La causa raíz de eventos catastróficos como el apagón del 25F radica en la operación del sistema con márgenes de estabilidad transitoria insuficientes. La optimización económica del despacho, orientada a minimizar los costos de transmisión (peajes), puede conducir a una topología o a flujos de potencia que acercan al sistema a sus límites de estabilidad angular. Cuando el margen de estabilidad se reduce al mínimo por criterios económicos, cualquier contingencia, por local que sea, puede desencadenar una pérdida de sincronismo y una separación de islas, evidenciando que la seguridad del sistema fue subordinada a la eficiencia de corto plazo.
Focalizar el análisis predominantemente en las acciones posteriores de las empresas de transmisión (como Transelec o Interchile) o en la coordinación de sus protecciones corre el riesgo de tratar los síntomas y no la causa estructural. Si la condición de pre-falla ya era intrínsecamente vulnerable debido a decisiones de despacho o a una topología de red frágil, analizar únicamente la respuesta post-falla de los asociados termina validando indirectamente un estado de operación que no debió permitirse en primera instancia.
La "frecuencia" del sistema es un concepto macroscópico definido rigurosamente solo en régimen estacionario o cuasi-estacionario. Durante un transitorio severo, especialmente en los primeros cientos de milisegundos tras una contingencia, el sistema pierde la coherencia de fase y no existe una única "frecuencia" medible que represente al sistema o incluso a una zona del mismo. Lo que existe son trayectorias de ángulo de rotor divergentes y RoCoF locales extremos.
Pretender aplicar lógicas de control basadas en la medición de frecuencia RMS durante este periodo constituye un error conceptual. Para las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) y los recursos basados en inversores (IBR), que responden en escalas de tiempo de milisegundos, esta aproximación es particularmente grave. La transición hacia sistemas de respuesta rápida requiere abandonar la dependencia de la medición de frecuencia RMS tradicional y migrar hacia estrategias de control grid-forming (formación de red), basadas en el control directo del ángulo de fase instantáneo y la inercia sintética, sin depender de la detección de un centro de frecuencia que, en el transitorio, no está definido.
Reorientar el análisis del 25F hacia estas premisas es fundamental para actualizar la normativa (como la NTSyCS) y los criterios de operación del Coordinador Eléctrico Nacional. Validar paradigmas de control obsoletos basados en frecuencia RMS durante transitorios rápidos podría sentar un precedente peligroso, comprometiendo la resiliencia del Sistema Eléctrico Nacional a medida que avanza la descarbonización y aumenta la penetración de recursos electrónicos de potencia. Se requiere evolucionar desde un enfoque de cumplimiento normativo estático hacia uno de estabilidad dinámica garantizada.
📄 Consultar Informe CEN_FINAL.pdf (Fuente de Referencia)