Hace una semana el Panel de Expertos, el órgano colegiado que se pronuncia sobre desacuerdos eléctricos, rechazó una discrepancia (N°30) presentada por la francesa Engie, que concitó el interés y adhesión de varias empresas eléctricas.
La empresa no estuvo de acuerdo en que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), a través del informe preliminar de servicios complementarios (SSCC) del 2027, publicado en junio, no considerara el análisis respecto de la fortaleza de la red en el norte del país, que podría haber definido la eventual necesidad de más infraestructura en el sistema.
El panel respaldó al Coordinador en esta discrepancia y zanjó que se debe esperar el estudio de robustez del organismo, el cual será publicado en febrero de 2027 y definirá los aspectos aludidos.
El Coordinador defendió que es evidente la disminución de la fortaleza en la zona norte, pero que los antecedentes con los se cuentan, estudios de los años 2022 y 2023, no son suficientes para ser aplicados en la actualidad, ya que se requieren más antecedentes técnicos para tomar definiciones.
“Los datos disponibles no permiten concluir que persista el mismo déficit de 2023 ni cuantificar automáticamente uno adicional mediante la metodología empleada en el análisis llevado a cabo en dicho año”, argumentó.
Y añadió, en respuesta a Engie, que “anticipar un proceso y corregirlo después supone que los resultados de la metodología de 2023 serán suficientemente coincidentes con los del Estudio de Robustez, requiriendo solo ajustes menores. Rechaza esa premisa, ya que estima que el nuevo estudio tiene una metodología distinta, de mayor alcance y profundidad”.
Técnicamente, explicó el organismo, es necesario establecer “la influencia de los BESS basados en IBR-GFM e IBR-GFL, tanto en carga como en descarga, el aporte efectivo de los recursos GFM y otras modificaciones relevantes, como una posible masificación de grandes cargas, entre ellas los data centers “.
“Problemas derivados de la pérdida de robustez eléctrica pueden devenir en apagones”
“El Coordinador está obligado a identificar, en cada informe anual de SSCC, los requerimientos para la operación segura del SEN, con las herramientas y metodologías que tenga disponible. No puede postergar una definición cuando lo que está en juego es la seguridad del SEN. Y aunque pudiera, no nos parece que sea buena idea hacerlo. Postergar la definición trae aparejado el riesgo de , exigió Engie en su reclamo, el que fue respaldado por Colbún, Transelec, y la Asociación de Transmisoras de Chile.
“Si se toma la definición de gatillar hoy la licitación de nueva infraestructura y, después, en febrero de 2027 se determina que ese requerimiento no existía (o que es distinto a lo que se prevé hoy), el Coordinador todavía estará a tiempo para modificar o dejar sin efecto la licitación. Es mucho más costoso para el sistema llegar tarde con infraestructura que se necesita para su operación segura y eficiente, que dejar sin efecto una licitación aun no adjudicada”.
Colbún, que adhirió a la postura de Engie, dijo que corresponde que “el CEN proceda a realizar los análisis de los requerimientos de la zona norte del CEN, definiendo los recursos técnicos para la provisión de los SSCC que son necesarios para la operación segura y eficiente del sistema, sin excusarse en la realización de otros estudios”.
Pero la advertencia del brazo eléctrico del Grupo Matte fue mayor. como lo acontecido con el apagón de España del 28 de abril de 2025, el que se originó por la caída de generación en segundos, que provocó pérdida de estabilidad que el sistema no pudo contener”.
Complementó: “las plantas basadas en inversores no aportaron adecuadamente a la estabilidad del sistema, lo que dificultó contener la falla una vez iniciada. Por otra parte, el apagón de Australia meridional de 2016, provocada por la falla de múltiples aerogeneradores, provocó la caída en la frecuencia del sistema y, con ello, un apagón de 8 horas”.
Esperar estudio de robustez
Hace años que diferentes actores, incluido el Coordinador, han advertido la pérdida de atributos técnicos en la zona norte del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), debido al reemplazo de la oferta de generación desde unidades síncronas a instalaciones basadas en inversores (IBRs), dijo Engie en su reclamo. Dos de esos atributos corresponden a la potencia de cortocircuito y la inercia.
