Versión auditada: cada dato re-verificado contra fuentes autoritativas (esquemas de medida CEN/PES, unilineales as-built, contratos de conexión) y contra la normativa vigente — incluida la NTCO-PMGD 2026 (D.O. 19-feb-2026), no considerada en versiones anteriores.
Tres conclusiones sobreviven la auditoría reforzadas; una cambia de signo.
Metodología: re-verificación contra fuentes autoritativas (CEN/PES, unilineales as-built, contratos de conexión, formularios F3/F9/F15/F21) + lectura directa de la NTCO-PMGD 2026 y del Anexo Técnico SITR. Fuentes de permiso ≠ fuentes as-built: cuando difieren, manda el as-built.
| # | Ítem | v2.0 decía | v3.0 auditado | Fuente |
|---|---|---|---|---|
| N1 | Plazo de cumplimiento | "Vencido 02-abr-2026" (único) | Dos regímenes: Anexo SITR vencido (incorporados); NTCO 2026 → distribuidora publica ~ago-2026, PMGD +1 año (~ago-2027) | NTCO 2026 Art. 10-3 |
| N2 | Norma base PMGD | NTCO feb-2024 | NTCO-PMGD 2026 (D.O. 19-feb-2026), nuevo Cap. 9 de operación/monitoreo/control | CNE, 19-feb-2026 |
| N3 | Estándar exigible | ~inferencia de mercado | Norma explícita: distribuidora no puede exigir estándar superior al de sus propias redes | Art. 7-8 NTCO 2026 |
| N4 | Señales meteo al SITR | Exigibles (A8–A12) | Probablemente NO exigibles: PMGD en Autodespacho (Art. 9-20) quedan fuera del Art. 20 del Anexo | Anexo Art. 20 + NTCO 9-20 |
| N5 | Protecciones | no mencionado | Nuevo plazo activo: actualizar ajustes de protecciones antes de ~19-ago-2026 | Art. 10-5 NTCO 2026 |
| D1 | Santa Luisa POI | ~13,2 kV | 15 kV (23 kV = línea evacuación; 8,66 kV = primario TP). Trackers 181 confirmados → POA | Memoria TRI-I-029 |
| D2 | San Vicente recloser | "NOJA (vía HMI)" | NO documentado en POI — el SEL 351R es de cabecera del alimentador (CGE). ION 7400 + 15 kV confirmados | F4/F21 CEN |
| D3 | Aldebarán estructura | 185 trackers → POA | Conflicto abierto: layout "Pitch 10 m" (fijo) vs PVsyst (185 trk). NOJA OSM27 + ION 7400 sí confirmados | Layout RevC vs PVsyst |
| D4 | Dinamo inversor | "Vertex DEG21C central" | Error de lectura: Vertex = módulo Trina. Hergo = Sungrow SG350HX string + Logger4000 | ES-DMO-A-02/A-04 |
| D5 | Salerno distribuidora | "ENTEL" | Resuelto: CGE 13,2 kV — "ENTEL-Ariztía" es el nombre del alimentador, no la distribuidora. Y recloser = Tavrida REC25 (3ª marca del portafolio) | Unilineal as-built PLA-MT-01 + F7 |
| D6 | Puente equipamiento | ION 8650-A · NOJA OSM15 · 5× SMA SC2200 (del F3) | As-built corrige las tres: ION 7400 0.2% · NOJA OSM27 · 1× SMA MVPS 3000SC-EV. CGE 23 kV alim. EMOS-Sta Marta | Unilineal as-built oct-2020 |
| D7 | Calle Larga inversor | conflicto Freesun vs Huawei | Resuelto: Freesun HEC (Power Electronics). Chilquinta 12 kV + Cooper KFVME + ION 8600, todo as-built | Diagrama Unilineal PMGD (F3/as-built) |
Ítems que la auditoría CONFIRMÓ sin cambios: Aguas Claras = 3× Sungrow SG3125HV central (as-built AGS-PLA, no los 51 Huawei del permiso) · NOJA RC15 = outstation+GPS integrado, RC10 sin GPS · medidor ION en todas las plantas verificadas · Res. 151 publicada D.O. 02-abr-2025.
