A las 3:06 de la madrugada del sábado, Concordia se quedó a oscuras. No fue un corte de barrio ni una falla puntual: las tres líneas de alta tensión de 132 kV que alimentan la estación transformadora de ENERSA salieron de servicio casi en simultáneo, y la ciudad entera pasó alrededor de 12 horas sin electricidad. Sin luz, sin agua —porque las bombas del EDOS también se detuvieron—, con comercios cerrados y servicios resentidos desde la madrugada hasta bien entrada la tarde.
La causa técnica fue la combinación de factores climáticos y una vulnerabilidad estructural que nadie corrigió. Dos de las líneas que vinculan Salto Grande con Concordia sufrieron fallas por caída de árboles sobre las instalaciones. La tercera, proveniente de San Salvador, también quedó fuera de servicio por el impacto de una rama sobre un aislador. El problema mayor fue que una de las fallas en las líneas de Salto Grande no podía localizarse desde tierra: fue personal del área Líneas de Salto Grande quien, usando un dron, detectó el punto exacto y le comunicó la ubicación a ENERSA para que pudiera actuar. Mientras esa falla estuvo activa, tampoco fue posible energizar Concordia desde San Salvador. Cerca de las 16 horas, la planta de EGGER, una de las principales industrias de la ciudad, todavía seguía sin suministro.
Lo que hace más difícil de digerir este apagón no es la tormenta ni los árboles caídos. Es lo que se sabía de antemano. Hace exactamente un año se publicó una investigación que advertía sobre una obra paralizada: la ampliación de la subestación Salto Grande, proyectada desde hace más de una década, con un costo estimado de 3,5 millones de dólares y un plazo de ejecución de aproximadamente 18 meses. El objetivo era independizar de verdad las dos líneas de 132 kV que unen Salto Grande con Concordia, que hoy comparten un mismo punto de maniobra en su origen dentro de la estación transformadora. Ese diseño crea un punto único de vulnerabilidad: ante ciertas fallas, ambas líneas pueden quedar comprometidas al mismo tiempo.
«El problema está acá: al estar unidas en su origen», resumió uno de los ingenieros consultados al señalar el esquema unifilar de la estación. Dos fuentes técnicas vinculadas al sistema eléctrico, consultadas en forma independiente tras el apagón del sábado, coincidieron en que la ejecución de esa obra habría evitado que Concordia y localidades aledañas del departamento quedaran sin suministro durante doce horas. Con las líneas operando de manera verdaderamente independiente, una falla sobre una de ellas no habría comprometido necesariamente a la otra.
El argumento histórico para no ejecutar la obra era la falta de recursos. Ese argumento se debilitó considerablemente cuando se conoció el balance de ENERSA: la empresa provincial cerró el ejercicio 2024 con un superávit superior a 42.000 millones de pesos, equivalente a cerca de 40 millones de dólares en ese momento, y abonó alrededor de 15.000 millones en concepto de Impuesto a las Ganancias. La inversión pendiente representaba menos del diez por ciento de ese superávit. La plata existía. La obra, no.
Concordia vivió este sábado el apagón más largo que buena parte de sus vecinos recuerda. Miles de usuarios afectados, industrias paradas, servicios de salud bajo presión y una ciudad entera dependiendo de un dron para encontrar una falla que el propio sistema no debería haber permitido que ocurriera de ese modo. La pregunta que queda flotando es simple y sin respuesta cómoda: cuántos apagones más hacen falta para que la obra se ejecute.
