Las pruebas de verificación que no realizó el CEN y que mantuvo a Chile a oscuras por horas

Aún no se tiene un cálculo exacto de cuánto fue el costo del apagón nacional que dejó a más de 8 millones de hogares a oscuras y a gran parte del sector productivo sin energía durante muchas horas, pero ya existen algunas estimaciones. Por lo bajo las pérdidas superarían los $150 mil millones. En el cálculo de tal detrimento el factor clave es el tiempo que tardó el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) en recuperar el servicio eléctrico.

El Plan de Recuperación de Servicio (PRS) publicado en junio de 2024 por el propio Coordinador –cuyo presidente, Juan Carlos Olmedo, forma parte de los funcionarios públicos mejor pagados de Chile con un salario de $23.687.488 mensuales– revela que los tiempos para recuperar el servicio eléctrico del país no solo estuvieron muy lejos de cumplirse según lo planificado, sino que, además, da cuenta de incumplimientos y laxitudes, tanto de las empresas como del propio organismo de coordinación, en al menos dos procesos claves de revisión y verificación: el de las partidas autónomas de las unidades que debían proveer la energía para rearmar la red eléctrica y energizar el país post- apagón y el de los sistemas de información en tiempo real, que debían permitir que el Coordinador tuviese completa visibilidad de la red eléctrica en condición de apagón.

Diversas fuentes consultadas del mercado eléctrico apuntan que de haberse llevado a cabo tales procesos de revisión y verificación -según dispone el Plan de Recuperación de Servicio y las normativas vigentes – se habrían detectado oportunamente aquellas fallas que derivaron, por ejemplo, en que la energía llegara al centro cívico del país, La Moneda, con un retraso de 6 horas en circunstancias que el plan de recuperación de servicio lo tenía previsto en no más de 15 minutos.

Durante gran parte de ese período, las autoridades de gobierno y por extensión el país, estaban a oscuras. Pero no solo por falta de energía eléctrica, sino de información. El coordinador no era capaz dar respuestas. Estaba prácticamente ciego.

El fracasado cronograma 

En caso de un apagón el PRS identificó 23 centrales generadoras del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con capacidad de partida autónoma, vale decir, centrales generadoras que pueden partir desde cero ante un apagón total.

A estos recursos disponibles del SEN el Coordinador en su PRS les asignó una secuencia para que vayan partiendo y energizando nuevamente al país, lo que tendría que haber tardado minutos si se hubiese cumplido estrictamente con el PRS que diseñó el Coordinador y que él mismo debe liderar ante un apagón.

A modo de ejemplo, en el Norte Grande, la Central Tocopilla -propiedad de Engie- y la Central Tarapacá -propiedad de ENEL–  debían partir de manera autónoma y estar entregando energía a la red en no más de 15 minutos. El restablecimiento, sin embargo, de la electricidad en el corazón de la industria minera del país tardó mucho más tiempo que eso. Así, la minera Collahuasi, recuperó el suministro eléctrico a las 07:00 horas del 26 de febrero, vale decir 16 horas después de iniciado el apagón.

En la zona centro del país, la central hidroeléctrica Rapel es clave, ya que de su partida autónoma depende el consumo energético del centro cívico de Santiago, donde se encuentra La Moneda.

• Esta central tiene cinco unidades, y los tiempos de partida autónoma para entrar en funcionamiento ante un apagón fueron establecidos entre el 1.72 minutos y los 3 minutos.

De haber partido en ese rango, la central Rapel debiera haber energizado el centro cívico de Santiago en no más de 15 minutos. La energía eléctrica para las principales oficinas del Gobierno, sin embargo, comenzó a reponerse pasadas las 21 horas, cerca de 6 horas después del apagón. La investigación sobre qué pasó con esta central está en pleno desarrollo, ya que como se informó públicamente se hicieron al menos cuatro intentos fallidos de partida.

LEA AQUÍ EN LA PAG 10 EL CRONOGRAMA DE PARTIDAS AUTÓNOMAS

Procesos de partida autónoma no verificados

De acuerdo al propio Plan de Recuperación del Servicio (PRS) que estableció el Coordinador -organismo autónomo creado el 2017 bajo el marco de Ley N°20.936 – los tiempos establecidos en el PRS para las partidas autónomas (partida en negro) debían ser estrictamente verificados, a través de pruebas e informes posteriores, para comprobar que -en un contexto de apagón- efectivamente pudieran entrar en funcionamiento en los tiempos preestablecidos. Es más, señala el propio Coordinador, de esa verificación depende si están habilitados o no para ser considerados en el PRS.

