Tras la recuperación del servicio luego del apagón del 25 de febrero de 2025, el Coordinador Eléctrico Nacional inició un proceso de análisis detallado del evento. El objetivo fue identificar las acciones necesarias para que el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) pueda responder mejor frente a situaciones similares, con la convicción de que un hecho de esta magnitud no debe repetirse.
Este trabajo permitió, tras una serie de etapas, llegar a un conjunto de medidas y recomendaciones orientadas a fortalecer el sistema. Estas son complementarias a las acciones inmediatas ya adoptadas, y a otras que puedan surgir en el ámbito de la regulación, la fiscalización y las inversiones que deban realizar los distintos actores del sector.
El plan de medidas se estructura sobre cuatro lineamientos centrales. Primero, el reconocimiento y gestión de riesgos, entendiendo que en un sistema extenso y complejo como el chileno no se pueden eliminar completamente las fallas, pero sí mitigar sus efectos y asegurar una recuperación eficiente.
En segundo lugar, se definió un plan de acción integral y priorizado que organiza las medidas en cuatro ámbitos: prevención, contención, reposición del servicio y aprendizaje continuo. A esto se suma un enfoque estratégico que prioriza las iniciativas más relevantes, considerando los horizontes de corto, mediano y largo plazo. Finalmente, se contempla una respuesta inmediata acompañada de un fortalecimiento estructural progresivo.
El plan sigue una secuencia cronológica que aborda cada etapa de un evento de alto riesgo: prevenir su ocurrencia, contener su propagación, recuperar el servicio con rapidez y extraer aprendizajes.
Para su correcta implementación se requiere el compromiso activo de todos los actores del sector eléctrico, de modo de avanzar hacia un sistema más seguro y resiliente.
Respecto del trabajo del Coordinador, hemos actuado con independencia, seriedad y rigor técnico para llegar a medidas de implementación inmediata y acciones que robustecen, a mediano y largo plazo, la capacidad de recuperación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Prevención y mitigación ex-ante
- Implementar nuevas herramientas tecnológicas que detecten de forma automática situaciones de riesgo y confiabilidad de la prestación de Servicios Complementarios, para apoyar la toma de decisiones en la Operación en Tiempo Real.
- Proponer nuevos requerimientos para la prestación de Servicios Complementarios de control dinámico de tensión y frecuencia por parte de las centrales solares y eólicas, así como sistemas de almacenamiento.
- Además de la verificación que se realiza del parque generador para prestar Servicios Complementarios, incorporar un plan enfocado en aquellas unidades que tienen desempeño insuficiente, revisando sus modelos, estándares, y comportamiento dinámico.
- Elaborar un programa de difusión y capacitación para empresas coordinadas respecto de la obligación del uso del sistema de permisos de trabajo y evaluación de riesgos operacionales y procedimientos críticos.
- Implementar plan de auditorías técnicas preventivas de los sistemas de protección de activos críticos de transmisión.
- Aumentar el alcance y frecuencia del Estudio de Verificación y Coordinación de Protecciones para incorporar el efecto de las nuevas instalaciones que se integran al sistema.
- Acelerar la implementación de simulaciones avanzadas de transitorios electromagnéticos (EMT) del sistema eléctrico, para modelar, analizar y anticipar situaciones de riesgo que podrían presentarse en la operación ante escenarios de baja fortaleza y alta inserción de recursos en base a inversores (IBR).
- Ampliar la exigencia de implementación del sistema de medición de variables fasoriales en tiempo real (PMU) a todas las centrales que se conectan al sistema de transmisión, para poder aumentar la capacidad de monitoreo y registro de fallas de la red.
Contener la propagación de fallas
- Mejorar el control de tensión dinámico del sistema, especialmente en zonas de baja fortaleza y robustez, a través del aporte de centrales renovables variables y sistemas de almacenamiento, para lo cual se actualizará el Estudio de Control de Tensión y requerimientos de Potencia Reactiva que se realiza todos los años.
- Garantizar la eficiencia en la asignación de recursos para la prestación de Control Primario de Frecuencia, considerando criterios de distribución geográfica y desempeño.
- Aplicar un nuevo enfoque para desarrollar el Plan de Defensa ante Contingencias Extremas (PDCE), y los recursos necesarios para contener fallas (EDAC y EDAG), con foco en definir escenarios más exigentes y con alta participación de generación renovable variable, sistemas de almacenamiento y generación de PMGD.
- Implementación de una plataforma de visualización en tiempo real de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que permita su supervisión y apoye el análisis y toma de medidas de seguridad.
- Implementación de las modificaciones actualmente en consulta pública a la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS) en temas relacionados a los Recursos Basados en Inversores (IBR): Grid Forming y Grid Following.
Recuperación expedita del servicio
- Introducir nuevos escenarios y exigencias en el Plan de Recuperación de Servicio (PRS) 2026, el que a julio de 2025 se encuentra en etapa de recibir observaciones de la industria.
- Revisar, y de ser necesario actualizar o rediseñar el modelo de interacción funcional entre el Centro de Despacho y Control (CDC), los Centros de Operación para la Recuperación del Servicio (COR, que actualmente asumen empresas relevantes del sistema) y los Centro de Control (CC) de empresas coordinadas.
- Diseñar e implementar un Programa Integral de Capacitación, Perfiles, Entrenamiento y Certificación para Operadores de las salas de control del Sistema Eléctrico Nacional, integrando las mejores prácticas internacionales en la materia.
- En modificaciones futuras del PRS se instruirá contar con operadores a distancias cercanas a las instalaciones críticas de generación (centrales con partida autónoma) e instalaciones de transmisión con roles críticos (COR).
- Fortalecimiento integral de requisitos, verificaciones y auditorías técnicas preventivas a los modelos dinámicos y sistemas de control y protección de las plantas renovables y sistemas de almacenamiento, así como a los sistemas de monitoreo y telemando (SCADA) de las empresas coordinadas.
Aprendizajes y mejora continua
- Realizar un Procedimiento Interno para estandarizar y automatizar la recepción masiva de información técnica asociada a la elaboración de los informes de análisis de fallas (EAF), para hacer más eficiente el proceso y permitir el análisis detallado de los eventos.
- Implementación de una plataforma de gestión y control de cumplimientos normativos por parte de empresas coordinadas.