Apagón histórico. A un año del corte masivo, podrían aplicar nuevas multas

Mañana se cumplirá un año desde que ocurrió el apagón masivo que dejó en el Día del Padre a casi todo el país y a Uruguay a oscuras. Desde entonces, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) formuló multas por $311 millones a las empresas involucradas, pero esas sanciones podrían ser revisadas por la actual gestión, tras la presentación de descargos de las empresas y de que se presente el análisis final de los hechos encargado a la Facultad de Ingeniería de la UBA.

En noviembre pasado, el ENRE, presidido en este entonces por Andrés Chambouleyron, informó multas por $205,2 millones a Transener –la empresa encargada del transporte eléctrico de alta tensión–, $105,8 millones a más de 300 agentes distribuidores y grandes usuarios –compañías que compran la electricidad en el mercado mayorista–, $500.000 al Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) y $14.600 a la transportista Transcomahue.

Las sanciones se habían establecido con base en un informe preliminar de la UBA sobre cómo sucedieron los hechos. Luego, se esperaba que las empresas presentaran los descargos para aplicar las multas. Pero el proceso se atrasó con la intervención del ente establecida por la ley de Solidaridad y por la crisis que desató la pandemia.

"El informe de la Facultad de Ingeniería permitirá al ente finalizar el análisis de los descargos realizados por los agentes involucrados en el hecho, ante la formulación de cargos y las consiguientes sanciones", dijeron en el ENRE. En el ente que preside ahora Federico Basualdo indicaron que las sanciones económicas podrían variar.

Las penalidades preliminares se establecieron en función del valor del costo de la energía no suministrada, un concepto utilizado en el sector que dice cuánto estaría dispuesto a pagar un país para tener electricidad. Este valor hoy cuesta $1500 el megavatio-hora (MWh), que es muy barato, a tal punto que a las empresas les convendría cortar la electricidad y pagar la multa, que generarla. Esto es así porque el valor se pesificó luego de la convertibilidad y desde entonces la Secretaría de Energía nunca lo actualizó.

Un actor que no fue multado y es visto por los especialistas como el principal responsable del apagón es Cammesa, la compañía con control estatal encargada del despacho de energía. La empresa utiliza un modelo matemático que toma en cuenta la demanda, el clima, la lluvia y otras variables para minimizar costos y ordenar los despachos.

En ese entones, se decidió que la mejor alternativa era aprovechar la importación de energía hidráulica de Brasil, que es más económica. Pero eso implicó que más del 50% de la oferta de energía se concentrara en el litoral norte del país. Según analistas consultados por LANACION, Cammesa tomó demasiado riesgo con esa orden.

Mario Cairella, director general de Cammesa hasta diciembre del año pasado, indicó que "Cammesa no tuvo ninguna responsabilidad". "Cammesa no tiene el poder de controlar lo que hace cada una de las empresas, hay un vacío legal ahí. Y tanto las distribuidoras, que no hicieron un alivio de carga, las generadoras, que cortaron la generación antes de tiempo, y la transportista, que tuvo dos errores técnicos, no cumplieron con las normas. Cammesa no hizo absolutamente nada mal. Era un despacho seguro, económico y similar a cualquier otro predespacho que se hizo en el pasado. Era un domingo, de poca demanda, y estábamos trayendo energía desde Brasil para cumplir con el mandato: mantener el sistema seguro, económico y equilibrado", comentó a este medio por teléfono desde el exterior, donde está radicado.

El gigantesco apagón alcanzó a casi todo el territorio nacional (con la excepción de Tierra del Fuego y Villa La Angostura) y a Uruguay. Más de 48 millones de personas (casi toda la población de ambos países) se vieron afectadas. El incidente se generó en apenas 30 segundos, y tardó 14 horas en volver a establecerse el sistema en todo el país.

Cómo ocurrieron los hechos, según el ENRE

El domingo 16 de junio de 2019, a las 7:06 hs, la demanda del sistema argentino de interconexión (SADI) era de 13.200 MW (aproximadamente 50% de la máxima registrada), pero existía un desbalance en la ubicación de la generación y la demanda: la demanda en la Ciudad y Provincia de Buenos Aires representaba al 53% de la demanda total del SADI, con un aporte cercano al 20% (2600 MW) desde el nordeste (NEA), del cual un 63% (1650 MW) se transmitía a través de las líneas de 500 kV Colonia Elía – Campana – Manuel Belgrano.

