la entrada en servicio de los equipos de desconexión de carga podría ocurrir durante el primer semestre de 2025.

La brusca caída de la frecuencia en el sistema Centro-Sur

Ante variaciones bruscas en la frecuencia o del voltaje de la red, las plantas de generación pueden sufrir daños, de modo que las empresas programan su rápida desconexión de la red. Para controlar la profundidad de una falla, la norma técnica obliga a las centrales a permanecer conectadas un tiempo mínimo. Según se aprecia en la Tabla 2, en el caso de los centrales termoeléctricas y renovables de más de 9 MW, si la frecuencia del sistema baja hasta los 47,5 Hz se les requiere que permanezcan generando al menos 30 minutos y 5 segundos a las hidroeléctricas, si la frecuencia baja de ese valor. En cambio, a los PMGD sólo se les requiere operar 90 segundos con la frecuencia bajando hasta 47,5 Hz y 0,1 segundos por debajo de ese valor; probablemente, esta norma fue concebida pensando en la conexión de una cantidad menor de estas unidades y no para los casi 3.000 MW que ya se encuentran conectados.

En la línea segmentada de la figura 1 anterior, se muestra que la generación de los PMGD a las 14:00 horas era de 2.100 MW, 19% del total de la generación sistema, y una buena parte localizada en la zona Central. Según muestran los reportes del CEN, la frecuencia del sistema cayó de los 47,5 Hz, prácticamente, a los pocos segundos de iniciado el evento, tras lo cual se desencadenó el colapso del sistema Centro-Sur. Dado el escaso tiempo mínimo de operación de los PMGD, es atendible suponer, que una buena parte de estas unidades hayan dejado de generar abruptamente, profundizando la pérdida de la generación que venía por el enlace de 500 kV. Cabe señalar que en las actualizaciones de los Planes de Contingencia, no es claro que se modele la respuesta ante caídas de frecuencia de los PMGD.

Duración de los mayores apagones del siglo

La figura 2A reporta la población afectada y la figura 2B las horas de duración, de los mayores apagones del siglo. En barras achuradas se distinguen los eventos relacionados con eventos climáticos intensos: huracanes, nevadas, altas temperaturas y vientos fuertes. En promedio, el tiempo de recuperación de servicio es de 13 horas¹¹. Por su parte, el Operador del Mercado Australiano, en una revisión internacional de los principales blackouts, señala que el tiempo de reposición fluctuaría entre 6 y 15 horas¹².

En comparación con el evento del 25 de febrero en Chile, a las 12 horas de la falla, sólo poco menos del 50% de la intención de consumo se había recuperado.

Conclusiones

Del análisis de los datos publicados, se puede concluir que no se implementaron los SSCC contra contingencias extremas en el enlace de 500 kV. Si bien, en rigor técnico, es correcto señalar que la falla del 25 de febrero no es estrictamente similar a la mencionada en los estudios del CEN –contingencia de severidad 6–, su resultado es prácticamente el mismo: la salida intempestiva del enlace de 500 kV con altas transferencias. La implementación del Plan de Defensa habría robustecido la respuesta del Sistema Interconectado, reduciendo así la probabilidad de un apagón total. Con todo, a casi seis años de la publicación del primer estudio, los SSCC aún no se implementan.

La recuperación del servicio superó los estándares internaciones. Según los registros del CEN, el atraso obedecería a fallas en los sistemas de control remoto de los Centros de Carga de algunas empresas y en la descoordinación entre esos centros y el CDC del Coordinador.

La desconexión, a sólo algunos segundos de ocurrida la falla, de parte importante de la generación del sistema Centro-Sur pareciera obedecer a la salida repentina de los PMGD, pues, según la normativa, serían los primeros generadores en desconectarse ante una baja en la frecuencia. Esta desconexión habría profundizado y acelerado la caída del Sistema Interconectado. Para validar esta hipótesis se requiere revisar los registros de las protecciones operadas sobre cada una de estas centrales¹³. Considerando que hay unos 3.000 MW conectados de estas centrales, es preciso actualizar el tiempo mínimo de operación de los PMGD ante contingencias y la integración de, al menos, una parte de estas centrales en la recuperación del sistema. En buenas cuentas, se debe revisar la conveniencia de mantener la figura del autodespacho.

Es importante tener en cuenta que, mientras los puntos anteriores no sean abordados y solucionados, sigue presente el riesgo de que una nueva caída en el enlace de 500 kV provoque un apagón.

Por último, el apagón dejó en evidencia serios problemas de gestión. Se aprecia una falta de capacidad ejecutiva del CEN, lo que sugiere mejoras en la regulación que lo gobierna, apuntando a una menor burocracia. Se nota la tardanza de la CNE en la actualización de las normativas y en la adecuada fiscalización que debe realizar la SEC. En el lado privado, los centros de despacho de las empresas son los centros neurálgicos del sistema, por lo tanto, la regulación debe dar claras señales para que sus sistemas de comunicaciones y de control sean diseñados con las suficientes redundancias.

Notas

1. 1. Informe GO N°05-2025, Responde Oficio SEC Ordinario Electrónico N°273240/ACC 3866014/DOC 4423477 Caso TIMES 2192507, Coordinador Eléctrico Nacional.
   2. International comparison of major blackouts and restoration, tabla 8, preparado para AEMC Reliability Panel, mayo de 2016.
   3. Informe Diario del 25 de febrero de 2025, bitácora del Coordinador Eléctrico Nacional.
   4. Estudio de Contingencias Extremas y Planes de Defensa Zona Norte del SEN, Coordinador Eléctrico Nacional, abril de 2018. El estudio revisa los impactos de eventos en varias configuraciones del enlace de 500 kV, pues a esa fecha aún no se conocía su topología definitiva.
   5. Una contingencia de severidad 6 se define como una falla bifásica a tierra sin impedancia en uno de los circuitos de líneas de doble circuito, seguido de la desconexión en un tiempo considerado normal (120 ms) del circuito fallado por acción de su sistema de protecciones y la salida intempestiva simultánea del circuito sano en paralelo. Es decir, falla bifásica a tierra sin impedancia en uno de los circuitos de líneas de doble circuito, seguido de la desconexión en un tiempo considerado normal (120 ms) del circuito fallado por acción de su sistema de protecciones y la salida intempestiva simultánea del circuito sano en paralelo.
   6. Estudio para el Diseño de detalle del PDCE de la zona norte del SEN, Coordinador Eléctrico Nacional, marzo de 2019.
   7. Estudio de plan de defensa contra contingencias, Coordinador Eléctrico Nacional, noviembre de 2020. Estudio de plan de defensa contra contingencias, Coordinador Eléctrico Nacional, junio de 2024.
   8. Cartas DE00168-20 y DE00171-20, Coordinador Eléctrico Nacional, enero de 2020.
   9. Carta DE00170-20, Coordinador Eléctrico Nacional, enero de 2020.
   10. Informe de SSCC de 2020, Informe de SSCC 2021, Informe de SSCC 2022, Informe de SSCC 2023, Informe de SSCC 2024 e Informe de SSCC 2025, todos del Coordinador Eléctrico Nacional.
   11. Electric Grid Blackstart: Trends, Challenges, and Opportunities, abril de 2022, Tabla 1, preparado para el U.S. Department of Energy. Del promedio reportado, se excluyen los primeros cuatro eventos, pues, no se precisan las horas.
   12. Black System South Australia 28 September 2016, final report, tabla 15, Australian Energy Market Operator (AEMO), marzo de 2017.
   13. El Coordinador Eléctrico Nacional ya habría solicitado esta información, carta DE01452-25, del 8 de marzo de 2025.

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