Coordinador presenta avances en transformación del sistema eléctrico y medidas tras apagón del 25/2

• Esta red permitirá una mejor simulación de fenómenos que se producen en las redes eléctricas en el marco de la transición energética, conectando laboratorios en Chile e Inglaterra.

En el marco de su Cuenta Pública correspondiente a la gestión del año 2024, el Coordinador Eléctrico Nacional destacó los principales avances en la transformación del Sistema Eléctrico Nacional, los resultados operacionales del sistema y las acciones implementadas y por implementarse tras el apagón del 25 de febrero pasado.

La actividad contó con la presencia del ministro de Energía, Diego Pardow; el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Marco Mancilla; la superintendenta de Electricidad y Combustibles, Marta Cabeza, miembros del Panel de Expertos, representantes de la Municipalidad de Pudahuel, así como organizaciones gremiales, empresas, académicos y trabajadores de la organización.

En representación del Consejo Directivo, el presidente del Coordinador, Juan Carlos Olmedo, subrayó la importancia de esta instancia como un ejercicio de rendición de cuentas y reflexión institucional, y agregó que “este año, nuestra Cuenta Pública se realiza en un contexto marcado por un evento que nos obliga a mirar con humildad, responsabilidad, autocrítica y sentido de urgencia lo que hacemos y cómo lo hacemos”.

“Si bien se trata de un evento inédito, queremos ser muy claros en esto: el Consejo Directivo lamenta profundamente lo ocurrido el 25 de febrero y ha puesto especial énfasis en la adopción y seguimiento de la ejecución, de todas las medidas necesarias para que un hecho de esta magnitud no vuelva a repetirse”, dijo.

“La operación segura y confiable del sistema eléctrico es una responsabilidad compartida por todas las empresas que integran la red eléctrica. Quiero reiterar el llamado al compromiso irrestricto de todas las empresas del sector con el cumplimiento normativo y con las instrucciones de coordinación. Cada instalación, de cada empresa coordinada, tiene un rol en la operación segura y económica del sistema eléctrico y las responsabilidades de cada agente deben ejercerse con apego estricto a la normativa vigente y plena conciencia del impacto que sus decisiones —o sus omisiones— pueden tener sobre la seguridad del sistema”, dijo.

También, señaló que el sistema eléctrico se encuentra en un proceso de transición, con la incorporación de nuevas tecnologías de generación y, para que este proceso sea exitoso, es indispensable que la normativa, entre ellas especialmente las Normas Técnicas, sea actualizada de forma oportuna, flexible y en línea con la evolución tecnológica y los desafíos del sistema.

AVANCES EN LA TRANSFORMACIÓN DEL SISTEMA

El director ejecutivo del Coordinador, Ernesto Huber, detalló los avances de esta transformación, donde en 2024 el Sistema Eléctrico Nacional cerró con un 70% de generación renovable, lo que permitió una disminución del orden de 20% en las emisiones en comparación con el año anterior.

ALGUNOS HITOS DE LA OPERACIÓN EN 2024 FUERON:

• Capacidad instalada creció 7%, totalizando 36.778 MW.
• La demanda máxima subió 5,6%, hasta los 12.919 MW.
• Las redes de transmisión ya suman 38.753 kilómetros.
• La energía producida subió 3,2%, totalizando 85,5 TWh.
• Las empresas coordinadas llegan a 822.
• El máximo aporte de energía solar fue el día lunes 30 de diciembre del 2024, entre las 12 y 13 horas, con 7.345 MW
• El máximo de generación energía eólica fue el día 2 de diciembre del 2024, entre 21 y 22 horas, con 3.753 MW.
• El día lunes 4 de noviembre del 2024, entre 17 y 18 horas, fue la jornada con mayor participación renovable horaria, con 95,5% de participación, considerando los recursos ERNC más las tecnologías hidráulicas.
• Reducción en cerca de 1.000 millones de dólares en los costos de operación del sistema y baja en los pagos laterales, pese al alza de 55% del cargo por concepto de Precio Estabilizado.

