Apagón: en los últimos siete años sólo se ejecutó el 19,9% de los ensayos obligatorios para recuperar con rapidez el sistema eléctrico

Cada año, por norma, las empresas generadoras y transmisoras de energía deben hacer dos tipos de pruebas para ensayar la recuperación del sistema en el menor tiempo posible tras un apagón. Esa preparación no se notó en la caída del 25 de febrero pasado. CIPER revisó los informes de cumplimiento de esos ensayos entre 2018 y 2024. Si bien en los anexos técnicos quedó registrada la programación de 502 pruebas obligatorias, solo se ejecutaron 100: menos del 20%. Consultado por CIPER, el Coordinador Eléctrico Nacional, encargado de exigir estos ensayos, calculó una cifra distinta, aunque igualmente más de la mitad de las empresas figuran sin realizar pruebas. En la Superintendencia de Electricidad (SEC) confirmaron que, hasta el año pasado, el Coordinador no presentó denuncias por estos incumplimientos, por lo que no hubo investigaciones ni sanciones. En el informe que el Coordinador entregó este martes 18 sobre el gran apagón, no mencionó que las empresas no realizaron la mayor parte de las pruebas de recuperación.

A las 15:20 del martes 25 de febrero, sólo cuatro minutos después de producido el gran apagón, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) ordenó a las centrales de generación y transmisión de energía aplicar el Plan de Recuperación de Servicio (PRS). Esa es la maniobra obligatoria, tras un apagón, para recuperar en el menor tiempo posible el suministro eléctrico. Aquel día no todas las empresas lograron ejecutar el PRS, lo que se constituyó en uno de los factores que demoró por cerca de ocho horas la restitución del sistema. 

Que las empresas no consiguieran realizar esta maniobra resulta extraño, ya que deben estar estrechamente familiarizadas con esta operación de recuperación. Esto, porque la normativa les exige que cada año realicen dos tipos de pruebas para ensayar el PRS. Pero, los registros oficiales consultados para este reportaje indican un alto incumplimiento de esa regla. CIPER verificó que en los últimos siete años solo se ensayó el 19,9% del total de las pruebas obligatorias programadas para reponer el suministro de la forma más rápida después de un apagón.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) confirmó a CIPER que, hasta el año pasado, el Coordinador Eléctrico Nacional, organismo encargado de exigir la realización de estos ensayos, no le informó sobre incumplimientos de estas pruebas, por lo que no desarrollaron investigaciones ni se aplicaron sanciones. 

Este martes 18 de marzo, el Coordinador difundió un extenso informe sobre lo ocurrido en el apagón de febrero pasado, pero no mencionó que las empresas no cumplían con la mayor parte de las pruebas para recuperar la red en el menor tiempo posible.

Las normas establecen que las empresas de distribución y transmisión tienen la obligación de ensayar las maniobras paras superar un corte. Por eso, cada año el Coordinador Eléctrico Nacional instruye la realización de dos pruebas: Partida Autónoma de Centrales y Prueba SCADA.

CIPER revisó los informes anuales de cumplimiento publicados por el Coordinador Eléctrico Nacional entre 2018 y 2024. En los anexos técnicos se detalla el número de pruebas exigidas cada año para ensayar los planes de recuperación y, también, qué empresas ejecutaron aquellas obligaciones. Según los datos registrados en esos anexos técnicos, en esos siete años se programó un total de 502 pruebas, pero solo se realizaron 100. Es decir, solo se hicieron el 19,9% de los ensayos obligatorios para restituir el servicio tras una emergencia.

CIPER envió estos datos al Coordinador Eléctrico Nacional y preguntó a qué se debe el bajo cumplimiento de dos de las verificaciones obligatorias. En su respuesta, el organismo indicó:

“Debido a un cambio normativo en diciembre de 2019, se estableció un periodo de 3 años para verificar todos los servicios complementarios vigentes a dicha fecha, lo que incluye el PRS. Este periodo empezó en marzo de 2021, con la publicación del cronograma definitivo de verificación y finalizó en marzo de 2024. Desde 2020 a la fecha, el Coordinador ha informado anualmente a la autoridad sobre el avance de estas verificaciones. Si una empresa no ha realizado las pruebas requeridas (en especial las denominadas Partidas Autónomas o PA), esto queda reflejado en los informes anuales”.

