El apagón de 2025, SSCC y la tecnología Grid Forming.

El ingreso y la importancia de la tecnología Grid Forming

Antes de entender cómo funciona la tecnología Grid Forming, debemos entender el contexto nacional y global de este requerimiento, desde este año “exigencia” en Chile. La tecnología GFM toma mucho peso desde hace un par de años, o desde la fuerte entrada de las ERNC a nivel mundial, sobre todo la energía solar.

Existen varias razones, las cuales detallaremos en otro documento, pero hoy analizaremos una de las principales causas que desde el 2025, le mostró al mundo entero la importancia de que esta tecnología esté presente en las ERNC.

El Gran Apagón

El apagón masivo del 25 de febrero de 2025 en Chile ocurrió debido a una falla en los sistemas de protección y comunicación de una línea de transmisión de alta tensión (500 kV Nueva Maitencillo – Nueva Pan de Azúcar) operada por la empresa ISA Interchile, lo que provocó una desconexión imprevista y en cadena del sistema eléctrico.

Luego de las investigaciones realizadas por ordenanza del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) se determinó lo siguiente:

Origen de la Falla Técnica

• Problema de comunicación: Una falla en los equipos de comunicación y red (como multiplexores) entre las subestaciones Maitencillo y Pan de Azúcar.
• Activación errónea: Los sistemas de protección se activaron sin que existiera un cortocircuito real o daño físico en las torres, ordenando la apertura y desconexión de los circuitos de la línea.
• Efecto dominó: Esta desconexión no intempestiva alteró el balance de tensión y frecuencia del Sistema Eléctrico Nacional, generando un desajuste que derivó en el corte masivo de suministro en gran parte del país.

Reconexión del sistema

La reconexión del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) tras el apagón del 25 de febrero de 2025 fue lenta y compleja debido a una pérdida crítica de visibilidad y control digital en las instalaciones de transmisión, sumada a la dificultad técnica de estabilizar una red fragmentada.

Los informes oficiales del Coordinador Eléctrico Nacional detallaron las siguientes causas principales del retraso a la reconexión:

1. Falla total de los sistemas de control remoto (SCADA)

• Pérdida de visibilidad: Diversas empresas de transmisión —principalmente Transelec, que actúa como Centro de Operación para la Recuperación (COR) en varias zonas— sufrieron la indisponibilidad de sus sistemas SCADA y de sus vías de comunicación punto a punto.
• Operación manual en terreno: Al no funcionar el telecontrol a distancia, los operadores no podían ver en tiempo real el estado de las instalaciones. Esto obligó a enviar personal físico a las subestaciones y centrales a lo largo de Chile para revisar los equipos y accionar los interruptores de forma manual, lo cual por obvias razones, es un proceso lento al tener que activar recursos, personal, herramientas y protocolos de seguridad para la maniobra Todo esto a ciegas, ya que nadie entendía realmente el origen del problema.

2. Fragmentación extrema del sistema ("Islas Eléctricas")

• Desbalance geográfico: La falla original dividió repentinamente el largo y angosto sistema chileno en dos partes: una mitad quedó con un enorme excedente de energía y la otra con un déficit crítico. Ambas colapsaron en segundos.
• Reconexión secuencial: Para levantar un sistema en apagón total (un proceso llamado Black Start o partida negra), el protocolo exige crear pequeñas "islas eléctricas" estables utilizando centrales hidráulicas locales. Una vez estabilizada la frecuencia y la tensión en cada isla, el Coordinador debe sincronizarlas e interconectarlas una por una.

3. Problemas en las centrales de generación

• Dificultad de acoplamiento: Muchas centrales generadoras coordinadas enfrentaron fallas técnicas propias al intentar encenderse desde cero y conectarse a una red que aún estaba inestable, lo que retrasó aún más las instrucciones de carga del Coordinador.

Similitudes con el apagón de la Península Ibérica.

El apagón masivo del 25 de febrero de 2025 en Chile y el gran apagón de la Península Ibérica (España, Portugal y parte de Francia) del 28 de abril de 2025 fueron los dos incidentes eléctricos más graves de dicho año. Aunque ocurrieron en continentes distintos, compartieron dinámicas tecnológicas complejas y mostraron también diferencias profundas en su escala y geografía.

