Coordinador Eléctrico descarta desviaciones de demanda superiores a 900 MW y atribuye diferencias a la zona norte

El Coordinador Eléctrico Nacional respondió a las observaciones formuladas por Copec Emoac respecto de la operación del Sistema Eléctrico Nacional entre el 1 y el 5 de septiembre de 2026, descartando que durante ese periodo se hayan registrado las desviaciones de demanda superiores a 900 MW planteadas por la empresa.

El organismo señaló que el análisis presentado no era preciso debido a que los reportes de operación utilizados corresponden a Generación Bruta Agregada del Sistema, mientras que en el caso de centrales con almacenamiento BESS se registra simultáneamente tanto la carga como la inyección de energía.

De acuerdo con el Coordinador, para estimar correctamente la demanda se debe utilizar la Generación Neta, descontando la carga de baterías, los consumos propios y las pérdidas de transmisión. Bajo esta metodología, la demanda real estimada alcanzó 10.137 MWh/hora el 1 de septiembre, frente a 10.362 MWh/hora programados, con una desviación de -2,2%; el 2 de septiembre fue de -3,9%; el 3 de septiembre, de +0,2%; el 4 de septiembre, de -0,9%; y el 5 de septiembre, de -1,4%.

El organismo también precisó que las desviaciones observadas durante el periodo se concentraron principalmente en la zona norte del país, entre las regiones de Arica y Antofagasta, mientras que en la zona centro fueron acotadas. El Coordinador indicó además que la previsión de demanda utilizada para la programación se construye diariamente mediante modelos de proyección estadística, machine learning y datos proporcionados por los coordinados.

Respecto del despacho por tecnología, el análisis del Coordinador mostró que durante los cinco días la generación solar estuvo por sobre lo programado, mientras que la generación térmica se ubicó por debajo de lo previsto. A juicio del organismo, este comportamiento responde a la priorización de fuentes solares sobre las térmicas de acuerdo con la lista de mérito, y no a un despacho térmico provocado por una sobreestimación significativa de la demanda.

En cuanto a los costos marginales, se recordó que estos pueden verse afectados por distintos factores, entre ellos las diferencias en las previsiones de demanda, los pronósticos de generación renovable, las restricciones de transmisión y el despacho de unidades térmicas. En particular, señaló que durante tres de los cinco días analizados -2, 3 y 4 de septiembre- el costo real fue entre 14% y 20% inferior al programado, por lo que las desviaciones de demanda identificadas no se tradujeron en un mayor costo de operación del sistema.