CIPER consultó a la SEC si, de 2018 a 2024, recibió estos informes y si se realizaron procedimientos sancionatorios por el incumplimiento de las pruebas de ensayo de los PRS. El organismo fiscalizador señaló: 

“Efectivamente se recibieron todos los informes mencionados, exceptuando el del 2024 que aún no llega, pero no se realizaron observaciones ni se iniciaron procesos de fiscalización, ya que para que ello ocurra, el Coordinador Eléctrico Nacional debe presentar una denuncia, lo que en este caso no ocurrió”.

Créditos: Diego Martin / Agencia Uno

LAS PRUEBAS QUE NO SE REALIZARON

La Prueba de Partida Autónoma de Centrales consiste en apagar una máquina generadora de electricidad, para luego ponerla en funcionamiento sin utilizar ningún apoyo de energía. Por ejemplo, frenar por completo el movimiento de una turbina y luego hacerla girar para encenderla de manera independiente. El objetivo es generar la experiencia básica para saber cómo volver a producir electricidad tras un apagón.

CIPER constató, al revisar los anexos técnicos de los informes de cumplimiento de cada año, que entre 2018 y 2024 se programaron 219 pruebas de Partida Autónoma de Centrales. Aunque finalmente se realizaron 64 (29,2% del total), pero, sólo 28 se ejecutaron en un 100%.

Luis Llanos, académico del Departamento de Ingeniería Industrial de la Universidad de Chile, conversó con CIPER respecto a la importancia de ejecutar las pruebas de Partida Autónoma: 

“Son las que efectivamente nos permiten hacer que esas centrales en un momento de apagón estén disponibles para levantar el sistema (…). El Coordinador tiene que hacer estas pruebas y supervisarlas. O sea, el Coordinador tiene que participar en muchas de estas pruebas. No sé si en todas, pero por lo menos en muchas y, en las grandes, de todas maneras. ¿Por qué? porque él también se tiene que testear en la partida autónoma”.

En 2018, se realizaron 11 de las 15 pruebas programadas. Al año siguiente, se realizaron 3 de las 15 proyectadas. Mientras que, en 2020, las 11 corroboraciones fueron prorrogadas. Un año después, se planificaron 28 pruebas: cuatro se efectuaron y el resto se reprogramó.

El 19 de marzo de 2021, el Coordinador publicó la nueva programación de todas las verificaciones de servicios complementarios pospuestas (vea acá ese oficio). CIPER consultó al equipo de prensa de aquel organismo si las 35 pruebas reprogramadas fueron ejecutadas, pero en su respuesta no entregaron datos precisos.

En 2022, se efectuaron dos de las 28 pruebas obligatorias. Mientras que para 2023 se programaron otras 32 operaciones de testeo y sólo dos se realizaron completamente. Ese año figuran dos pruebas ejecutadas en un 100%; tres al 60% (sus informes quedaron con envío pendientes) y 11 al 30% (con la observación de “ensayo realizado”). Esos datos no concuerdan con lo informado por el Coordinador en el documento enviado a la SEC, pues ahí se indicó que se ejecutaron un total de 19 pruebas, 17 de ellas incompletas.

Tampoco concuerdan los datos de cumplimiento del 2024, aunque es de carácter transitorio y el Coordinador tiene plazo hasta el próximo 31 de marzo para despachar el documento definitivo. En los anexos técnicos del informe 2024 del Coordinador quedó registrado que se programaron 90 pruebas y que sólo seis se ejecutaron completamente y otras 22 con un grado de cumplimiento que no superó el 60%. Mientras que en el informe de cumplimiento elaborado por el Coordinador la cifra presentada es menor: cuatro pruebas completas y 14 incompletas.

CIPER consultó al Coordinador por qué los datos no coinciden y cuál es el número real de pruebas de Partida Autónoma de Centrales realizadas entre 2023 y 2024. En su respuesta señalaron que la diferencia se debió a una “omisión involuntaria de tres unidades de la Central Pilmaiquén, explicando la discrepancia entre informe y anexo”.

Respecto al número de total de pruebas programadas y ejecutadas, el Coordinador realizó una interpretación distinta a lo informado en los anexos técnicos:

“Considerando lo planteado, el número real de centrales habilitadas para prestar el servicio de Partida Autónoma al año 2024 es de 64 unidades, de las cuales 34 han realizado efectivamente las pruebas requeridas. Para reforzar las acciones frente a los coordinados que no habían cumplido con esta obligación, el Coordinador ha insistido formalmente, mediante comunicaciones escritas a las empresas coordinadas, en la necesidad de cumplir con el programa de verificación de sus centrales”.