Similitudes Principales

• Falta de soporte de las Energías Renovables (Efecto anti-isla): Ambos apagones ocurrieron por la tarde (horas de alta radiación solar). En ambos países, la masiva inyección de energía fotovoltaica y eólica carecía de suficiente tecnología de soporte rápido (Grid-Forming). Al haber variaciones bruscas en la red, los inversores automáticos de las plantas renovables se desconectaron en cadena para protegerse y proteger a la Red (protección anti-isla), agravando el colapso.
• Origen en Líneas de Alta Tensión: Ambos eventos se gatillaron por anomalías súbitas en infraestructura estratégica de transmisión (líneas de 500 kV en Chile operadas por ISA Interchile y líneas de 400 kV en la Península Ibérica) las cuales significaban un soporte vital para el funcionamiento dinámico y la mantención de la inercia del sistema.
• Caos digital e incomunicación: Tanto en Chile como en Europa, los cortes no solo afectaron la iluminación residencial, sino que tumbaron las redes de telefonía móvil, internet y terminales bancarias, complicando severamente la respuesta de los operadores. Por esto se mencionaba que el personal fue activado para levantar plantas generadoras y subestaciones sin entender realmente lo que pasaba.
• Descarte de Ciberataques: Pese a las teorías iniciales que apuntaban a hackeos de infraestructura crítica en ambos casos, las auditorías técnicas confirmaron que fueron fallas netamente operacionales y sistémicas que dejaron en evidencia en ambos casos las falencias que hasta ese momento no se habían notado o no se les había puesto suficiente atención.

Diferencias Fundamentales

Comportamiento de la energía solar en ambos casos.

El comportamiento de las plantas fotovoltaicas en ambos incidentes evidenció un desafío tecnológico idéntico: la vulnerabilidad de los inversores ante oscilaciones de red y la falta de "inercia" en sistemas con alta penetración renovable.

Aunque inicialmente los mitos urbanos culparon a la energía solar por "provocar" los cortes, las auditorías técnicas demostraron que las plantas funcionaron exactamente como estaban programadas, lo que paradójicamente agravó el colapso.

En ambos casos, se había analizado la forma de evitar islas eléctricas en caso de fallos en las redes eléctricas. Para evitar precisamente que se inyectara a la Red energía en caso de que dichos “cortes” fuesen voluntarios o ante fallos o daños reales en las redes de distribución o transmisión. Estas inyecciones de energía ante estas situaciones podrían agravar las situaciones o generar problemas peores así que solo nos preocupamos de evitar que esa energía autogenerada llegara a la Red. Pero, no se pensó en que pasaba si necesitaba que esa energía pudiese ser inyectada para generar una referencia de Red.

Caso Chile (25 de febrero de 2025)

Al momento del fallo (15:15 horas), el norte de Chile inyectaba cerca de 1.800 MW de energía principalmente solar y eólica hacia la zona centro-sur a través de la línea de 500 kV (Nueva Maitensillo – Nueva Pan de Azucar).

• El desborde y la desconexión protectora: Cuando la línea clave se abrió por error, el flujo masivo proveniente de los parques solares del norte se quedó sin camino físico para avanzar hacia el centro de consumo. Esto provocó una subida de frecuencia violenta e instantánea en el norte. Para evitar daños físicos en sus propios equipos, los inversores fotovoltaicos activaron sus protecciones automáticas de sobre-frecuencia y se apagaron en masa.

• El colapso por "Inercia Cero": Al desconectarse de golpe miles de megavatios solares en el norte y cortarse el suministro al sur, el país quedó partido en dos islas. La zona centro-sur experimentó entonces un déficit gigante de energía. A diferencia de las pesadas turbinas de las centrales térmicas o hidráulicas (que tienen "inercia mecánica" y siguen girando por segundos amortiguando las caídas), las plantas solares operaban bajo la tecnología clásica Grid-Following (seguidoras de red). Al no haber inercia, la frecuencia del país se desplomó a una velocidad que los sistemas automáticos de defensa no alcanzaron a frenar, arrastrando al apagón total.