En 2022 y 2023, el Coordinador realizó estudios para analizar la fortaleza del sistema eléctrico, allí definió instalar nuevas infraestructuras, en lo que llamó como “primera etapa”.
El proceso concluyó en la adjudicación de cinco ofertas para instalar condensadores síncronos en mayo de 2024, seleccionadas para ello las empresas Alupar, Engie y Transelec. En dicho proceso el Coordinador definió que para el 2030 era necesaria la instalación de un mínimo de 1600 MVAr.
Otro estudio, encargado por el gremio Generadoras de Chile a la consultora internacional Estudios Eléctricos, determinó que el sistema eléctrico presentaba un déficit estructural en la fortaleza de tensión.
Y que las proyecciones al 2030-2031, aún considerando la incorporación de los condensadores síncronos licitados por el Coordinador y otras infraestructuras, evidenciaban que el sistema se mantenía débil en las horas diurnas.
“Esta condición podría mitigarse mediante la incorporación de aproximadamente 2,8 GVA nominales adicionales de condensadores síncronos, más allá de los ya licitados”, planteó el informe.
Sin embargo, el Panel de Expertos definió que el informe del SSCC de 2023 tiene limitaciones metodológicas significativas porque la solución por la que se opte, debe considerar los aportes de los equipos IBR.
“Se debe tener presente que esta no resulta, sin más, adecuada para modelar el aporte de los equipos IBR. Para cumplir los fines buscados, esta debe ser actualizada o complementada de acuerdo con criterios metodológicos que plantea el Estudio de Robustez”, dice el dictamen.
Dictamen a favor de Enel
Anteriormente, en la discrepancia N°29, la italiana Enel discrepó del informe SSCC de junio, señalando que este no realizó un análisis de suficiencia del servicio complementario vigente de control de tensión en la zona norte del SEN.
Detalló la necesidad de recursos técnicos que aporten potencia de cortocircuito, soporte dinámico de tensión y otros atributos operacionales.
El dictamen resolvió a favor de Enel, instruyendo la realización de una nueva versión del informe de servicios complementarios 2027, en el cual se ordenó que Coordinador debe determinar, en línea con el control de tensión, el requerimiento cuantitativo de recursos técnicos para conservar la estabilidad de tensión del SEN en la zona norte del país.
Para lograr ello, definió identificar los recursos técnicos disponibles actuales para satisfacer los requerimientos, también los que resulten necesarios, definiendo el mecanismo para que se concrete. Para ambas discrepancias (29 y 30), el Coordinador presentó un mismo documento.
Anticipación del Coordinador
“El Coordinador viene anticipando estos desafíos desde hace varios años y ya se han adoptado decisiones concretas para fortalecer la red”, dice a Pulso el CEN, recordando la adjudicación de infraestructura mencionada, “cuya entrada en operación comenzará en los próximos meses y permitirá que el sistema tenga más recursos que aporten fortaleza que los que dispone hoy”.
El Coordinador plantea que el desafío es determinar oportunamente “qué combinación de recursos costo-eficientes será necesaria en cada etapa de esta transformación, sobre la base de estudios, simulaciones y evidencia técnica”.
Tras la decisión del Panel de Expertos en la discrepancia de Enel, el Coordinador señala que están “actualizando el informe de Servicios Complementarios, según lo definido por el Panel de Expertos eléctricos, documento que será publicado en los próximos días”.
La abogada y directora de Domo Legal, Daniela González, concluye tras los dictámenes que “la transición hacia una matriz que supone menos centrales síncronas y más instalaciones con convertidores ha cambiado totalmente la forma de funcionamiento del sistema”.
Esto, indicó, “genera la necesidad de contar con atributos que antes no se requerían porque eran parte de lo que prestaban las centrales térmicas. Hoy día está el esfuerzo de identificar claramente cuáles son esos atributos o las necesidades que tiene el sistema, y cómo eso se traduce en algún servicio complementario específico”.
Por su parte, sobre el dictamen de Engie, el académico Humberto Verdejo dijo que es razonable contar con estudios técnicos que permitan dimensionar adecuadamente las soluciones, pero que el problema que plantea Engie es real y es uno de los principales desafíos de la transición energética chilena: “estamos incorporando masivamente generación renovable y almacenamiento, al mismo tiempo que retiramos centrales convencionales que históricamente han contribuido a la estabilidad del sistema”.