Crónica de un apagón anunciado: el historial de dilaciones que llevó al 25F

Tal como informó ayer El Mostrador, un informe fechado en abril de 2019 y solicitado por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) establecía que era imprescindible crear un “Plan de Defensa contra Contingencias Extremas” (PDCE), que evitara el colapso de las líneas de alta tensión que seis años más tarde sumieron al país en la oscuridad casi total, y ello tenía un costo específico y un plazo acotado. 

El primero, según lo estimado por las empresas Estudios Eléctricos S.A. y Seis S.A., era de 40.814 Unidades de Fomento (unos 1.500 millones de pesos al día de hoy) y el segundo era, preliminarmente, de 10 meses. 

En otras palabras, el Plan de Defensa que debía evitar que el sistema completo colapsara debía estar terminado en 2020, de acuerdo con los documentos a los que tuvo acceso la Unidad de Investigación de El Mostrador, comunicaciones entre el CEN y los representantes de tres empresas, que evidencian cómo la implementación del PDCE se fue dilatando a medida que pasaba el tiempo.

A inicios de ese año, el gerente de Operación del CEN, Ernesto Huber, emitió un documento de 23 páginas que contiene los “requerimientos mínimos para la implementación del Plan de Defensa por Contingencias Extremas” y que detallaba “los recursos y automatismos que conforman el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas de la zona norte del Sistema Eléctrico Nacional que deben implementar los Coordinados TEN S.A.,Interchile S.A. y Transelec S.A.”. 

Se trata de las tres empresas propietarias de los distintos tramos de la carretera eléctrica del Norte Chico, que entrega energía al Sistema Interconectado Central. ISA Interchile es propiedad del Estado colombiano, mientras que en Transelec existen capitales canadienses  y chinos, específicamente de la estatal China Southern Power Grid. Por su parte, la Transmisora Eléctrica del Norte (TEN) es propiedad de Engie, de capitales franceses, además de capitales españoles.

Entre otras cosas, dicho informe disponía que “los equipos de control de los esquemas deberán disponer de la capacidad de funcionar en topología HOT‐HOT, es decir, un sistema de control dual que resuelve la indisponibilidad de uno de los equipos, ante una eventual falla, de forma instantánea”.

El 11 de febrero de 2020 respondió David Montero, encargado titular de TEN. En una carilla, exponía el Plan de Defensa de su compañía, solicitando una ampliación de plazo. Considerando todas las fases del mismo, este finalizaba el 31 de enero de 2021.

A su vez, en la misma fecha, Eduardo Sáez, de Interchile, también enviaba su PDCE y agregaba que “se está buscando la forma de trabajar de manera conjunta entre las tres empresas involucradas, ya sea con licitación conjunta u otro tipo de colaboración”. 

Diez días más tarde, Huber respondió a Montero, diciéndole que “no tenemos observaciones al cronograma presentado”, con lo cual el PDCE ya pasaba de 2020 a 2021.

En noviembre de 2020, en tanto, el CEN emitió un nuevo informe sobre el de Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, esta vez preparado por el Departamento de Estudios de Sistemas Eléctricos del organismo, el cual advertía acerca de la potencialidad de problemas en la línea Polpaico-Lo Aguirre 2x500kV, falla que “se transforma en una contingencia extrema”, entre otras conclusiones.

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La licitación

El 26 de mayo de 2021, Ernesto Huber pidió a las tres empresas un estado de avance y un detalle de los principales hitos realizados, dándoles una semana de plazo y diciendo que “la implementación del proyecto se debe llevar a cabo el segundo semestre de este año”. 

El 2 de junio de 2021 Eduardo Sáez, de Interchile, en representación también de TEN y de Transelec, le respondió con un informe de casi 40 páginas, que en realidad eran los requerimientos para la licitación de un sistema Wampac (sigla de Wide Area Monitoring Protection and Control), en función de los requerimientos del CEN, documento que no menciona hito alguno, pero sí detalla los requerimientos a exigírsele al proveedor que se adjudicara el proyecto. 

