Los desafíos que plantea el Informe de Cumplimiento 2025 del Coordinador Eléctrico Nacional

Al cierre de 2025, el Sistema Eléctrico Nacional de Chile se extiende por más de 3.100 km desde Arica hasta la Isla de Chiloé,  integra un parque generador de 39.199 MW de potencia instalada y una red de transmisión de más de 40.412 km. Para garantizar la estabilidad del suministro, sin embargo, esta infraestructura material depende del flujo de datos.

Al comienzo de abril 2026, El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) publicó su Informe Anual del Grado de Cumplimiento de Coordinados 2025, correspondiente al Artículo 1-14 de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS). El documento, auditoría técnica que podemos considerar también como una hoja de ruta, revela las vulnerabilidades críticas que aún enfrenta la industria a la hora de operar en tiempo real.

Disponibilidad de SITR

El diagnóstico central del informe indica un nivel de incumplimiento importante para las exigencias de una operación segura y económicamente eficiente. Una de las métricas más críticas es la Disponibilidad del Sistema de Información en Tiempo Real (SITR).

Cumplimiento de disponibilidad del SITR en los últimos 5 años (Fuente: Informe de Cumplimiento de Coordinados del CEN, "Figura 2", página 11).

El SITR es el enlace que permite al Coordinador recibir variables análogas, estados y alarmas de cada planta. Aunque se registró una mejora del 19,6% respecto a 2024, sólo el 32,3% de los Coordinados evaluados cumple con la exigencia normativa.

Datos desfasados

Además de ser precisos y veraces, los datos deben ser oportunos. La NTSyCS exige que los tiempos de actualización del SITR sean menores a 5 segundos. El informe señala que el 42,5% de los Coordinados incumple este estándar y un 8,7% adicional no cuenta con información trazable.

Cumplimiento de Tiempos de Actualización de SITR año 2025 (Fuente: Informe de Cumplimiento de Coordinados del CEN, "Figura 3", página 12).

Operar con tiempos de actualización deficientes equivale a dirigir el Sistema Eléctrico Nacional usando una imagen obsoleta. Ante contingencias rápidas o fluctuaciones severas en la generación renovable, segundos de atraso pueden degradar la calidad de la respuesta, inducir maniobras ineficientes o agravar perturbaciones sistémicas.

Infraestructura de comunicaciones y resiliencia

Los canales de voz operativos, que son la vía oficial de comunicación entre los centros de control y el Centro de Despacho y Control (CDC), también presentaron insuficiencias, el 40,3% cumple satisfactoriamente. Una fracción relevante de los canales principales y de respaldo registra disponibilidades inferiores al 80%, interrumpiendo potencialmente la cadena de mando.

Por otro lado, la capacidad de resiliencia del sistema ante un apagón, evaluada a través de los Planes de Recuperación de Servicio (PRS), también mostró señales de alerta. El cumplimiento descendió del 100% en 2024 al 80% en 2025, debido principalmente a pruebas de partida autónoma no exitosas en ciertas unidades generadoras.

Cumplimiento de Tiempo de Actualización del SITR en los últimos 5 años (Fuente: Informe de Cumplimiento de Coordinados del CEN, "Figura 4", página 13).

El reto de integrar los PMGD

Un punto de inflexión en el informe es el desempeño de los Esquemas de Desconexión Automática de Carga (EDAC). El nivel de cumplimiento disminuyó respecto al año anterior, situándose en un 63,2%. Esta baja se explica por el proceso de adecuación instruido por el Coordinador, que busca evitar la inclusión de alimentadores que contengan Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en los esquemas de desconexión por baja frecuencia.

Se trata de una transición técnica que será fundamental para el futuro de la red. 125 Coordinados están ejecutando planes de mejora, lo que evidencia la complejidad de adaptar la infraestructura antigua a la realidad actual.

El camino para 2026

Estos desafíos de visibilidad y cumplimiento normativo tienen un impacto directo en la rentabilidad y seguridad de las plantas generadoras. El informe del CEN resalta que el riesgo operacional y el cumplimiento normativo están relacionados.

Ante la falta de visibilidad del SITR o los retrasos en la actualización de datos, la capacidad predictiva, la eficiencia y fidelidad del reporte se vuelven activos estratégicos. Contar con pronósticos meteorológicos y de generación de alta precisión permite a los operadores anticipar restricciones, optimizar el mantenimiento y reducir multas o sanciones.