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”, mencionó Olmedo.
También resaltó 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 eléctrico nacional
Durante 2024, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) alcanzó importantes avances en su transición energética. Según detalló Ernesto Huber, director ejecutivo del Coordinador Eléctrico Nacional, el año cerró con un 70% de generación renovable, lo que permitió una reducción del 20% en las emisiones en comparación con 2023. La capacidad instalada creció un 7%, alcanzando los 36.778 MW, mientras que la demanda máxima aumentó en un 5,6%, llegando a los 12.919 MW. La energía total producida se elevó en un 3,2%, alcanzando los 85,5 TWh.
Uno de los hitos destacados fue la alta participación horaria de fuentes renovables. El 4 de noviembre, entre las 17 y 18 horas, se registró un récord de 95,5% de participación renovable, incluyendo ERNC e hidráulica. Además, el 30 de diciembre se alcanzó un máximo histórico de generación solar con 7.345 MW, y el 2 de diciembre la energía eólica llegó a un peak de 3.753 MW. Las redes de transmisión también se expandieron significativamente, totalizando 38.753 kilómetros.
En términos económicos, la operación del sistema logró una reducción de costos cercana a los US$1.000 millones, pese al aumento del 55% en el cargo por Precio Estabilizado. Esto se logró gracias a una mayor eficiencia en la gestión y al aporte de nuevas tecnologías. El número de empresas coordinadas también creció, alcanzando un total de 822.
En cuanto a la gestión del Coordinador, se concretaron licitaciones clave como la de Servicios Complementarios de Control de Tensión, que incluye la reconversión de una central térmica a carbón para usarla como condensador sincrónico. También se habilitaron unidades renovables para entregar servicios complementarios, y se implementaron mejoras en herramientas de planificación como el modelo de programación de largo plazo y el sistema SCED, que ajusta automáticamente la generación de las centrales con criterios de seguridad.
Finalmente, se fortaleció la institucionalidad técnica y la innovación con iniciativas como la actualización de la Hoja de Ruta para una Transición Energética Acelerada, el desarrollo de una nueva plataforma de Balance Comercial y la propuesta de planes de expansión para la red de transmisión. A esto se suman capacitaciones a más de 370 profesionales, la creación de un Portal de Datos Abiertos en proceso y la obtención del sello Great Place to Work, reflejo del fortalecimiento del equipo humano del Coordinador.
Medidas tras el apagón del 25F
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 mencionó que 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.
Por último, el Coordinador destacó que se 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.