De hecho, Sáez terminaba su carta a Huber pidiéndole que aprobara las especificaciones del plan, para así “dar inicio a la licitación”. 

Este respondió el 15 de junio de 2021, indicando que “se encuentran acogidas las observaciones indicadas por el Coordinador” y que “agradeceré continuar con el proceso para la implementación de los recursos respectivos”, solicitando también que antes del 22 de junio se le enviara “un cronograma detallado y los principales hitos asociados al proceso de licitación e implementación del esquema”.

Luego se produce un vacío en la documentación, pero es evidente que el avance fue escaso, puesto que en un documento enviado el 6 de mayo de 2024 por las tres empresas a Gretchen Zbiden, subgerenta de Análisis y Soporte Operacional del CEN, se explicaba que “para que el desarrollo del Proyecto PDCE opere adecuadamente y se cumpla con la normativa vigente en las instalaciones involucradas, se requiere licitar el proyecto considerando que en dichas subestaciones se instalarán nuevos equipos de protección y medidas para dar cumplimiento al artículo 4-29 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios. En este contexto, la Entrada en Operación del proyecto se estima dentro de 24 meses desde la firma del contrato”.

Sin embargo, en la misma misiva se reconocía la existencia de un retraso en la implementación “del automatismo del PDCE” y se indicaba que era posible realizar “una puesta de servicio preliminar del proyecto, condición que podría alcanzarse en un plazo estimado de ejecución a 12 meses desde la firma del contrato”, aunque precisaban que ello solo se podría realizar una vez que el CEN “instruya el desarrollo del proyecto en dos etapas”, por lo cual “las empresas mandatadas recomiendan implementar lo descrito en el párrafo 4 de la presente carta que considera un único desarrollo del proyecto PDCE en 24 meses, que cumpla con la normativa vigente y recibir ofertas más competitivas”.

Rodrigo Espinoza, gerente de Operación del CEN, respondió el 09 de agosto del año pasado, pidiendo que le enviaran antes del 23 de dicho mes “los antecedentes (con el suficiente detalle, cronograma y actividades) que respalden el plazo de dos años para cumplir con la implementación del proyecto PDCE”, citándolos además a una reunión para el 14 de agosto.

En la respuesta de las empresas, que llegó el 23 de agosto de 2024, estas indicaban que el inicio de la licitación comenzó el 31 de octubre de 2023 y que esta, realizada sobre los requerimientos formulados por el CEN en función de los informes de 2019 y 2020, no consideraba la nueva subestación Parinas, que comenzó a operar en diciembre de 2023, lo que generó una serie de consultas entre los postulantes. 

Si bien el CEN aclaró que dicha subestación debía estar considerada, surgieron varias dudas más, haciendo presente que “las Empresas Mandatadas están realizando sus máximos esfuerzos para implementar el Proyecto PDCE, con el objetivo de garantizar la continuidad y confiabilidad operacional de los activos del Sistema Eléctrico Nacional” y aseverando que “aunque se han extendido los plazos inicialmente previstos, esto ha sido consecuencia de las circunstancias inherentes a la naturaleza del proceso, y en todo momento hemos seguido las instrucciones de coordinación emitidas por el CEN”, según el documento firmado por Leonardo Prado, director de operaciones de Interchile; Carlos Figueroa, gerente de O&M, de TEN; y María José Reveco, encargado titular de Transelec.

La última de las comunicaciones a las que tuvo acceso El Mostrador está fechada el 17 de septiembre del año pasado y en ella Rodrigo Espinoza solicitaba a las empresas “reactivar al más breve plazo el proceso de licitación que lleva a cabo para efectos de implementar el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas de la Zona Norte mandatado por el Coordinador a las empresas Interchile S.A., Transelec S.A. y Transmisora Eléctrica del Norte S.A. (en adelante ‘Empresas Mandatadas’), de manera de lograr la adjudicación del proyecto durante este año 2024 y, en la medida de lo posible, disminuir el plazo de 24 meses estimado para el desarrollo del proyecto”, algo que aún, a la fecha, no ha ocurrido.