Caso Península Ibérica (28 de abril de 2025)

El apagón ocurrió a las 12:33 del mediodía, un momento de máxima radiación solar y baja demanda en el mercado eléctrico europeo.

• Fenómeno de sobretensión y falta de control dinámico: El informe final de la Entso-E (Red Europea de Gestores de Redes) determinó que la masiva entrada de energía solar redujo drásticamente la presencia de generación convencional (gas, carbón, nuclear) en la red. El problema técnico radicó en que las plantas fotovoltaicas españolas carecían de habilitación de control dinámico de tensión al momento del evento (a diferencia de Portugal, donde las plantas sí ayudaron a mitigar el impacto local).
• Efecto dominó por oscilaciones forzadas: Al generarse una oscilación anómala de tensión en las líneas interconectadas de 400 kV, los inversores solares españoles no pudieron "sujetar" ni estabilizar el voltaje. La inestabilidad provocó fluctuaciones tan bruscas que los inversores de cientos de plantas fotovoltaicas del país interpretaron la anomalía como un cortocircuito externo y se desconectaron en cadena de forma preventiva, dejando a la red peninsular sin inercia suficiente para sostenerse.

• El problema de la "Fotovoltaica Oculta": Un gran dolor de cabeza para los operadores europeos fue el comportamiento del autoconsumo residencial e industrial (paneles en techos de hogares). Al no ser visibles ni gestionables en tiempo real por el operador (no observables), millones de pequeños inversores domésticos se apagaron de golpe de manera descontrolada ante la fluctuación de la red, acelerando el apagón masivo.

La gran lección técnica para la industria solar

Ambos mega apagones de 2025 marcaron un antes y un después en la regulación internacional de energías renovables. Demostraron que ya no basta con que los paneles inyecten energía barata y limpia; ahora la industria les exige de forma obligatoria transicionar hacia tecnologías avanzadas de almacenamiento (baterías BESS) e inversores inteligentes con funciones de formación de red (Grid-Forming), los cuales son capaces de simular la inercia de una central convencional y sostener el voltaje y la frecuencia cuando el sistema tambalea.

Medidas a nivel nacional.

Para evitar la repetición de un colapso masivo en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) implementaron una hoja de ruta con 20 medidas correctivas urgentes estructuradas en cuatro ejes fundamentales:

1. Auditorías Técnicas y Fiscalización Rigurosa

• Auditorías profundas a tramos críticos: El CEN aceleró auditorías técnicas no programadas a instalaciones troncales clave, enfocándose severamente en líneas de alta tensión estratégicas como la línea Cardones–Polpaico de ISA Interchile.
• Multas históricas desincentivas: La SEC aplicó multas que superan los $35.000 millones de pesos a empresas como Interchile, Transelec, Alfa Transmisora, Engie y Generadora Metropolitana. Estas sanciones se emitieron con el fin de sentar un precedente regulatorio estricto sobre el mantenimiento de la infraestructura de transmisión y los respaldos.

2. Actualización de Sistemas Tecnológicos y Monitoreo en Tiempo Real

• Monitoreo de alta precisión (PMU): Se amplió el uso de Unidades de Medición Fasorial (PMU). Estos dispositivos analizan el estado de la red eléctrica en tiempo real para detectar anomalías de tensión o frecuencia antes de que generen un corte en cadena.
• Auditoría obligatoria a los sistemas SCADA: Las empresas transmisoras fueron forzadas a revisar y robustecer la redundancia de sus sistemas SCADA y de sus redes de telecomunicaciones asociadas (redes punto a punto y multiplexores), impidiendo que el centro de control pierda la visibilidad de la red si ocurre una falla.

3. Reformas al Plan de Recuperación del Servicio (PRS)

• Rediseño del protocolo "Black Start": Se modificó el Plan de Recuperación del Servicio para optimizar la creación de "islas eléctricas" seguras tras un apagón, acortando los tiempos de sincronización física e interconexión gradual de la red.
• Corrección de parámetros en generadoras: El CEN obligó a las centrales de generación (incluyendo plantas solares, eólicas y sistemas de almacenamiento) a corregir y ajustar los parámetros técnicos de sus inversores y protecciones automáticas. Esto asegura que las plantas no se desconecten abruptamente ante variaciones menores de frecuencia, sino que ayuden a soportar el sistema.