En el Informe Anual de Cumplimientos de enero de 2025 se puede leer que de todas las centrales que debían someterse a dicha verificación- vale decir para comprobar si podían partir en los tiempos definidos durante un apagón- solo dos centrales cumplieron con el requisito: la central Canutillar de Colbún y la Central Quintero, de Enel. Esta última, a pesar de estar verificada, según la información pública dada a conocer por el ministro de Energía Diego Pardow, fue una de las que tampoco pudo partir, lo que dilató la reposición del suministro eléctrico en la zona central del país.

El Mostrador consultó al Coordinador sobre esta falta de verificación de partidas autónomas, pero el organismo no respondió a las consultas.

Fuentes cercanas al CEN, sin embargo, señalaron que muchas de estas centrales, aun cuando no hayan sido verificadas, de todas maneras, estaban habilitadas para entrar en el Plan de Recuperación de Servicio, debido a que estaban sujetas a una normativa anterior a la que instruyó la obligación de verificación.

La normativa a la que se refieren estas fuentes está contemplada en el decreto 113 del Reglamento de Servicios Complementarios, estableciéndose en el Art.82 que “solo podrán participar en la prestación de servicios complementarios aquellas instalaciones que hayan cumplido con la verificación” y en su Artículo Segundo Transitorio se establece que el “coordinador tendrá un plazo de 3 años para verificar la totalidad de las instalaciones del sistema”, desde la fecha de la instrucción.

• El Cronograma de verificación de las instalaciones que prestan servicios complementarios fue publicado el 18 de febrero de 2021, por lo que los 3 años de plazo para que el Coordinador verifique el correcto funcionamiento de todas las instalaciones que tiene la capacidad de partida autónoma venció el 18 de febrero de 2024. O sea, un año antes del apagón.

VER INSTRUCCIÓN

Verificación en deuda de los Sistemas de Información en tiempo real

En una entrevista concedida al Diario Financiero, el director ejecutivo de Generadoras de Chile, Camilo Charme, señaló que las generadoras siempre comunicaron que estaban en condiciones de ser parte de la recuperación del servicio y que esta situación solo “se pudo dar una vez que se le entregó a las empresas de generación información suficiente, clara y coherente de cómo estaba el sistema en general”.

Aunque en esta declaración, Charme no incorporó aquellas centrales que, teniendo la instrucción de partir, no lograron hacerlo oportunamente como Rapel y Quintero, deja entrever que la responsabilidad de la demora en la reposición del servicio eléctrico recae en el Coordinador y en los sistemas SCADA que tienen las empresas y que se encargan de transmitir al CEN información en tiempo real de lo que está pasando en el sistema eléctrico.

Haciendo un giro hacia atrás en el tiempo para el terremoto del 27F de 2010, dentro de las múltiples fallas que quedaron en evidencia, una de esas fue la abrumadora avalancha de datos que llegaron de los sistemas de información en tiempo real  y que dejó ciegos a los sistemas de coordinación -distintos en aquella época porque no existía el Coordinador-.

• Fue esta experiencia la que llevó al Coordinador a activar un procedimiento de verificación anual de todos los sistemas de comunicación en tiempo real, entre cuyas pruebas solicitadas estaba específicamente aquella para comprobar cómo se comportaría el sistema ante una avalancha de datos. ¿Se cumplió?

En la página 19 del PRS, en el punto 3.5 se indica que: “Para garantizar el adecuado comportamiento de los sistemas SCADA, durante la ocurrencia de un Apagón, los Coordinados deberán realizar, una vez al año, una prueba e informe técnico, bajo lo cual se verifique el correcto funcionamiento del SITR (sistemas de información en tiempo real) y de los sistemas de supervisión y control de sus instalaciones, simulando condiciones equivalentes a las que se producirían durante un Apagón Total o Parcial.

Con posterioridad se instruyó que los coordinados deberán remitir el informe técnico con los resultados al sistema de correspondencia del Coordinador Eléctrico Nacional.

El Mostrador consultó al CEN si es que estas pruebas fueron exigidas a las empresas eléctricas y en el caso de haberlo hecho, si estás cumplieron con los plazos establecido al 31 de diciembre de cada año. El CEN tampoco respondió a estas consultas.

Revisado exhaustivamente el Informe Anual de Cumplimientos de enero 2025 no existe ninguna información que dé cuenta de la existencia de tales pruebas y verificaciones, para las condiciones de Apagón, o de sus respectivos informes, tal como lo dispone el Plan de Recuperación de Servicio del mismo Coordinador.

Es más, fuentes del mercado eléctrico admiten que dichas pruebas no han sido solicitadas.