A media tarde del martes 25 de febrero de 2025 Chile se sumió en la oscuridad. Un blackout de más de 14 horas paralizó prácticamente la totalidad de sus regiones, en una estridente alarma que sacudió la frágil seguridad energética del país. Las líneas de transmisión Nueva Maitencillo-Nueva Pan de Azúcar y Cardones-Polpaico, ambas bajo la tutela de ISA InterChile, colapsaron en una falla que apagó el 80% del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Ello sumió a 6,5 millones de hogares, el 99% de la totalidad de hogares del país, en una penumbra que se hizo interminable y terminó exponiendo una matriz eléctrica que, pese a sus avances renovables, se tambalea sin una visión estratégica que la sostenga.
Las autoridades sectoriales y el gobierno raudamente anunciaron investigaciones exhaustivas y auditorias estrictas (¿hay algunas que no debieran serlo?) para determinar origen, yerro y responsabilidad en los hechos. Sin desmerecer esa voluntad, las auditorías sirven para rastrear culpas y sancionar, pero no alumbran ningún camino si no hay perspectiva estratégica de lo que se quiere.
Por lo tanto, la pregunta de corto plazo es cómo, dónde y cuándo pasó o se inició el blackout. Pero la estratégica y de largo alcance es ¿Quién enfrenta el vacío de plazos y metas frente a riesgos provenientes de fragilidades largamente diagnosticadas? ¿Quién desata la permisología administrativa que asfixia burocráticamente el desarrollo cuando existen suficientes herramientas técnicas y de control para viabilizar inversiones sustentables y equilibradas? Porque este incidente puso en evidencia la obsolescencia de la infraestructura energética en operaciones y la calamidad de los retrasos en proyectos clave como Kimal-Lo Aguirre y Lo Aguirre-Entre Ríos. Particularmente en un momento de transición energética y aumento de la demanda.
Sin chivos expiatorios ni cortinas de humo, este apagón nos muestra un sistema en el borde externo de la eficiencia que, sin cambios urgentes, nos llevará inevitablemente a un colapso.
Según el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el apagón inició por una falla en la línea de 500 kV Cardones-Polpaico, en el Norte Chico, impactando al 80% de los clientes del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), equivalente a 6,5 millones de hogares, según datos de la SEC).
Entre los proyectos entrampados está Kimal-Lo Aguirre, aprobado el 2018 por el Ministerio de Energía y adjudicado a Transelec en julio de 2022, consistente en una línea de transmisión de corriente continua (HVDC) de 1.342 km entre la subestación Kimal, en Antofagasta y Lo Aguirre, en Pudahuel, Región Metropolitana. Con un costo de USD 1.500 millones y una capacidad de 3.000 MW —el 25% de la demanda diaria del SEN, que alcanzó 12.000 MW en 2024 según el CEN—, está diseñada para trasladar la generación de energías limpias renovables del norte al centro del país. Para ello se debe ampliar la subestación Lo Aguirre ubicada en terrenos de Sociedad Minera Pudahuel, actual Nueva Pudahuel S.A, cuya obra se encuentra dentro de los plazos estimados. Su entrada en operación, prevista para julio de 2029, está obstaculizada por más de 5.000 actos administrativos, servidumbres y permisos sectoriales en la línea de transmisión, frenando un avance esencial para la matriz energética que acaba de experimentar blackout.
Conectado con el anterior hay otro proyecto vital: Lo Aguirre – Entre Ríos. Integrado al Plan de Expansión de Transmisión 2024 del Ministerio de Energía y aprobado por la CNE en diciembre de 2024 (Resolución Exenta 686/2024), y que se encuentra en fase preliminar, con una operación estimada para 2034. Esta línea HVDC de ±600 kV y 440 km conectará la subestación Lo Aguirre, en Pudahuel, con Entre Ríos, en Ñuble, aportando una capacidad de 3.000 MW (2.000 MW por polo). Diseñada para aliviar la saturación en la zona centro-sur, donde la demanda impulsada por la electrificación industrial y residencial aumentó un 3,5% anual entre 2020 y 2024 -según el CEN-, integrará al anterior proyecto la energía eólica del sur. Ello reforzará el rol de Lo Aguirre como un nodo clave. Su ubicación, periferia de Santiago y anclada en Pudahuel con acceso a infraestructura esencial, potencia el valor de sus alrededores para desarrollos complementarios como data centers y sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), esenciales estos últimos para estabilizar la red y posicionar la zona como un enclave energético y tecnológico de enormes dimensiones.
Todo esto tiene avances y limitaciones claramente observables en la matriz. El sistema eléctrico chileno soporta notables costos económicos y sociales. Anualmente, se pierden USD 500 millones por vertimientos y sobrecostos, según EcoJournal (2024), y las tarifas eléctricas subieron considerablemente en 2024, a pesar de la Ley PEC 3. El apagón del 25 de febrero afectó gravemente a la minería, que demanda 3.600 MW (30% del consumo total), y comprometió el funcionamiento de hospitales y una red amplia de servicios públicos.
Por otro lado, en 2025, la matriz energética chilena presenta una capacidad instalada de 32.000 MW, con un 42% proveniente de fuentes renovables no convencionales: solar (8.500 MW), eólica (4.000 MW) y mini hidro (1.000 MW), según el CEN. Las termoeléctricas a carbón, reducidas en 1.600 MW hasta 2024 y 1.000 MW adicionales en 2025, aportan aún 4.800 MW (15%) pero van a desuso. La red de transmisión, con 8.000 km de líneas de 500 kV, pierde 4.200 GWh anuales, un 5% de la energía generada, según el Ministerio de Energía. Al revés, la producción varía por estaciones: en verano, la solar genera 2.500 MW (20% de los 12.500 MW demandados); en invierno la hidroelectricidad aporta 4.000 MW (35%) y la eólica 1.200 MW nocturnos. El consumo registra picos de 11.000 MW diurnos en verano (240 GWh diarios) y 13.000 MW nocturnos en invierno. La distribución tiene una cobertura de casi 99%, liderada por dos empresas Enel (33%) y CGE (43%). Sin embargo, todo el sistema fue lento en responder: a las 22:00 p.m. del 25 de febrero, solo el 50% de los hogares tenía suministro restablecido.
Es en este escenario que Lo Aguirre se posiciona como un nodo estratégico, pero que está restringido por regulaciones desactualizadas. Una de ellas es el Centro Nuclear Lo Aguirre, localizado en el kilómetro 20 de la Ruta 68 y gestionado por la CCHEN, que impone una zona de exclusión de varios kilómetros desde el año 1977, pese a que su reactor un obsoleto RECH-2 está inactivo desde 2010, tras el traslado de su combustible a Estados Unidos. El impacto negativo que ello tiene para el aprovechamiento de terrenos colindantes para proyectos como sistemas de almacenamiento en baterías (BESS), data centers, desarrollos industriales o inmobiliarios, es un límite ideológico a las externalidades positivas que la zona podría aportar a la matriz energética nacional.