4. Simulación Avanzada y Modelamiento de Redes

• Red de laboratorios internacionales: Se establecieron alianzas y conexiones de simulación digital avanzada con centros tecnológicos extranjeros (como en Inglaterra y el EPRI de EE. UU.) para modelar fenómenos complejos de la red chilena y anticipar riesgos operacionales vinculados a la transición energética.

Servicios complementarios (SSCC) y el apagón de 2025.

Los Servicios Complementarios (SSCC) no nacieron a raíz del apagón; ya formaban parte de la planificación anual obligatoria del Coordinador Eléctrico Nacional mucho antes de febrero de 2025.

Sin embargo, el apagón sí tuvo una relación directa en cómo se modificaron, exigieron y remuneraron estos servicios de manera urgente para corregir las fallas detectadas durante la emergencia.

La interacción entre la planificación previa y los cambios posteriores al apagón se estructura bajo los siguientes puntos:

1. Lo que ya estaba planificado (Antes del evento)

La ley eléctrica chilena obliga al Coordinador a emitir cada año el Informe de Servicios Complementarios (ISSCC). Herramientas clave ya existían sobre el papel:

• Control de Frecuencia y Tensión: Reservas obligatorias que las centrales deben mantener para estabilizar la red.
• Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC): Defensas automatizadas para "botar" consumo residencial e industrial si la frecuencia cae peligrosamente.
• Planes de Recuperación del Servicio (PRS): El protocolo anual de "partida negra" (Black Start) para levantar el país por zonas usando centrales hidráulicas.

2. El impacto directo del apagón (Modificaciones de emergencia)

El apagón expuso que, aunque los servicios complementarios estaban planificados, muchos fallaron en su ejecución real o resultaron insuficientes ante la velocidad del colapso. Esto obligó a tomar medidas correctivas inmediatas:

• Endurecimiento de los EDAC: Las auditorías posteriores revelaron que el cumplimiento de los sistemas automáticos de desconexión por parte de las empresas había caído drásticamente en 2025. El Coordinador intensificó las exigencias y órdenes técnicas directas para obligar a las distribuidoras a tener sus plataformas EDAC 100% operativas.
• Exigencias técnicas Grid-Forming a Renovables: Se aceleraron las guías técnicas y obligaciones para que las plantas solares, eólicas y sistemas de baterías (BESS) presten obligatoriamente servicios de control rápido de frecuencia y soporte de tensión activa (Grid-Forming), evitando que se desconecten en masa ante fallas del sistema.

• Rediseño del Plan de Recuperación: El PRS (que se actualiza anualmente) debió ser modificado de urgencia debido a que varias centrales de generación coordinadas sufrieron fallas técnicas graves y no pudieron acoplarse a tiempo durante la reactivación real del sistema en febrero.
• Cambio en el modelo de pagos (2026): Para incentivar que las empresas de almacenamiento y generación inviertan en dar servicios complementarios de mejor calidad y confiabilidad, el Coordinador propuso transicionar el esquema de pagos desde un modelo "Pay as Bid" (pago según oferta) hacia uno "Pay as Clear" (precio marginal de equilibrio), buscando mayor eficiencia económica del sistema.

Los Servicios Complementarios son la base estructural permanente del sistema, pero el apagón de febrero de 2025 funcionó como una cruda auditoría en vivo que forzó la reconfiguración y fiscalización estricta de estos servicios para el periodo actual.

Conclusión.

Como pudimos entender, la tecnología GFM forma parte fundamental para el cambio de la matriz energética, y para dar soporte a la Red eléctrica nacional (o global) la cual cuenta cada vez más con este tipo de energía generada con base engeneración fotovoltaica.

Las características específicas y el funcionamiento de la tecnología Grid Forming será analizado en otro articulo. 

FIN.