El apagón del 25 de febrero de 2025 fue uno de los eventos de interrupción del suministro eléctrico más significativos registrados en Chile en los últimos años. El corte afectó a millones de personas en la zona central del país y, más allá del impacto social e industrial inmediato, puso en primer plano la necesidad de revisar en profundidad el estado técnico de las instalaciones de transmisión conectadas al SEN. La respuesta del Coordinador Eléctrico Nacional fue intensificar su programa de auditorías CEN blackout Chile 2025, con mayores exigencias técnicas y plazos de subsanación más acotados para los propietarios de instalaciones.

Este artículo describe qué cambió en el proceso de auditorías del CEN tras el apagón de febrero de 2025, qué nuevas exigencias enfrentan los propietarios de instalaciones de transmisión y cómo prepararse ante un entorno regulatorio más exigente.

El blackout del 25 de febrero de 2025: alcance y contexto

El blackout Chile febrero 2025 afectó la zona central del país, interrumpiendo el suministro eléctrico a regiones de alta densidad poblacional e industrial durante varias horas. El evento fue consecuencia de una combinación de factores en el sistema de transmisión que el CEN investigó en detalle en los meses siguientes, determinando responsabilidades y emitiendo recomendaciones técnicas para los propietarios de instalaciones involucradas.

El apagón expuso vulnerabilidades en el sistema de transmisión que el regulador chileno decidió abordar de forma sistemática: mediante auditorías más frecuentes, con mayor alcance técnico y plazos de subsanación más estrictos. Los informes técnicos del CEN derivados del incidente están disponibles en coordinador.cl para consulta de los agentes del sistema.

La respuesta del CEN: auditorías post-apagón aceleradas

Tras la falla sistema eléctrico Chile 2025, el CEN aceleró su programa de auditorías técnicas, priorizando las instalaciones de transmisión troncal y las subestaciones críticas para la estabilidad del SEN. Las medidas adoptadas por el Coordinador incluyeron:

• Auditorías no programadas a instalaciones que participaron en la cadena de eventos que generó el blackout
• Revisión acelerada del cumplimiento de protocolos de coordinación de protecciones en subestaciones del sistema troncal
• Exigencia de actualización de los planes de contingencia y de los estudios de coordinación de protecciones en plazos reducidos respecto a los habituales
• Mayor énfasis en la verificación de los sistemas SCADA y en la comunicación efectiva entre las instalaciones y el CEN

Cambios en el programa de auditorías post-blackout

Las CEN auditorías post apagón introdujeron cambios prácticos en la forma en que el Coordinador ejecuta sus revisiones técnicas. Los más relevantes para los propietarios de instalaciones son:

• Mayor frecuencia de auditorías: instalaciones del sistema troncal que anteriormente eran auditadas cada tres a cuatro años comenzaron a recibir revisiones con periodicidad bienal o anual en casos de relevancia crítica para el sistema.
• Auditorías focalizadas en protecciones y SCADA: el blackout evidenció que los sistemas de protección y telecontrol son áreas prioritarias. El CEN reforzó la verificación de estos sistemas en todas las instalaciones auditadas.
• Plazos de subsanación más cortos: los estudios de coordinación de protecciones y los planes de contingencia desactualizados comenzaron a recibir plazos de corrección de 60 a 90 días, en lugar de los 180 días habituales para observaciones mayores.
• Mayor rigor en criterios sísmicos: el nuevo anexo técnico de requisitos sísmicos de la NTSyCS 2025, publicado en enero de ese año, comenzó a aplicarse con mayor exigencia en las revisiones de subestaciones, particularmente en el cumplimiento de los requisitos de anclaje y resistencia sísmica de equipos críticos.

Nuevas exigencias para propietarios de instalaciones

El entorno post-blackout implica que los propietarios de instalaciones de transmisión deben anticipar un escenario de mayor exigencia regulatoria. Las principales novedades son:

• Actualización obligatoria de estudios de coordinación de protecciones: el CEN reforzó la exigencia de que estos estudios reflejen las condiciones actuales del sistema, con plazos más cortos cuando se producen cambios significativos en la generación o en la topología de la red.
• Verificación de sistemas de teleprotección: la correcta operación de los esquemas de disparo por telecomunicación es ahora un punto crítico de las auditorías, dado su rol en la limitación de la propagación de fallas entre sistemas vecinos.
• Actualización de planes de contingencia: los planes de operación bajo contingencia deben estar actualizados y ser consistentes con las condiciones actuales del sistema eléctrico y las capacidades reales de la instalación.
• Mayor detalle en registros de mantenimiento: transformadores de poder, interruptores de alta tensión y relés de protección requieren registros de mantenimiento más completos y con mayor frecuencia de actualización.

Para entender el marco normativo completo en el que se inscriben estas exigencias, consulte nuestra guía de la normativa eléctrica chilena.

Qué significa esto para empresas de transmisión en Chile

Para los propietarios de instalaciones de transmisión, el escenario post-blackout exige un cambio de enfoque en la gestión técnica de sus activos. Las auditorías CEN blackout Chile 2025 ya no son una instancia eventual: son revisiones recurrentes que pueden activarse con menor anticipación y mayor profundidad técnica que antes del evento de febrero.

Las empresas que han adoptado tecnologías de monitoreo y documentación continua —gemelo digital, LIDAR periódico y drones de inspección— tienen una ventaja significativa: disponen de evidencia técnica actualizada de sus instalaciones que les permite responder con rapidez a cualquier auditoría del CEN, programada o no. Para profundizar en estas tecnologías y en el proceso completo de auditoría, revise nuestra guía completa de auditorías técnicas del CEN.

Conclusión

El blackout de febrero de 2025 marcó un antes y un después en la exigencia regulatoria sobre las instalaciones de transmisión en Chile. El CEN intensificó sus programas de auditoría, acortó los plazos de subsanación y elevó las exigencias sobre sistemas de protección, telecontrol y documentación técnica. Para los propietarios de instalaciones, la gestión técnica proactiva y la documentación al día son hoy más críticas que nunca para operar sin restricciones en el SEN.

En Transmission Line apoyamos a propietarios de instalaciones de transmisión en la preparación técnica para auditorías del CEN en el entorno post-blackout: verificación de cumplimiento normativo, actualización de estudios de coordinación y aplicación de tecnologías de inspección avanzada. Conoce nuestros servicios de ingeniería.