jueves 06 de noviembre del 2025.- El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) publicó la versión actualizada del Plan de Recuperación de Servicio (PRS), en el que destacan la incorporación nuevos Centros de Operación para la Recuperación de Servicio (COR) en algunas áreas de la Zona Sur, incorporación de una nueva alternativa para recuperar el servicio en el área Quinta Costa, una nueva ruta de energización en Cerro Navia, y la publicación y homologación de los esquemas que deben aplicar las empresas coordinadas para recuperar el servicio en diversas zonas.

El PRS, definido en la Norma Técnica de Servicios Complementarios, es el instrumento que establece la forma para alcanzar una recuperación eficiente del servicio ante apagones totales o parciales en el Sistema Eléctrico Nacional.

En este documento, se consideran los principios y prioridades para la definición de alternativas de recuperación frente a estos escenarios de apagones totales o parciales, así como se establecen los pasos a seguir, en cuanto a acciones específicas y a las respectivas responsabilidades del Centro de Despacho y Control del Coordinador Eléctrico y de los centros de control de las empresas coordinadas.

Este año, además, la actualización anual del PRS se enmarca en las acciones de corto y mediano plazo que viene impulsando el Coordinador Eléctrico en el marco de los aprendizajes post 25 de febrero, donde se ha considerado la búsqueda de espacios de mejora y la atención de observaciones y recomendaciones recibidas de parte de empresas coordinadas que participan en el sistema, y que esta ocasión alcanzaron cerca de 650.

Para elaborar este plan, se consideró la revisión de los recursos de generación existentes y de aquellos próximos a ser interconectados al sistema. En este contexto, dentro de los cambios introducidos se encuentran:

– Incorporación de Esquemas de Recuperación de Servicio (ERS) como parte del PRS, lo que permite que todos los actores del sistema puedan conocer cómo se aplican estos esquemas en caso de estas contingencias. Estos ERS han sido revisados y observados por las empresas coordinadas responsables.

– Actualización de los planes de recuperación de servicio de la zona Norte Grande mediante el desarrollo de simulaciones, considerando la actualización de los bloques iniciales de cargas mineras disponibles para la recuperación de servicio.

– Incorporación de una nueva alternativa para recuperar el servicio en el área Quinta Costa, utilizando la partida autónoma de la Central Quintero, para abastecer esta área vía el enlace 220 kV San Luis – Agua Santa.

– Incorporación de una nueva ruta de energización en el área Cerro Navia, utilizando el corredor de 220 kV Rapel – Alto Melipilla– Las Dichas – La Pólvora – Agua Santa – San Luis – Quintero.

– Asignación al Centro de Despacho y Control (CDC) del Coordinador Eléctrico de las funciones que estaban delegadas al COR Chilquinta en los planes de recuperación del área Quinta Valle.

– Asignación CDC del Coordinador Eléctrico de dos variantes de recuperación del área Alto Jahuel y del área de Itahue, eximiendo al COR de Transelec de estos planes específicos.

– Incorporación de requerimientos de pruebas operativas anuales de partida autónoma y control de tensión, adicionales al proceso de verificación de Servicios Complementarios.

– Incorporación de dos nuevos Centro de Operación para la Recuperación de Servicio (COR) en tres áreas en la Zona Sur: COR CGE Transmisión (área Pullinque) y COR STS (áreas Pilmaiquén y Canutillar).

– Evaluación y propuesta de nueva área denominada Área Costa Norte, la que será incorporada a futuro en una nueva versión de este plan, cuando se materialice el retiro de Central Diésel Arica y Central Termoeléctrica de Tarapacá (TGTAR).

– Incorporación de formatos para la entrega de información de parámetros técnicos, por parte de los Coordinados, luego de un apagón total o parcial.

El informe refleja un proceso en permanente evolución y búsqueda de oportunidades de mejoras, conforme a los recursos, condiciones y cambios que experimenta el Sistema Eléctrico Nacional, por lo que se prevé en el mediano plazo introducir nuevos ajustes y tecnologías que agreguen valor para la recuperación del servicio ante un eventual apagón parcial o total.  Dentro de estas, se encuentra la posible incorporación a futuro de centrales de generación renovables variables (ERV) y sistemas de almacenamiento BESS basados en inversores del tipo grid-forming.