A medida que aumenta la generación solar y eólica y disminuye la participación de centrales térmicas síncronas, el sistema eléctrico también pierde algunas propiedades físicas que esas máquinas aportaban naturalmente a la red. Los condensadores síncronos aparecen como una de las tecnologías destinadas a recuperar parte de esa fortaleza y permitir que una matriz con mayor presencia renovable opere de manera estable.
Durante décadas, una parte importante del sistema eléctrico estuvo conectada a grandes generadores síncronos. Centrales hidráulicas y térmicas utilizan máquinas rotatorias que giran sincronizadas con la frecuencia de la red y que, además de producir electricidad, aportan propiedades útiles para enfrentar perturbaciones.
El crecimiento de la energía solar, la generación eólica moderna y los sistemas de almacenamiento han cambiado esa configuración. Muchas de estas instalaciones se conectan al sistema mediante convertidores de electrónica de potencia, cuyo comportamiento eléctrico es diferente al de una máquina síncrona directamente acoplada a la red.
La Comisión Nacional de Energía (CNE) ha identificado precisamente este fenómeno. En 2025 señaló que el aumento de recursos conectados mediante convertidores, junto con el retiro de unidades térmicas síncronas, genera nuevos desafíos relacionados con la inercia, las oscilaciones y la robustez del Sistema Eléctrico Nacional.
La transición energética requiere entonces algo más que instalar nueva generación. También necesita reemplazar algunos de los servicios eléctricos que acompañaban a las tecnologías tradicionales.
¿Qué es un condensador síncrono?
Un condensador síncrono es esencialmente una máquina eléctrica rotatoria conectada directamente a la red.
Su arquitectura se parece a la de un generador síncrono. Su función principal está orientada al soporte del sistema eléctrico. Una vez alcanzada la velocidad de sincronismo, la máquina permanece girando conectada a la red y, mediante el control de su excitación, puede contribuir al manejo de potencia reactiva y tensión.
El estudio desarrollado para la CNE explica que estos equipos aportan corriente de cortocircuito, ayudan al control de tensión y pueden entregar inercia al sistema. A diferencia de una central convencional, el condensador síncrono carece de una turbina impulsada permanentemente por una fuente primaria de energía; un sistema de arranque lleva inicialmente la máquina hasta su velocidad de operación.
En términos sencillos, puede imaginarse como una gran masa rotatoria conectada eléctricamente a la red cuya tarea consiste en ayudar a mantenerla firme frente a variaciones y perturbaciones.
La red necesita algo más que energía
Una forma sencilla de entender el cambio consiste en separar dos conceptos. Una cosa es disponer de suficiente electricidad para cubrir el consumo y otra es contar con un sistema capaz de mantener condiciones eléctricas adecuadas mientras esa electricidad circula.
La frecuencia debe permanecer dentro de determinados rangos. Las tensiones necesitan mantenerse controladas. Las protecciones deben detectar correctamente las fallas. El sistema tiene que responder cuando una central, una línea u otro elemento sale repentinamente de operación.
Las grandes máquinas síncronas han contribuido históricamente a varias de estas funciones pero cuando cambia la composición tecnológica del parque generador, el sistema necesita incorporar esas capacidades mediante nuevas soluciones.
¿Qué cambia cuando aumenta la generación conectada mediante inversores?
Los paneles fotovoltaicos producen electricidad en corriente continua que posteriormente se transforma para ingresar al sistema eléctrico. Muchas turbinas eólicas modernas también utilizan interfaces electrónicas para conectarse a la red. Los sistemas BESS emplean igualmente convertidores.
Estas tecnologías permiten un control eléctrico muy sofisticado. Su interacción física con el sistema es distinta de una gran máquina rotatoria conectada directamente a la red.
La CNE explica que la generación conectada mediante convertidores produce un desacople entre la dinámica mecánica y la dinámica eléctrica. En un sistema compuesto exclusivamente por generación fotovoltaica convencional conectada mediante inversores, por ejemplo, desaparece la inercia rotatoria que entregan las masas de los generadores síncronos directamente conectados.
Las tecnologías grid forming permiten que convertidores y sistemas de almacenamiento reproduzcan algunas respuestas propias de las máquinas síncronas y constituyen otra línea de desarrollo relevante. La discusión técnica actual contempla precisamente una combinación de distintas tecnologías para entregar fortaleza, inercia y estabilidad a los sistemas con alta penetración renovable.
Los condensadores síncronos forman parte de ese conjunto de herramientas.
Inercia y potencia de cortocircuito cumplen funciones diferentes
Dos conceptos aparecen frecuentemente cuando se habla de condensadores síncronos: inercia y potencia de cortocircuito.
La inercia está relacionada con la energía almacenada en las masas que se encuentran girando sincronizadas con la red. Cuando ocurre una perturbación importante, esa energía ayuda a ralentizar los cambios repentinos de frecuencia y entrega tiempo para que actúen otros mecanismos de control.
La CNE describe la inercia como un recurso que ayuda a mantener la frecuencia y reduce la velocidad con que esta cambia después de una contingencia. La potencia de cortocircuito está más relacionada con la fortaleza eléctrica de la red.
