Por Dr. Horacio Silva Saravia, PhD y Dr. Héctor Pulgar
¿Pueden los chilenos confiar en que su red resistirá el próximo gran evento? Y más aún, ¿qué nos dice este apagón sobre los desafíos energéticos en Latinoamérica y el mundo?
El reciente apagón en Chile no es un incidente aislado, sino una señal de alerta para una industria que ha cambiado drásticamente en la última década. Con la creciente demanda energética, la integración acelerada de energías renovables y el impacto de fenómenos climáticos extremos, surge una pregunta clave: ¿cómo podemos construir una red más resiliente?
En este artículo, analizaremos lo ocurrido, cómo la industria en EE.UU. y otros países ha respondido a apagones similares, y qué oportunidades existen en Chile para fortalecer la red y optimizar su operación.
El reciente apagón en Chile expuso la fragilidad del sistema eléctrico del país, afectando a 14 de las 16 regiones y dejando sin suministro a más del 90% de la población. La falla se originó en una línea de transmisión de 500 kV entre Vallenar y Coquimbo, operada por ISA Interchile, informes preliminares mencionan que esto ocurrió debido a un mal funcionamiento en los sistemas de protección y control. Como resultado, sectores clave como la minería, el transporte y eventos masivos sufrieron interrupciones significativas, incluyendo la suspensión del Metro de Santiago y el colapso del tráfico en varias ciudades.
Técnicamente, la desconexión de la línea de transmisión Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar, la que transportaba alrededor de 1.800 MW, provocó una caída abrupta de la frecuencia en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), desencadenando una serie de desconexiones automáticas de generadores y líneas adicionales. Este efecto dominó llevó a la formación de islas eléctricas no sincronizadas, complicando la restauración del servicio. La resincronización de estas islas y la recuperación completa del sistema tomaron aproximadamente ocho horas, evidenciando la necesidad de mejorar los protocolos de protección y respuesta ante contingencias en la red eléctrica chilena.
Dada la complejidad y dimensión del sistema eléctrico interconectado en Chile, es necesario ampliar un poco la mirada e intentar ver una imagen más amplia del sistema. El sistema está constituido por millones de componentes que operan sincronizadamente, y que responden conjuntamente a cualquier cambio normal o anormal en la operación del sistema, tales como cambios temporales de demanda o la aparición de fallas eléctricas. Para hacer frente a estos cambios o disturbios en el sistema, el coordinador debe realizar una serie de estudios teóricos, con modelos matemáticos, que van desde aspectos operacionales, que buscan satisfacer la demanda de la forma más económica y segura posible, hasta estudios de contingencias, que permiten estimar las situaciones más desfavorables y que eventualmente podría llevar al sistema a perder su estabilidad. La identificación de contingencias críticas ayuda a realizar ajustes operacionales que buscan dar garantías que aun cuando estas contingencias críticas ocurran, el sistema pueda ser capaz de mantener su operación evitando de esta forma apagones como el del pasado 25 de febrero.
Es importante notar que el flujo de potencia por la línea fallada en el momento del disturbio era de 1.800 MW cuando en los estudios de contingencia, el coordinador consideraba un flujo de potencia crítico de 1.600 MW. ¿Qué sucedió? Si existía un esquema de control del flujo de potencia norte a sur de 1.600 MW, ¿por qué no operó adecuadamente? ¿Existió conocimiento en tiempo real de este mayor flujo de potencia antes y durante la falla? Existe la tecnología para la obtención de mediciones en tiempo real a través de sincrofasores, pero ¿había observabilidad completa de esta situación con los sincrofasores actualmente en operación? Finalmente, no basta solamente con la obtención de datos, también es necesario procesar los datos y proveer a los operadores y esquemas de control información útil que cuantifique la vulnerabilidad del sistema y la condición real para tomar las mejores decisiones posible que salven al sistema de un colapso.