Créditos: Agencia Uno

INFORMACIÓN DE "MALA CALIDAD" DURANTE EL APAGÓN

A las 15:16 del pasado martes 25 de febrero, el Centro de Despacho y de Control (CDC) del Coordinador, informó que dejó de recibir información en tiempo real de gran parte de las empresas que operan el Sistema Eléctrico Nacional. También comunicaron que su propio sistema se encontraba operativo, pero con “información no actualizada y de mala calidad”.

El Sistema SCADA es un mecanismo que permite monitorear la seguridad del sistema eléctrico, controlar los procesos de funcionamiento de las centrales y operar a distancia instalaciones eléctricas. Es abastecido de datos, desde los lugares en los cuales se genera y transmite electricidad, mediante el Sistema de Información en Tiempo Real (SITR). La normativa establece que se debe verificar cada año que el SITR de cada empresa tenga un desempeño mínimo del 99,5%. Para aquello se debe realizar un ensayo en que se realiza un bombardeo de datos, esto con la finalidad de comprobar que esa estructura de transmisión de datos tenga la capacidad de operar durante emergencias. 

Las pruebas SCADA se realizan mediante la contratación de una consultora externa que ejecuta la operación y confecciona un informe con los resultados. Aquel documento debe ser enviado al Coordinador a más tardar el 31 de diciembre del año correspondiente. No obstante, en caso de no estar conforme con lo informado, puede solicitar nuevos antecedentes o denunciar un eventual incumplimiento ante la Superintendencia de Electricidad.

Conforme a los anexos técnicos de los informes de cumplimiento, en los últimos siete años se efectuaron 36 de los 283 ensayos obligatorios programados para medir la seguridad de las comunicaciones para recuperar el Sistema Eléctrico Nacional tras un apagón. Transelec, compañía de transmisión eléctrica cuyo SCADA falló durante el apagón del pasado 25 de febrero (revise aquí la versión de esa empresa), no realizó ninguna de las 11 pruebas exigidas.

En 2018, se realizó una de las ocho pruebas SCADA programadas. Al año siguiente, no se realizó ninguna de las nueve planificadas. En 2020, se ejecutaron cinco de 12. En 2021, el número de pruebas solicitadas se elevó a 61, pero se efectuaron siete. En 2021, otra vez se ordenó realizar 61 testeos y solo cinco se llevaron a cabo.

En 2023, el Coordinador fijó en 66 los ensayos para probar el sistema de comunicación de datos eléctricos en caso de un apagón. Sin embargo, sólo se realizaron 17. El año pasado, aunque el informe final aún no se entrega y la cifra podría variar, se realizó apenas una de las 65 pruebas solicitadas.

Tras la revisión de las pruebas SITR ejecutadas, el equipo técnico del Coordinador Eléctrico Nacional entregó a CIPER cifras similares a las indicadas en nuestra consulta:

“Entre 2018 y 2024, se programaron 280 pruebas para verificar el SITR, de las cuales se ejecutaron 49. La responsabilidad de realizarlas corresponde directamente a las empresas. El Coordinador revisa anualmente el PRS, estableciendo claramente las pruebas que deben realizarse y reportando su nivel de cumplimiento a la autoridad conforme lo establece el artículo 1-14 de la NTSyCS [Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio]”.

Hasta ahora, respecto de los incumplimientos en el funcionamiento de los sistemas SCADA durante febrero de 2025, el Coordinador denunció ante la SEC a 155 empresas que no cumplieron con el mínimo técnico de calidad (lea aquí una noticia al respecto). CIPER consultó a la Superintendencia por el total de denuncias interpuestas por el Coordinador, relacionadas con la no presentación del nivel de calidad necesario, desde 2018. En su respuesta, el organismo confirmó que en los últimos años solo se presentó la denuncia por el incumplimiento de febrero de este año: 

“En este caso, el Coordinador Eléctrico Nacional si presentó una denuncia, el 3 de marzo de este año, indicando que un tercio de los coordinados no cumplió con la disponibilidad de los Sistemas de Información en Tiempo Real, SITR, razón por la cual iniciamos una investigación, la que actualmente está en curso”.

