El estudio preliminar del Coordinador Eléctrico Nacional concluye que el sistema mantiene márgenes de seguridad, aunque exige más recursos para sostener el control de tensión en zonas críticas.
El Coordinador Eléctrico Nacional descartó escenarios de colapso de tensión en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), según los resultados preliminares de su Estudio de Control de Tensión y Requerimientos de Potencia Reactiva 2026. El diagnóstico, sin embargo, no es menor: la red enfrenta requerimientos elevados de potencia reactiva para mantener niveles adecuados de estabilidad operacional.
El punto central del informe es que el SEN cuenta con márgenes suficientes frente a los casos analizados, pero debe gestionar con mayor precisión los recursos disponibles para controlar la tensión, especialmente en escenarios de baja demanda, bajas transferencias por corredores relevantes y líneas con baja cargabilidad.
Qué detectó el Coordinador
El análisis identifica dificultades de control de tensión en las áreas Norte Grande, Norte Chico y Sur. En esos sectores, el sistema puede requerir maniobras operacionales como apertura de líneas, gestión de reactores o bypass de compensación serie para mantener los rangos exigidos por la normativa.
La señal técnica más relevante está en los montos de potencia reactiva requeridos. En uno de los escenarios evaluados, el estudio estima necesidades cercanas a 1.000 MVAr entre las zonas Sur, Norte Chico y Norte Grande.
Según el análisis adicional de control estático, los requerimientos bajo el caso de tensión nominal alcanzan aproximadamente:
552 MVAr en Norte Grande.
274 MVAr en Norte Chico.
137 MVAr en la zona Sur.
963 MVAr en total.
En términos simples, la potencia reactiva no es energía que llega directamente al consumo final, pero es clave para sostener el voltaje dentro de rangos seguros. Si falta control de tensión, aumenta el riesgo de restricciones operacionales, uso forzado de generación, mayores exigencias sobre equipos y, en escenarios extremos, medidas para proteger la continuidad del suministro.
Por qué importa para el sistema eléctrico chileno
El resultado importa porque Chile opera una red extensa, longitudinal y con grandes distancias entre zonas de generación y consumo. Esa configuración vuelve más exigente el manejo del voltaje, sobre todo cuando hay alta presencia renovable, baja demanda o menor flujo por determinados corredores de transmisión.
El informe no plantea un riesgo inmediato de apagón por colapso de tensión. Lo que advierte es una presión creciente sobre la operación del SEN. Dicho de otro modo: el sistema resiste los escenarios analizados, pero requiere más coordinación, automatización y uso eficiente de recursos de control.
Para hogares y consumidores, el tema no se traduce en una acción directa ni en un trámite. Su relevancia está en la seguridad del suministro eléctrico y en los costos sistémicos de operar una red más compleja. Para la industria, la minería y grandes consumidores, el control de tensión es un factor crítico porque incide en continuidad operacional, calidad de servicio y estabilidad de procesos intensivos en energía.
El rol de las renovables variables
El Coordinador también evaluó el aporte de parques solares y eólicos al control de tensión. El análisis muestra que estas centrales pueden contribuir mediante absorción de potencia reactiva y reducción de sensibilidad de tensión en barras cercanas.
El efecto, eso sí, tiene límites. En las contingencias evaluadas en la zona norte, los parques ERV absorbieron del orden de 15 MVAr a 16,5 MVAr, dependiendo del caso estático o dinámico. El propio análisis técnico concluye que ese aporte es positivo, pero acotado desde una perspectiva sistémica.
Esto significa que las renovables pueden ayudar al control de tensión, pero no reemplazan por sí solas a equipos especializados ni a una estrategia operacional más amplia. Su aporte debe entenderse como complementario.
Equipos y controles que pasan a ser clave
El estudio refuerza la necesidad de controles conjuntos o individuales de tensión en centrales y parques, según las barras que determine el Coordinador. También apunta a la importancia de recursos como compensadores estáticos, reactores, equipos sincrónicos y sistemas de control centralizado.
La Norma Técnica de Servicios Complementarios de la CNE establece que el Coordinador debe realizar este tipo de estudio al menos una vez al año, con el objetivo de dimensionar reservas de potencia reactiva, evaluar recursos para control de tensión, identificar barras relevantes y determinar márgenes requeridos para evitar eventuales colapsos de tensión.
En el corto plazo, el punto técnico será la implementación efectiva de controles centralizados y ajustes finos: bandas muertas, tiempos de respuesta, estatismo y coordinación entre parques ERV. El informe señala que se requerirá un estudio específico para definir esos parámetros y evitar oscilaciones propias de redes débiles.
Qué observar ahora
La conclusión operativa es clara: el SEN no aparece expuesto a un colapso de tensión en los escenarios evaluados, pero la red está operando con exigencias crecientes de potencia reactiva en zonas relevantes para la generación renovable, la transmisión y la demanda industrial.
El foco ahora estará en cómo el Coordinador transforma este diagnóstico en medidas concretas: mayor control automático, mejor coordinación de parques renovables, uso eficiente de equipos de compensación y eventuales ajustes operacionales. Para Chile, el desafío no es solo sumar megawatts renovables, sino asegurar que la red tenga la capacidad técnica para transportarlos con estabilidad.
