La creciente incorporación de energías renovables y la menor presencia de centrales convencionales están reduciendo atributos técnicos necesarios para mantener estable el Sistema Eléctrico Nacional. Empresas del sector piden anticipar medidas, mientras el Coordinador prepara un estudio de robustez que será publicado en febrero de 2027.
La transformación del sistema eléctrico chileno abrió una nueva discusión técnica sobre la capacidad de la red para operar de forma segura a medida que aumenta la generación solar, eólica y el almacenamiento con baterías. Enel, Engie y otras compañías del sector han elevado sus advertencias por la reducción de la denominada fortaleza de red, un problema que se concentra especialmente en el norte del país y que podría adquirir mayor relevancia con la futura entrada en operación de la línea de transmisión Kimal-Lo Aguirre.
La controversia llegó al Panel de Expertos luego de que Enel y Engie presentaran discrepancias relacionadas con el Informe de Servicios Complementarios 2027 del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).
El punto central no es una falta de capacidad de generación ni una advertencia de racionamiento eléctrico. El debate está relacionado con atributos técnicos que permiten que la red mantenga niveles adecuados de tensión y pueda recuperarse frente a fallas o perturbaciones.
El cambio tecnológico que tensiona al sistema
Durante décadas, centrales hidroeléctricas y termoeléctricas aportaron de manera inherente características como inercia, potencia de cortocircuito y soporte de tensión.
La expansión de plantas solares y eólicas modifica esa estructura. Gran parte de estas instalaciones se conecta al sistema mediante electrónica de potencia e inversores, por lo que no entrega automáticamente los mismos atributos que los grandes generadores síncronos tradicionales.
El Ministerio de Energía ha reconocido que esta transformación genera nuevos desafíos para la operación segura del Sistema Eléctrico Nacional, particularmente en materia de potencia de cortocircuito, estabilidad de tensión e inercia.
La situación es especialmente sensible en el norte, donde se concentra una parte importante de la generación renovable del país y donde también se ubican grandes consumidores industriales y mineros.
Enel cuestionó que el análisis para 2027 no cuantificara explícitamente todos los requerimientos necesarios para enfrentar una reducción de la potencia de cortocircuito en esa zona.
A la discusión se incorporaron también AES Andes, Colbún, Transelec, representantes de empresas transmisoras y Conexión Kimal-Lo Aguirre.
Kimal-Lo Aguirre entra en la discusión
La futura línea HVDC Kimal-Lo Aguirre se convirtió en uno de los principales casos utilizados para dimensionar las consecuencias potenciales del problema.
El proyecto conectará la zona de Kimal, en Antofagasta, con Lo Aguirre, en la Región Metropolitana, mediante una infraestructura de corriente continua de alta tensión de alrededor de 1.346 kilómetros.
Su capacidad nominal está diseñada para alcanzar 3.000 MW, permitiendo trasladar grandes volúmenes de electricidad renovable desde el norte hacia los principales centros de consumo del país.
Su puesta en servicio está prevista hacia fines de la década.
Pero la tecnología escogida para la línea necesita determinadas condiciones de fortaleza de la red para operar de manera estable.
Ante el Panel de Expertos, Conexión Kimal-Lo Aguirre advirtió que los recursos técnicos necesarios deben ser identificados e instalados oportunamente, para impedir que deficiencias sistémicas externas al propio proyecto terminen limitando su capacidad de transmisión.
Estudios encargados por la compañía han identificado requerimientos adicionales de compensación síncrona hacia el momento previsto para la entrada en operación de la línea.
Indicadores muestran presión sobre la zona norte
Uno de los parámetros utilizados para analizar el fenómeno es el Effective Short Circuit Ratio (ESCR), indicador relacionado con la fortaleza eléctrica disponible en determinados puntos del sistema.
Estimaciones de la consultora Inodú plantean que, bajo escenarios de alta generación renovable y carga de sistemas de almacenamiento, el ESCR podría caer durante ciertas horas por debajo de 1,3 en numerosas barras de la zona norte hacia fines de 2026.
Las exigencias técnicas asociadas a Kimal-Lo Aguirre consideran niveles superiores a 2,5 para determinados parámetros de operación.
La diferencia no implica que la línea vaya necesariamente a operar restringida cuando entre en servicio. El Ministerio de Energía ha señalado que los antecedentes disponibles todavía no permiten llegar a esa conclusión.
El Coordinador también sostiene que el sistema dispondrá de los recursos necesarios para permitir la operación de Kimal-Lo Aguirre hacia fines de la década.
La discusión está centrada, precisamente, en determinar qué infraestructura deberá instalarse y en qué momento.
