A días de cumplirse un año del apagón del 25F, el biministro de Economía y Energía, Álvaro García, fijó el eje de su balance en una idea concreta: “La principal lección es fortalecer la resiliencia del sistema y eso requiere de intervenciones en muchos ámbitos”. La reflexión llega con el antecedente de un evento que, según la autoridad fiscalizadora, impactó a 98,5% de la población y se extendió desde Arica hasta Los Lagos.
Qué ocurrió el 25 de febrero de 2025 y por qué sigue marcando la agenda
La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) situó el inicio del corte masivo a las 15:16 horas del 25 de febrero de 2025, con alcance nacional (Arica–Los Lagos) y afectación al 98,5% de la población, en el marco de su formulación de cargos por el mega apagón.
En la misma investigación, la SEC sostuvo que el sistema se habría operado en condiciones inseguras al mantener el corredor Nueva Maitencillo–Polpaico transmitiendo 1.800 MW, por sobre un límite de 1.600 MW definido como seguro por estudios del propio Coordinador, y también formuló cargos a Interchile —entre otros puntos— por la reactivación remota de un equipo de comunicaciones asociado a protecciones sin autorización ni conocimiento del Coordinador.
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Para contexto operativo y antecedentes del evento, queda además el recuento publicado en esta cobertura del apagón histórico y su recuperación.
Lo que dijo García: “resiliencia” como objetivo y tres frentes concretos
En una entrevista con Diario Financiero, García vinculó la resiliencia a cambios simultáneos en coordinación operativa, redes y regulación. En su respuesta, enumeró tres líneas de acción:
PMGD y visibilidad operativa: planteó “visibilizar a las PMGD por parte del Coordinador”, afirmando que existe “una enorme capacidad de generación eléctrica” que no estaría a la vista del organismo coordinador.
Distribución e inversiones fuera del ciclo tarifario: sostuvo que “hay ya un decreto que faculta la incorporación de proyectos de inversión entre períodos tarifarios” y que se debe avanzar para “facultar más a las empresas” a proponer inversiones.
Transmisión: apuntó a “fortalecer la transmisión” y citó como hito la primera piedra de Kimal–Lo Aguirre.
García también vinculó el aprendizaje del apagón con el trabajo regulatorio en curso, señalando que debía entregar en la primera semana de marzo un informe del Comité de Expertos con una reforma profunda a la regulación de distribución y abordaje de falencias expuestas por el 25F.
Investigación técnica: el informe del Coordinador, auditorías y revisiones externas
El Coordinador Eléctrico Nacional informó que el 19 de marzo de 2025 remitió a la SEC el Estudio de Análisis de Falla (EAF) del evento del 25F, indicando que se procesaron “más de mil informes” provenientes de empresas en un plazo acotado, y que el documento sería complementado con estudios y aportes externos, además de auditorías específicas. Ese hito quedó reportado en el comunicado del Coordinador sobre el envío del EAF a la SEC.
En esa misma comunicación, el Coordinador adelantó auditorías a Interchile (control y protecciones en 500 kV) y a Transelec (SCADA y telecomunicaciones). Sobre este último punto, Transelec expuso su postura frente a recomendaciones posteriores al evento en esta nota sobre su respuesta a la auditoría.
Medidas operativas post 25F: PRS, EDAC, pruebas de partida autónoma y monitoreo PMGD
En el plano operacional, el Coordinador reportó acciones para reforzar seguridad y confiabilidad tras el apagón. Un resumen de ese paquete se detalla en este reporte sobre medidas posteriores al 25F y el auge renovable, que incluye:
Corrección de parámetros técnicos en grandes centrales y PMGD.
Actualización del Plan de Recuperación del Servicio (PRS).
Pruebas anuales de partida autónoma en centrales hidráulicas (con verificación reportada del 100%).
Aumento de capacidad en esquemas de desconexión automática de carga.
Incorporación de generación renovable variable en zonas estratégicas.
Implementación de control dinámico de tensión en plantas solares y eólicas y activación de una plataforma en tiempo real para monitorear generación PMGD.
El debate sobre resiliencia, digitalización de redes y endurecimiento del estándar de respuesta también se aborda en este análisis sobre por qué la resiliencia se volvió clave en la transición energética.
