Cómo un centro de control eléctrico multiplicó su capacidad sin sumar personas

Coordinar el corazón de la generación eléctrica chilena, PMGD incluidos

Trabajamos con una empresa que opera un centro de control eléctrico en Chile, dando servicio a decenas de empresas y cientos de unidades de generación. Buena parte de esa operación corresponde a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD): el Coordinador Eléctrico Nacional proyecta duplicar la capacidad instalada de este segmento, sumando cerca de 2.267 MW adicionales a los 2.667 MW ya instalados en solar, pequeña hidroeléctrica, eólica, biogás, biomasa y diésel [1].

Operar sobre esa base impone un estándar regulatorio propio. La coordinación de la generación y la transmisión del Sistema Eléctrico Nacional está a cargo, por ley, de un organismo técnico independiente [2]. Ese mismo organismo audita a cualquier proveedor que quiera operar un centro de control sobre esta infraestructura, lo que mantiene acotado el número de actores capaces de sostener ese nivel de exigencia.

Cuando cada proceso vivía en una planilla y cada minuto tenía precio

La operación de este centro de control exige tiempo real y alta disponibilidad. Cada decisión afecta la infraestructura crítica del país y los ingresos de los clientes.

Un proceso lento en este mercado tiene un costo tarifado. La Comisión Nacional de Energía fija y publica los Costos de Falla del Sistema Eléctrico Nacional, el valor regulatorio que cuantifica cuánto cuesta cada minuto de indisponibilidad de suministro [3].

Al llegar al proyecto, el 100% de los procesos operacionales se gestionaba de forma manual o a través de planillas. Cada proceso dependía por completo de las personas, con definiciones bajas y criterios que variaban según quién estuviera de turno.

Esa dependencia total del criterio individual eleva el riesgo de error. Un estudio con más de 410.000 horas-controlador en centros de control de tráfico ferroviario muestra que el error humano aumenta en los estados de automatización parcial, y baja solo en los extremos: cuando el trabajo es completamente manual o cuando la persona supervisa un sistema que automatiza casi todo [4]. Un centro de control operando con planillas, sin automatizar nada pero exigiendo cada vez más volumen, se ubicaba exactamente en la zona de mayor riesgo.

Digitalizar el 100% de la operación y dejar a las personas solo la decisión que importa

Diseñamos el proceso bajo un esquema HOTL (Human On/Out The Loop): la operación se digitaliza por completo, y la persona interviene solo donde su decisión es indispensable. Esa definición llevó al 100% de los procesos operacionales a un flujo digital, eliminando la planilla como herramienta de trabajo.

El diseño respondió directamente al patrón de error identificado antes. En lugar de automatizar "un poco" cada proceso, la zona de mayor riesgo según la evidencia [4], llevamos cada proceso a uno de dos extremos: ejecución automática total, o decisión humana total donde el análisis lo justifica.

Ese cambio permitió rediseñar la propuesta comercial del centro de control. Dejó de venderse como capacidad de operación y pasó a venderse como capacidad de análisis: el resultado ya no depende de ejecutar el proceso, sino de la decisión que la persona toma sobre lo que el proceso ya resolvió solo.

Menos costo, más capacidad, un único estándar de calidad

El proyecto redujo el cost-to-serve directo unitario en 45%. La misma base operacional ganó 67% de nueva capacidad, sin ampliar la dotación de personas de forma proporcional.

Los costos directos de gestión en PMGD bajaron 76,26%, el segmento que concentraba buena parte de la carga operacional. La estandarización de la calidad de servicio mejoró 50%, porque el resultado ya no depende de qué persona esté de turno.

Referencias

[1] Coordinador Eléctrico Nacional, vía Energía Estratégica (2025). "Coordinador Eléctrico de Chile proyecta que se duplique la capacidad instalada de PMGD".
[2] Ley N° 20.936 (Chile), que establece al Coordinador Eléctrico Nacional como organismo coordinador del Sistema Eléctrico Nacional.
[3] Comisión Nacional de Energía (CNE) (2025). "Costos de Falla", proceso regulatorio vigente.
[4] Liu, N. et al. (2025). "The Relationships among Workload, Automation Reliance, and Human Errors in Safety-Critical Monitoring Roles". Safety Science.

Sobre los Autores

Sebastian Masad, Socio Consultor de Nursoft. Ingeniero Comercial, Magíster en Estrategia de la Universidad Adolfo Ibáñez.

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