GESTIÓN DEL COORDINADOR

Respecto de la gestión del Coordinador, Huber destacó el trabajo de las distintas áreas de la organización, lo que se tradujo en:

• Licitación de Servicios Complementarios de Control de Tensión que permitirá disponer de condensadores sincrónicos, tanto mediante nuevo equipamiento como a través de la reconversión de una central térmica a carbón, para aportar fortaleza a la red.
• Verificación de plantas para Servicios Complementarios, habilitando a unidades renovables que han contribuido a disminuir los costos.
• Actualización de la Hoja de Ruta para una Transición Energética Acelerada, donde se detallan distintos avances y nuevas tareas que se han ido enfrentando.
• Guía con recomendaciones de Requisitos Técnicos Mínimos para Recursos Basados en Inversores Grid-Following y Grid Forming.
• Avances en la implementación de un sistema de Despacho Económico con Restricciones de Seguridad (SCED), que básicamente permitirá ir ajustando de forma automática la generación de centrales.
• Nueva versión del Modelo de Programación de Largo Plazo que utiliza el Coordinador para programar la operación, con el objetivo de representar adecuadamente la participación de sistemas de almacenamiento en la coordinación hidrotérmica.
• Nueva plataforma de Balance Comercial, que contribuye a dar más trazabilidad de los antecedentes requeridos para la determinación de las transferencias económicas.
• Desarrollo de un análisis de seguridad del sistema eléctrico en un escenario donde no operan centrales térmicas a carbón en 2030.
• Gestión de solicitudes de proyectos que buscan conectarse a la red vía Acceso Abierto.
• Propuesta de planes de expansión, licitación y seguimiento de obras para fortalecer el sistema de transmisión.
• Avance en el proceso para crear un Portal de Datos Abiertos, así como una serie de herramientas tecnológicas que un mejor desarrollo de las funciones del Coordinador.
• Lanzamiento de una Política de Innovación y conformación de una Hoja de Ruta de Investigación, Desarrollo e Innovación.
• Capacitaciones a través de nuestro Centro de Conocimiento, que tuvo la participación de 374 profesionales, con un promedio de dedicación de 41 horas promedio en 2024.
• Participación en mesas técnicas lideradas por el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía.
• Iniciativas que fortalecen al equipo del Coordinador, obteniendo el sello Great Place to Work.

A nombre del Consejo Directivo, se agradeció el trabajo del equipo del Coordinador, tanto en sus funciones habituales, como en todo lo que ha implicado el evento del 25 de febrero.

MEDIDAS TRAS EL APAGÓN DEL 25 DE FEBRERO

En su exposición, Huber detalló la ruta de acciones que está desempeñando el Coordinador Eléctrico para evitar que se repita un apagón total del sistema, como el ocurrido el 25 de febrero de 2025.

“El equipo interno del Coordinador sigue revisando información, especialmente de la desconexión de centrales que causaron la propagación del evento. Hoy podemos decir que hemos detectado del orden de 1.200 MW de generación, tanto grid scale convencionales y renovables como PMGDs, que se desconectó antes de lo que correspondía conforme a los estándares normativos y que agudizó el problema de desbalance del sistema. Ya hemos identificado parte de estas plantas y solicitado los ajustes correspondientes, y seguimos levantando y analizando la información”, dijo.

Huber detalló que se encargó una revisión de aspectos metodológicos para la actualización de los estudios de las necesidades del sistema en cuanto a equipamiento y procesos que nos permiten evitar la propagación de las fallas: Estudio de los Esquemas de Desconexión Automáticos de Carga (EDAC), Plan de Defensa contra Contingencias Extremas (PDCE) y Plan de Recuperación de Servicio (PRS).

Además, se solicitó la información de detalle de la actuación de los Esquemas de Desconexión Automática de Carga de Baja Frecuencia y de Contingencias Extremas (EDAC-BF y EDAC-CE), para determinar su relevancia en la propagación de la falla ocurrida, instruyéndose además la verificación de dichos esquemas según la guía técnica establecida para estos efectos y, en el caso de los transmisores zonales y empresas distribuidoras, para que ajusten o trasladen los Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC) de los alimentadores en los que también existen inyecciones de PMGD.

El Coordinador sigue trabajando para tomar todas las acciones -de corto, mediano y largo plazo- que permitan que el país no vuelva a enfrentar un evento de estas características.

“Es importante destacar que todas estas medidas son absolutamente necesarias de implementar, pero no serán suficientes si no somos capaces de garantizar el cumplimiento normativo por parte de todos los actores del sector, sin excepción, dado que todos los eslabones de la cadena de suministro eléctrico son críticos para una operación segura y costo eficiente del sistema. El coordinador es parte de esta cadena y estamos comprometidos con ejercer integral y extensivamente nuestro rol y funciones para alcanzar el objetivo de diseñar y operar una red segura y confiable”, dijo.