El despacho previsto por Cammesa tenía una transferencia desde el Litoral que se estima fue para aprovechar la alta hidraulicidad de Salto Grande y Yacyretá, y la "conveniencia económica" de importación desde Brasil.

Sin embargo, dicha transferencia requería de desconexión automática de generación (DAG) permanente para que el sistema permanezca estable ante una serie de eventuales fallas, conforme fueron simuladas en los escenarios considerados para calcular los límites de transferencia, para un despacho con un sistema operando en condición N-1 debido al "bypass", ya autorizado por Cammesa.

Según las imágenes satelitales del Servicio Meteorológico a las 6 de la mañana del domingo 16 de junio, había actividad de tormentas eléctricas, lo que ocasiona dos alertas meteorológicas que venían vigentes del sábado, aumentando la probabilidad de falla de la red. No obstante, el despacho no se modifica.

En cuanto a la red de transmisión, la operación tenía la particularidad de que desde el día 18 de abril, Transener llevaba a cabo una conexión provisoria en el lugar donde se cruzan las líneas Colonia Elía – Campana y Colonia Elía – Manuel Belgrano, quedando la Estación Transformadora Campana vinculada en "T" a la línea Colonia Elía - Manuel Belgrano, conformando la línea Colonia Elía – Campana / Manuel Belgrano (bypass).

La conexión provisoria, que ocasionaba la indisponibilidad de la línea de 500 kV Colonia Elía - Campana, tenía como objetivo realizar una reparación mayor que requería intervenir una de las torres cabeceras del cruce sobre el río Paraná Guazú (reemplazo de la torre N° 412, según la nomenclatura de Transener), ya que la base de la misma había sido erosionada por el caudal de ese río.

A las 7:06:22 se produce una falla en la línea Colonia Elía - Mercedes, iniciando el ciclo de recierre en dicha línea y simultáneamente en los extremos Campana y Manuel Belgrano; dado que las protecciones de la línea Campana - Manuel Belgrano - Colonia Elía tenían un esquema sobrealcance para poder proteger la T de manera completa.

A continuación, a los 900 milisegundos se produce la apertura de la línea en el extremo Campana, y el recierre exitoso en Mercedes - Colonia Elía (la línea vuelve a estar en servicio), pero luego se desencadena la apertura de los extremos Colonia Elía y Manuel Belgrano.

Inmediatamente posterior, debería haberse ejecutado la DAG para aliviar 1.200 MW de generación en Yacyretá y ser complementado con un esquema de alivio por subfrecuencia encontrando una nueva situación de equilibrio.

Como la DAG no funcionó, esto ocasionó oscilaciones de potencia provocando la apertura de las líneas Paso de la Patria – Ricón1 y Salto Grande – Gran Paraná.

En consecuencia, se generan dos islas, quedando el sistema con la generación en el NEA sin carga prácticamente, y la demanda del área metropolitana sin inyección de potencia (o generación) suficiente.

El resto del SADI pierde el aporte de alrededor de 3.200 MW, quedando en déficit respecto de los 12.800 MW de demanda.

El aporte más importante para restablecer el equilibrio se lleva a cabo por la acción de los relés de corte de carga por subfrecuencia. Su acción consiste en cortar demanda ante grandes disminuciones de frecuencia. Estos cortes son obligatorios para los agentes de sistema.

El comportamiento disímil de los agentes demandantes provocó que el corte de carga fuese insuficiente, provocando nuevas oscilaciones en el sistema.

Estas oscilaciones fueron tratadas de compensar con la generación remanente. Algunos generadores salieron de servicio antes de la consigna de desconexión del sistema, provocando nuevas islas y demora en la recuperación del equilibrio dinámico del sistema.

La pérdida de generación anticipada y la desconexión automática de demanda (DAD) insuficiente, tuvieron como consecuencia que se alcanzara el tiempo de operación de protecciones por subfrecuencia de una gran cantidad de generadores, provocando el colapso final.

Ocurrido el apagón, los distintos agentes del mercado que contaban con equipamiento preparado para el arranque en negro, recibieron instrucciones al respecto. Luego del colapso del sistema, la recomposición del mismo parte del requerimiento de arranque en negro de aquellas centrales que se encontraban identificadas, sin perjuicio de aquellas otras que se puedan convocar de acuerdo con las necesidades de las zonas.

Durante este proceso de recomposición, varias centrales tuvieron diversas dificultades para iniciar el arranque en negro. Al respecto, Cammesa informó que 12 unidades tuvieron arranque en negro fallido o demorado.

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