En otro aspecto, al producirse la desconexión de la línea, existió una descompensación en el balance de potencia tanto al norte como al sur de la línea. Mientras en el norte hubo una sobre generación de 1.800 MW de potencia, al sur de la línea se creó un déficit del mismo valor de potencia. Al norte de la línea, ampliamente dominado por generación renovable, se tendría que haber reducido la generación para ajustarse al consumo de la zona norte. La generación renovable posee una respuesta muy rápida y resulta extraño conocer que ellas no fueron capaces de reducir su generación en un tiempo oportuno que impidiera un inminente apagón. Al sur de la línea, con mayor presencia de centrales generadoras tradicionales, se tendría que haber aumentado la generación para ajustarse al consumo en esa zona. Debido a la lentitud de las centrales tradicionales, esto necesariamente requiere del uso de almacenamiento de energía, ya sea energía cinética almacenada en las masas rotantes de las plantas generadoras (concepto de inercia), o a través del incremento de generación en plantas con alta rampas de potencia, tales como centrales hidroeléctricas o centrales termoeléctricas a gas. Otra posibilidad podría ser el uso de plantas almacenadoras de energía, tales como volantes de inercia o baterías, las cuales aún poseen baja capacidad instalada en el país.
Esto no pretende ser un recuento extensivo de todos los posibles aspectos que podrían tener un rol importante en el evento ocurrido el 25 de febrero, ya que hay muchos otros aspectos que deben ser revisados. Por ejemplo, ¿qué tanta fidelidad poseen los modelos matemáticos que se usan en estos estudios de contingencia? ¿Es posible garantizar que el plan de acción frente a contingencias fue el adecuado para la situación real del sistema en el momento de este disturbio? Esto resulta críticamente importante especialmente considerando la entrada de tantas nuevas tecnologías tales como granjas eólicas o plantas solares fotovoltaicas, cuya representación queda sujeta a características particulares de operación y control que no son necesariamente estándares para todas ellas. Resulta sumamente importante realizar una evaluación integral de cada uno de los aspectos que podrían tener un rol importante, y tomar medidas correctivas, que pueden aumentar la robustez y estabilidad de nuestro sistema eléctrico nacional.
Lecciones aprendidas de apagones en EE.UU., Australia y el resto del mundo
Al igual que el reciente apagón en Chile, eventos similares en los últimos 20 años han demostrado que los apagones masivos suelen servir como catalizadores para acelerar la inversión y la innovación en el sector eléctrico. Cada gran falla deja valiosas lecciones que permiten a los operadores y reguladores fortalecer la resiliencia del sistema y mitigar el riesgo de futuros eventos.
Estados Unidos: Desconexión de plantas solares en California
Un caso emblemático es California, donde se han registrado eventos de desconexión inesperada de plantas solares debido a configuraciones inadecuadas de protección y control. En el apagón de agosto de 2016, múltiples plantas solares se desconectaron al detectar fluctuaciones de frecuencia y voltaje que estaban dentro de los rangos operativos del sistema. De manera similar, en el evento de Odessa de 2021, la desconexión de 1.1 GW de generación solar ocurrió tras una falla en la red, debido a configuraciones de protección que respondieron de manera incorrecta (NERC, 2021). Estos incidentes resaltan la necesidad de modelos más precisos para evaluar la estabilidad dinámica de nuevos componentes basados en inversores eléctricos (conocidos como IBR por sus siglas en inglés) IBR y de establecer requisitos de soporte de frecuencia más estrictos para plantas renovables.
Australia: Evaluación de inercia y estabilidad con alta penetración renovable
Australia ha enfrentado desafíos similares debido a su alta penetración de energías renovables. En el apagón de Australia del Sur en 2016, una tormenta derribó líneas de transmisión clave, lo que provocó una rápida disminución de la frecuencia y la desconexión de generación eólica debido a configuraciones inadecuadas de sus controles de protección (AEMO, 2017). Este evento llevó a la Australian Energy Market Operator (AEMO) a reforzar la evaluación de inercia del sistema y a exigir a los generadores renovables capacidades de soporte de red, como control de voltaje y respuesta inercial sintética. Además, Australia ha implementado herramientas avanzadas de monitoreo en tiempo real y el uso de synchrophasors para detectar problemas de estabilidad antes de que se conviertan en apagones generalizados (AEMO, 2020).
Europa: Lecciones del apagón de 2006
En otras regiones del mundo, como en Europa, la integración de renovables ha estado acompañada de un fortalecimiento en el monitoreo en tiempo real y herramientas avanzadas de predicción de estabilidad. El apagón en Europa de 2006, que fragmentó el sistema eléctrico en tres zonas separadas, mostró la necesidad de mejorar los modelos de estabilidad y coordinación operativa. Desde entonces, países como Alemania han implementado controles más estrictos y estudios detallados sobre la disponibilidad de inercia en la red para evitar desconexiones masivas (ENTSO-E, 2018).