¿UN PROBLEMA DE GESTIÓN PÚBLICA O DE OPERACIÓN PRIVADA?

El Sistema Eléctrico Nacional se encuentra compuesto por 1.105 centrales generadoras de energía. El Estudio del Plan de Recuperación de Servicio de 2024, elaborado y publicado por Coordinador Eléctrico Nacional, informó que 23 son las instalaciones equipadas con sistemas de partida autónoma (revise aquí ese informe). En caso de un apagón esas unidades son la base para recuperar el Sistema Eléctrico Nacional.

CIPER consultó a dos fuentes relacionadas con la operación del Sistema Eléctrico Nacional sobre cuáles de esas 23 centrales generadoras son estratégicas ante un apagón. Ambos expertos, que pidieron reserva de su identidad, coincidieron que cinco son importantes para restablecer el servicio eléctrico tras un apagón total: Diego de Almagro, Huasco TG, Quintero, Rapel y Ralco. Esto se debe a su capacidad de producción eléctrica y velocidad de partida autónoma. Por ejemplo, según lo informado en los planes de recuperación de servicio, la Central Hidroeléctrica Rapel tiene un tiempo de partida de tres minutos con tres segundos.

CIPER revisó las pruebas de Partida Autónoma que el Coordinador realizó en los últimos siete años para aquellas centrales de generación. En total se asignaron 33 pruebas, de las cuales se realizaron 14. Es decir, se ejecutó 42,42% de lo exigido.

Entre 2018 y 2024, solamente la Central Termoeléctrica de Quintero realizó las seis pruebas exigidas por el Coordinador. Mientras que la Central Hidroeléctrica Ralco, ubicada en Alto Biobío, hizo cinco de las 10 programadas, aunque sólo una fue informada como realizada al 100%. La Central Termoeléctrica Diego Almagro figura con tres pruebas programadas, de las cuales una fue informada como realizada. La Central Huasco TG, que provee de energía al norte del país, informó que efectuó una de las ocho pruebas programadas. 

A las 15:28 del 25 de febrero, el Coordinador solicitó a la Central Rapel ejecutar el plan de Recuperación de Servicio. Esa hidroeléctrica abastece de electricidad al centro de Santiago, por lo que su partida era clave para reponer el servicio en la capital (consulte aquí las comunicaciones de aquel día). Ese día, tres de sus unidades que generan energía no lograron ejecutar las partidas autónomas, mientras que otra falló en al menos una ocasión (consulte aquí el estudio para el análisis de falla). En los últimos siete años la Central Rapel sólo realizó una de sus siete pruebas programadas. 

CIPER consultó a Ricardo Pacheco Mella, quien hasta 2019 fue subgerente de Operación en Tiempo Real del Coordinador Eléctrico Nacional, sobre la normativa que regula a los planes de recuperación de servicio:

“La norma te dice que tienes que hacer un documento que se llama PRS. El Coordinador es quien emite ese documento y, una vez que es emitido, pasa a ser, podríamos decir así, entre comillas, ley. Por lo tanto, todo lo que está ahí escrito se debe cumplir obligatoriamente por todos los coordinados. El Coordinador debe exigir que se lleve a cabo todo lo que está escrito”.

Luis Llanos, al conocer los datos recabados por CIPER, profundizó respecto a las consecuencias de no verificar los pilares básicos para preparar el Sistema Eléctrico Nacional para afrontar un apagón:

“Hay una laxitud grande en la ejecución de las pruebas y, realmente, en mantener el sistema (…). Cuando se hacen estas pruebas, generas un estrés, pero ese estrés es esencial, es lo mismo que para los deportistas: esto es entrenar (…).  Tenías pruebas de partidas autónomas que no se habían hecho (…). Claramente, aquí hay un problema institucional, de estar más preocupado de un montón de cuestiones, pero no estar en lo esencial, que es operar el sistema”.

El martes 18 de marzo, el Coordinador Eléctrico Nacional publicó un primer informe con antecedentes respecto a las fallas que originaron el apagón del 25 de febrero, ahí se señaló que: “La recuperación del servicio no pudo seguir en forma literal algunas de las alternativas referenciales dispuestas en los anexos del PRS”, pero no hay referencias a las pruebas que no se hicieron en los últimos siete años.