Condensadores síncronos y baterías grid-forming
El problema no es nuevo para la planificación eléctrica chilena.
Desde hace varios años el Coordinador viene realizando estudios sobre las consecuencias del retiro de centrales a carbón y la incorporación masiva de energías renovables.
En 2023 inició una licitación destinada a instalar condensadores síncronos en el norte del país, equipos capaces de aportar potencia de cortocircuito, soporte de tensión e inercia sin necesidad de producir electricidad como una central convencional.
El proceso fue adjudicado en 2024 y cubrió cerca del 99% de los requerimientos considerados en esa licitación. La nueva infraestructura comenzará a incorporarse progresivamente al sistema.
Otra alternativa que gana relevancia son los sistemas de almacenamiento con baterías capaces de operar bajo configuración grid-forming, tecnología que permite a los inversores contribuir activamente a establecer y estabilizar las condiciones eléctricas de la red.
La cantidad de baterías que efectivamente puedan operar bajo este estándar será uno de los elementos considerados en los próximos estudios.
La definición llegará en 2027
El Coordinador prepara actualmente el primer estudio integral de robustez del Sistema Eléctrico Nacional bajo las nuevas exigencias técnicas, cuya publicación está prevista para febrero de 2027.
Sus resultados permitirán precisar si el sistema necesita más infraestructura, nuevos servicios complementarios, modificaciones en los criterios de operación o ajustes regulatorios.
El Ministerio de Energía adelantó que las decisiones podrán incluir desde medidas operacionales hasta la instalación de equipos adicionales.
Para la minería y la industria electrointensiva del norte, el debate tiene especial relevancia. La expansión renovable permite avanzar hacia contratos de suministro con menores emisiones, pero una matriz más limpia también necesita infraestructura capaz de mantener la estabilidad eléctrica cuando desaparecen progresivamente las centrales convencionales que históricamente entregaban esos servicios.
El desafío ya no consiste únicamente en construir más generación renovable o nuevas líneas de transmisión. Chile debe asegurar que la red cuente simultáneamente con los atributos técnicos necesarios para transportar esa energía sin comprometer la seguridad operacional.
La discusión abierta ante el Panel de Expertos determinará parte de las decisiones inmediatas, pero será el estudio de robustez de 2027 el que deberá dimensionar con mayor precisión cuánto refuerzo adicional necesita el sistema antes de que proyectos como Kimal-Lo Aguirre entren en operación.
REDIMIN Responde
¿Qué cambios están afectando la estabilidad del Sistema Eléctrico Nacional en Chile?
La creciente incorporación de energías renovables y la menor presencia de centrales convencionales están reduciendo los atributos técnicos necesarios para mantener estable el Sistema Eléctrico Nacional. Esto ha generado una discusión técnica sobre la capacidad de la red para operar de forma segura a medida que aumenta la generación solar, eólica y el almacenamiento con baterías.
¿Qué empresas han expresado preocupaciones sobre la fortaleza de la red eléctrica en Chile?
Enel, Engie y otras compañías del sector han elevado sus advertencias sobre la reducción de la denominada fortaleza de red, especialmente en el norte del país. Estas preocupaciones están relacionadas con la capacidad de la red para mantener niveles adecuados de tensión y recuperarse frente a fallas o perturbaciones.
¿Qué proyecto de transmisión es relevante en la discusión sobre la fortaleza de la red?
La futura línea HVDC Kimal-Lo Aguirre es uno de los principales casos utilizados para dimensionar las consecuencias potenciales del problema de fortaleza de la red. Este proyecto conectará la zona de Kimal, en Antofagasta, con Lo Aguirre, en la Región Metropolitana, y su puesta en servicio está prevista hacia fines de la década.
¿Qué medidas se están considerando para enfrentar los desafíos técnicos del sistema eléctrico?
El Coordinador Eléctrico Nacional está preparando un estudio integral de robustez del sistema, que se publicará en febrero de 2027. Este estudio permitirá precisar si el sistema necesita más infraestructura, nuevos servicios complementarios, modificaciones en los criterios de operación o ajustes regulatorios. Además, se han iniciado licitaciones para instalar condensadores síncronos y se está considerando el uso de baterías grid-forming.
¿Qué indicador se utiliza para analizar la fortaleza eléctrica en el norte de Chile?
El Effective Short Circuit Ratio (ESCR) es uno de los parámetros utilizados para analizar la fortaleza eléctrica en el norte de Chile. Estimaciones indican que el ESCR podría caer por debajo de 1,3 en numerosas barras de la zona norte hacia fines de 2026, mientras que las exigencias técnicas para la línea Kimal-Lo Aguirre consideran niveles superiores a 2,5.