Estos casos resaltan la urgencia de que Chile refuerce el monitoreo de su sistema eléctrico, invierta en el modelamiento detallado de la inercia disponible, y establezca criterios dinámicos claros para la respuesta de plantas renovables ante eventos de la red. Implementar tecnologías de monitoreo avanzado, exigir requisitos de desempeño dinámico a plantas renovables y fortalecer la evaluación de estabilidad del sistema son pasos fundamentales para evitar apagones similares en el futuro.
¿Cómo puede la industria mejorar para tener una red más resiliente?
El apagón en Chile, al igual que eventos similares en otras partes del mundo, resalta la necesidad de fortalecer la red eléctrica con estrategias que aborden tanto los desafíos actuales como los futuros. A medida que el sistema evoluciona con una mayor penetración de energías renovables y una creciente digitalización, la resiliencia de la red dependerá de una combinación de análisis avanzados, nuevas tecnologías de control y monitoreo, y una mejor integración de datos para la toma de decisiones.
Algunas de las claves para fortalecer la red incluyen:
- Estudios de protección y control: Evaluar y optimizar los esquemas de protección para evitar fallos en cascada como los observados en el apagón de Chile.
- Análisis dinámico y validación de modelos: Asegurar que los modelos de los generadores y plantas renovables reflejen con precisión su comportamiento ante contingencias.
- Evaluación de inercia y estabilidad de la red: Identificar los impactos de la disminución de generación síncrona y desarrollar estrategias de mitigación.
- Implementación de nuevas tecnologías de control y monitoreo: Uso de PMUs (Phasor Measurement Units) y otras tecnologías para mejorar la visibilidad en tiempo real de la red y la respuesta ante eventos.
- Uso de Data Science y Machine Learning: Aplicar técnicas avanzadas de análisis de datos para mejorar procesos clave como mantenimiento predictivo, análisis de eventos y optimización operativa.
Oportunidades para fortalecer la red eléctrica en Chile
Para que Chile avance hacia una red más resiliente, es fundamental aprovechar la experiencia internacional y aplicar soluciones innovadoras que integren protección, modelamiento dinámico y digitalización de la red. NEW INERTIA, con su enfoque basado en nuevas tecnologías, innovación y experiencia global, ofrece a través de Renova Service , servicios especializados en el análisis dinámico, monitoreo & control, y utilización de tecnologías AI, de manera de ayudar empresas eléctricas y operadores de red a preparar sus sistemas para los desafíos de la red moderna.
Con un enfoque basado en tecnología, innovación y experiencia global, Chile tiene la oportunidad de transformar su red eléctrica en un sistema más robusto y preparado para los desafíos de la transición energética.
Conclusión y aspectos destacados
- El apagón en Chile expone vulnerabilidades en la red eléctrica y la necesidad de mejorar la protección, el control y la estabilidad del sistema.
- Eventos similares en EE.UU., Australia y Europa han demostrado que la integración acelerada de energías renovables sin un análisis profundo de su impacto dinámico puede aumentar el riesgo de fallas sistémicas.
- El monitoreo avanzado, la validación de modelos y el análisis dinámico son fundamentales para mejorar la resiliencia de la red y evitar fallos en cascada.
- El uso de inteligencia artificial, Machine Learning y herramientas de análisis predictivo permite optimizar la operación del sistema y mejorar la toma de decisiones en tiempo real.
- NEW INERTIA, en colaboración con RENOVA SERVICE, ofrece soluciones especializadas en estabilidad, monitoreo y control, ayudando a modernizar y fortalecer la red eléctrica en Chile y Latinoamérica.
Nota: Este artículo representa la opinión de los autores y tiene como objetivo fomentar la discusión técnica sobre la resiliencia de la red eléctrica. Las causas del apagón en Chile aún están siendo investigadas por las entidades correspondientes.
Referencias
- NERC (2021). Odessa Disturbance Report: Analysis of the 2021 Solar PV Reduction Event. North American Electric Reliability Corporation.
- AEMO (2017). Black System South Australia – Final Report. Australian Energy Market Operator.
- AEMO (2020). Renewable Integration Study: Stage 1 Report.
- ENTSO-E (2018). Pan-European System Stability Study.
