Este miércoles se cumple un año desde el apagón que paralizó a Chile en 2025.
Fue a las 15.16 horas de ese martes 25 de febrero cuando el Sistema Eléctrico Nacional colapsó, dejando sin suministro a más del 98% de la población entre Arica y Los Lagos durante cerca de ocho horas, en uno de los eventos energéticos más extensos registrados en el país.
Las oficinas fueron evacuadas, el Metro dejó de funcionar, el transporte público de superficie colapsó y las calles se llenaron de peatones caminando hacia sus casas.
La señal de celular cayó y millones de familias quedaron incomunicadas. Se suspendió la tercera jornada del Festival de Viña y muchas personas no supieron lo que ocurría, incluso cuando la autoridad decretó Estado de Emergencia y toque de queda.
Hubo múltiples hipótesis, investigaciones y teorías posteriores. Sin embargo, finalmente se confirmó que el origen estuvo en una intervención técnica no autorizada realizada por la empresa de transmisión ISA Interchile en la línea Nueva Maitencillo–Nueva Pan de Azúcar. La acción provocó la desconexión simultánea de ambos circuitos, dividiendo el sistema en dos "islas" eléctricas que no lograron sostener frecuencia ni tensión.
La situación se agravó por la pérdida de visibilidad del sistema SCADA —tecnología de software—, fallas de comunicación y la salida prematura de centrales generadoras por protecciones mal parametrizadas, lo que impidió una recuperación rápida del suministro.
Sanciones
Tras casi un año de investigación, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) anunció las primeras sanciones a las empresas y autoridades del sistema.
La multa más alta recayó en ISA Interchile, firma de matriz colombiana en cuyas instalaciones se produjo el accidente que derivó en el masivo corte de luz: 180.000 UTM (unos US$14,4 millones) por intervenir instalaciones sin coordinación con el Coordinador Eléctrico Nacional.
También fue sancionada Transelec con 80.000 UTM (US$6,4 millones) por fallas en la disponibilidad de sistemas críticos de respaldo, particularmente el SCADA, cuya tardía activación dificultó la reposición del servicio. A ello se sumó Alfa Transmisora de Energía con 50.000 UTM (US$4 millones).
La SEC, además, multó individualmente a cinco consejeros del Coordinador Eléctrico Nacional con 300 UTM cada uno por incumplir su deber de vigilancia, sanción que deberá ser pagada con el patrimonio personal de cada ejecutivo.
Tras conocerse la sanción, desde el Coordinador indicaron que "el Consejo Directivo no comparte la sanción aplicada y solicitará su revisión a través de los recursos contemplados en la ley".
Ayer se sumaron sanciones para dos nuevas empresas: Engie Energía y CGE Transmisión, ambas con 60.000 UTM (US$4,8 millones) por falta de mantención de las instalaciones de respaldo del sistema SCADA.
El organismo señaló que las sanciones buscan "dar una señal clara a la industria eléctrica" para mejorar procesos y evitar nuevos apagones masivos, y precisó que la investigación aún no se ha cerrado completamente, por lo que no se descartan nuevas multas.
En total, la SEC ha aplicado cerca de $29 mil millones (US$33,4 millones), mientras otras tres empresas —AES Andes, Generadora Metropolitana y Bioenergía Forestales— continúan bajo investigación.
Avances tras el evento
Tras el blackout, el Coordinador puso en marcha durante el último año un plan con más de 20 medidas destinadas a hacer el sistema más resistente frente a fallas.
Se revisaron y ajustaron las protecciones de las centrales generadoras —grandes y pequeñas— para asegurar que reaccionen correctamente ante perturbaciones. También se mejoró el Plan de Recuperación del Servicio (PRS), incorporando nuevos escenarios de emergencia, centros de operación alternativos y rutas de reenergización más robustas para restablecer el suministro con mayor rapidez.
Además, se propusieron nuevas exigencias técnicas para las energías renovables, incluyendo estándares para inversores tipo grid-forming y herramientas para controlar la tensión y la frecuencia del sistema en tiempo real. La Comisión Nacional de Energía acogió estas propuestas, que servirán de base para actualizar la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio.
En paralelo, se realizaron auditorías a instalaciones críticas y se reforzó el monitoreo en tiempo real del sistema SCADA. También se verificó que todas las centrales hidroeléctricas puedan partir de forma autónoma y se ordenaron pruebas anuales a las unidades que cumplen ese rol clave en la recuperación del sistema.
Los estudios técnicos permitieron reconstruir la secuencia del apagón e identificar sus causas. Fueron revisados por la Universidad de Chile y por el Electric Power Research Institute (EPRI) de Estados Unidos, que coincidieron en detectar brechas técnicas y regulatorias relevantes, respaldando las mejoras impulsadas tras la falla.
"Nuestro compromiso ha sido actuar con total transparencia, rigurosidad técnica y colaboración institucional. Hemos fortalecido nuestras capacidades internas y promovido ajustes relevantes en la operación y en los estándares del sistema, con el objetivo de reducir la probabilidad y el impacto de eventos similares", sostuvo Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador.
Las lecciones
El docente investigador del Centro de Investigación de Empresa y Sociedad de la Universidad del Desarrollo, Carlos Smith, señaló que el apagón fue "un tremendo test de estrés" para la institucionalidad eléctrica y permitió detectar debilidades estructurales.
La principal lección fue que los sistemas de desconexión automática de carga eran demasiado amplios, por lo que una falla determinada terminaba afectando múltiples zonas.
"Hoy el sistema puede aislar sectores específicos y evitar que un problema en el norte afecte a Santiago o al sur", explicó, agregando que se han actualizado más de 45 proyectos críticos de transmisión.
La segunda lección corresponde a la estabilidad del sistema. El colapso se produjo por la caída instantánea de frecuencia tras la separación del sistema, lo que impulsó un fuerte aumento del almacenamiento energético.
En ese sentido, destacó que la capacidad de baterías operativas creció más de 200% en el último año, funcionando "como un airbag" frente a fallas eléctricas.
La tercera lección apunta a la fiscalización. El académico indicó que la seguridad energética pasó a entenderse como un bien público, lo que explica la aplicación de multas personales a ejecutivos y un enfoque regulatorio más preventivo.
Por su parte, el biministro de Energía y Economía, Álvaro García, afirmó que hoy "debiese ser más difícil" un apagón de la misma magnitud.
"Hemos estado trabajando en distintas medidas para mantener un sistema eléctrico más seguro. La Ley de Transición Energética nos ha permitido dotar de mayor resiliencia al sistema y, al mismo tiempo, mejorar la calidad del suministro a lo largo del país", indicó.
Además, destacó el inicio de la megaconexión Kimal-Lo Aguirre como un paso clave para modernizar la infraestructura eléctrica nacional y reducir el riesgo de fallas masivas.
Sin embargo, pese a los avances, Smith advirtió que el sistema aún requiere inversión, especialmente en transmisión eléctrica, área que considera rezagada frente al rápido crecimiento de la generación.
"Lo importante es que sirva de experiencia: sacar las cosas buenas. Todavía nos falta camino por recorrer y nos falta inversión", concluyó.
