La reforma eléctrica de 2016 buscó aislar al operador del sistema de los intereses privados. Sin embargo, una década después, la realidad muestra a un Coordinador Eléctrico Nacional atrapado en la burocracia y una institucionalidad que responde tarde a la dinámica del sector.
Por Cristián Marcelo Muñoz
La propagación masiva de la falla que originó el apagón del 25 de febrero, la lentitud en las decisiones operativas y la tardanza en la recuperación del servicio eléctrico evidenciaron deficiencias institucionales y de gestión en el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el operador del sistema. Más allá de los aspectos técnicos, lo ocurrido ese día expuso una fragilidad estructural del sistema eléctrico y serias deficiencias regulatorias, cuyo origen se remonta a la Ley N.º 20.936 de 2016, más conocida como Ley de Transmisión.
Aunque el propósito de esta normativa fue fortalecer la independencia del Operador del Sistema y mejorar la planificación de la transmisión eléctrica, en la práctica ha implicado una regulación excesiva y rígida que no se ha actualizado con la rapidez requerida y que ha limitado la capacidad de gestión del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).
Hasta antes de 2016, la operación de los sistemas interconectados del norte y del centro estaban a cargo de los CDEC, organismos dirigidos por representantes de empresas generadoras, transmisoras y clientes libres, quienes además financiaban su funcionamiento. Este modelo ofrecía una ventaja importante: su agilidad operativa, al estar regido por un reglamento de principios generales y procedimientos específicos elaborados por las propias empresas y aprobados por la Comisión Nacional de Energía (CNE).
Con la promulgación de la Ley de Transmisión, esa estructura fue reemplazada por el CEN, concebido como una entidad técnica autónoma y libre de influencia empresarial. En teoría, la medida buscaba eliminar conflictos de interés y fortalecer la neutralidad del operador del sistema. En la práctica, dio origen a un organismo sometido a una burocracia similar a la de una empresa pública, con menor capacidad de gestión y costos operativos crecientes. Para ilustrar el punto: en dólares de 2024, el presupuesto del CEN era de unos 50 millones en 2020 y alcanzó cerca de 70 millones en 2025.
El Coordinador se rige por resoluciones y normas técnicas dictadas por la CNE. Su Consejo Directivo —compuesto por cinco miembros elegidos por un comité sin participación de empresas ni clientes— y su financiamiento mediante un cargo directo sobre los precios de clientes regulados y libres, además de un presupuesto aprobado por la CNE, reflejan la independencia buscada. Sin embargo, el operador no puede modificar normas por iniciativa propia: debe esperar a que la CNE las dicte o actualice. Tampoco posee facultades sancionatorias ante incumplimientos; solo puede informar a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), cuyos plazos de acción no siempre se ajustan a las urgencias del sistema. El resultado es una responsabilidad difusa en el que, si las autoridades regulatorias no reaccionan con rapidez, las normas se vuelven obsoletas.
La Ley de Transmisión también cambió el paradigma desde uno en que la transmisión sigue a la generación a otro en que la generación sigue a la transmisión. Esto implica que las líneas se construyen con holguras, anticipando la conexión de nuevos generadores, y que los consumidores las pagan de inmediato mediante un estampillado, es decir, un cargo único por kilowatt-hora de energía consumida. Sumado a ello, se impulsó por decreto la interconexión entre los sistemas eléctricos del Norte Grande y del Centro-Sur. Así, la generación renovable ubicada en el extremo norte del sistema no asumiría el costo de la transmisión. Esta ayuda, sumada a la sustancial baja en el costo de las tecnologías renovables y al subsidio a los pequeños generadores solares, ha implicado un explosivo crecimiento de la generación eólica y solar, desde un modesto 5 % en 2015 hasta un 38 % en 2025, una tasa de penetración similar a la de los países más ricos de Europa.
El apagón del 25 de febrero ha sido uno de los peores de este siglo. Se extendió por más de 17 horas y tuvo un costo social estimado de al menos 800 millones de dólares1. Si bien el origen fue la desconexión abrupta de una importante línea que transportaba gran parte de la energía solar del norte, la evidencia indica que su propagación a todo el sistema eléctrico fue, más bien, el resultado de una combinación de normas obsoletas, incumplimientos de empresas y una gestión deficiente del Coordinador. Lo anterior se explica porque, en ese momento, las normas no contemplaban el impacto de la desconexión simultánea de pequeños generadores, ni estos habían sido incorporados en la asignación de los vertimientos. Además, los equipos de desprendimiento de carga no funcionaron según lo programado y tampoco se habían concretado las inversiones previstas en el Plan de Defensa contra Contingencias Extremas, equipos vitales para evitar la propagación de una falla. Peor aún, la recuperación del servicio, coordinada por el propio Coordinador, se ejecutó con retrasos debido a fallas en los sistemas de comunicación y control, junto con problemas en el arranque de algunas centrales2.
Es así que el apagón del 25 de febrero es consecuencia directa de una gobernanza inflexible que, por un lado, no ha permitido la rápida adaptación del sistema eléctrico a la masiva incorporación de generación eólica y solar y, por otro, continúa subsidiando su entrada. Mientras estos problemas de fondo no se corrijan, el sistema eléctrico seguirá expuesto a nuevos apagones.
Notas
- Cálculos propios, elaborados sobre la base de estimaciones del costo de falla de corta duración y de la energía no suministrada.
- Estudio de plan de defensa contra contingencias, Coordinador Eléctrico Nacional, noviembre de 2020. Estudio de plan de defensa contra contingencias, Coordinador Eléctrico Nacional, junio de 2024. Estudio para análisis de falla EAF 089/2025, del Coordinador Eléctrico Nacional, 18 de marzo de 2025. Asesoría análisis sistémico del evento del 25/02/2025, Informe final de la Universidad de Chile, julio de 2025. Review of CEN’s Root Cause Analysis Report of 25th February 2025 Chilean Power System Blackout, elaborado por el Electric Power Research Institute agosto de 2025.
Cristián Marcelo Muñoz
Director de BdE, profesor de Economía de la Energía y Medio Ambiente en el Departamento de Ingeniería Eléctrica y Profesor Regular en la Escuela Iberoamericana de Regulación Eléctrica, en la P. Universidad Católica de Chile.
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