El concepto puede resultar confuso por su nombre. Una mayor potencia de cortocircuito representa, en este contexto, una mayor capacidad del sistema para mantener condiciones de tensión frente a perturbaciones.
El Coordinador Eléctrico Nacional explica que la reducción de potencia de cortocircuito puede volver más frágil una zona de la red y aumentar el riesgo de desconexión de instalaciones solares o eólicas durante determinadas fallas.
Los condensadores síncronos aportan precisamente esa corriente de cortocircuito y contribuyen al control de tensión. La masa rotatoria también puede aportar inercia según la configuración del equipo.
¿Por qué este desafío aparece especialmente en el norte de Chile?
El norte concentra una parte importante de la generación solar y otros proyectos renovables del país. Paralelamente, el proceso de descarbonización considera la salida de unidades térmicas que históricamente entregaban servicios asociados a máquinas síncronas.
El Coordinador realizó estudios de estabilidad que identificaron problemas de fortaleza de red en escenarios con alta generación renovable variable en la zona norte. El análisis relacionó esta situación con la presencia creciente de generación renovable y el retiro de unidades síncronas que aportaban control de tensión y corriente de cortocircuito.
La necesidad surge entonces de una transformación concreta del sistema.
El norte dispone de abundantes recursos solares y eólicos. Aprovecharlos en mayores proporciones requiere acompañar esa capacidad de generación con infraestructura que ayude a mantener estable la red.
El retiro de una central térmica también retira servicios eléctricos
La descarbonización suele observarse principalmente desde la cantidad de energía fósil que deja de producirse. Desde la perspectiva de la operación eléctrica existe una segunda dimensión.
Cuando una central térmica síncrona deja de operar, también desaparecen determinadas capacidades que su generador entregaba al sistema: potencia de cortocircuito, soporte de tensión e inercia rotatoria, entre otras.
El Coordinador señaló este punto al iniciar el proceso de licitación de nuevas instalaciones para control de tensión. Sus estudios concluyeron que el retiro de centrales a carbón y la creciente penetración renovable podrían reducir la fortaleza de red, particularmente en el norte.
Los condensadores síncronos permiten conservar varias de esas propiedades eléctricas sin mantener una central térmica generando energía únicamente para entregar soporte al sistema.
De esa forma, la infraestructura de estabilidad también puede facilitar una mayor utilización de generación renovable.
Dos condensadores síncronos para Ana María y Monte Mina
En 2024, el Coordinador Eléctrico Nacional realizó una licitación para incorporar infraestructura destinada al Control de Tensión por Aportes de Potencia de Cortocircuito.
Transelec se adjudicó dos proyectos que serán conectados a las subestaciones Ana María y Monte Mina, ambas en la Región de Antofagasta. El Coordinador explicó que estas instalaciones buscan entregar fortaleza de red en la zona norte y apoyar la integración de generación renovable variable.
Durante 2025, Transelec informó el inicio de construcción de ambos equipos y los presenta como la primera aplicación de esta tecnología en el sistema nacional destinada a la estabilidad de la red. La compañía los identifica además como los primeros condensadores síncronos del sistema de transmisión del país.
Durante enero de 2026, el Coordinador confirmó formalmente el cumplimiento del hito de inicio de construcción para los proyectos de Ana María y Monte Mina.
Los condensadores forman parte de una nueva categoría de infraestructura eléctrica
El proyecto también muestra cómo se está ampliando el trabajo de una empresa de transmisión.
Según su Memoria 2025, la empresa incorpora los condensadores síncronos dentro de las soluciones de flexibilidad y respaldo del sistema, junto con tecnologías como los sistemas BESS. El objetivo común es responder a necesidades que aparecen a medida que cambia la matriz eléctrica: estabilidad de tensión, integración renovable, almacenamiento y resiliencia operacional.
Transelec gestionó durante 2025 proyectos clasificados específicamente como servicios complementarios, categoría donde se incluyen condensadores síncronos y otras soluciones de estabilidad.
Un condensador síncrono aporta principalmente fortaleza y soporte eléctrico para que la red pueda transportar esa energía de manera estable. Son funciones diferentes que comienzan a coexistir dentro de un mismo sistema.
Más renovables también significan nuevas necesidades de estabilidad
El crecimiento renovable suele medirse en megawatts solares, eólicos o de almacenamiento instalados. La estabilidad del sistema obliga a mirar también otras variables.
Chile ya está incorporando estas preguntas a su regulación y planificación. Durante 2025, la CNE trabajó en la actualización de la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio para abordar precisamente el crecimiento de recursos conectados mediante convertidores y los nuevos requerimientos de robustez del sistema.
La transición energética entra así en una etapa más compleja. Instalar generación renovable sigue siendo una parte fundamental del proceso. También será necesario desarrollar redes, almacenamiento, control avanzado mediante convertidores y equipos capaces de entregar atributos eléctricos que antes venían incorporados en las grandes centrales convencionales.
Los condensadores síncronos de Ana María y Monte Mina representan una expresión concreta de ese cambio. A medida que cambia la forma de producir electricidad, también cambia la infraestructura necesaria para mantener estable el sistema que la transporta.