Dos marcos coexisten y aplican a cosas distintas. Confundirlos lleva a comprar hardware equivocado o a urgencias falsas.
D.O. Res. 151 — Anexo SITR refundido. Corre plazo de 12 meses para coordinados incorporados.
D.O. NTCO-PMGD 2026 — nuevo Cap. 9 (operación, monitoreo, control) + transitorios.
Vence plazo Anexo SITR para instalaciones existentes incorporadas al SITR.
Doble hito: (1) distribuidoras deben publicar sus requerimientos técnicos de monitoreo/control (Art. 10-3); (2) PMGD deben tener ajustes de protecciones actualizados (Art. 10-5). ← estamos aquí (jul-2026)
Vence plazo de 1 año para que los PMGD sin equipamiento implementen monitoreo/control conforme a los requerimientos comunicados por su distribuidora.
Implicancia: la compra de hardware debe hacerse contra los requerimientos que publique cada distribuidora (CGE, Enel, Chilquinta), no contra supuestos. Lo urgente hoy: pedir esos requerimientos + protecciones antes de ago-2026.
El set exigible a un PMGD en autodespacho vía distribuidora es menor que el set completo del Anexo. Núcleo duro vs opcionales:
⚠️ La palabra final del set la tiene cada distribuidora (Art. 7-8) y el Coordinador (si incorpora al SITR). Este cuadro es la línea base normativa para negociar — no aceptar exigencias sobre el estándar propio de la distribuidora.
Art. 7-8 NTCO-PMGD 2026: "Los equipos señalados deben cumplir con los estándares de diseño y construcción utilizados por la Empresa Distribuidora en sus Redes de Distribución […] Las Empresas Distribuidoras, en ningún caso, podrán exigir un estándar de diseño superior a los usualmente utilizados en sus instalaciones."
Las distribuidoras chilenas operan sus propias redes MT con reclosers NOJA/Cooper, medidores ION y RTUs de gama media — ese es el techo de lo que pueden exigir. El Anexo SITR tampoco pide marca ni ±100 ns.
SEL-3505 ~USD 3.5–5k + SEL-2488 ~USD 2.5–3.5k por planta. Excelentes equipos; no exigidos por el mínimo normativo.
✓ confirmado en fuente autoritativa (as-built / CEN / contrato) · ~ inferido de documentos indirectos · ? no verificado o en conflicto.
| Planta | MW AC | Distribuidora · POI | Medidor | Recloser POI | Inversores | Estructura |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Aguas Claras | ~9 | Enel 23 kV✓ | ION 8650 0.2S✓ | NOJA OSM15+RC15✓ | 3× Sungrow SG3125HV central✓ as-built | seguidor~ |
| San Vicente | 9,4 | CGE 15 kV✓ | ION 7400 0.2S✓ MR-2309 | sin documentar? | 3× Sungrow central✓ | 322 trk Alion✓ |
| Santa Luisa | 9,4 | CGE 15 kV✓ corregido | ION 7400✓ | NOJA OSM27~ | 3× Sungrow central✓ | 181 trk Arctech → POA✓ |
| Don Simón | 7,0 | CGE 15 kV✓ | ION 7400✓ | NOJA OSM27+RC10ES✓ | 2× SMA central✓ | 132 trk Arctech✓ |
| Aldebarán | 6,6 | CGE 15 kV Quilapán✓ | ION 7400 (0.3)✓ | NOJA OSM27+RC10✓ | 2× Sungrow central✓ | fijo vs 185 trk? conflicto |
| RTN | 6,25 | CGE 13,2 kV Agrozzi✓ | ION 7400✓ | NOJA OSM15+RC10✓ | 2× Sungrow central✓ | 117 trk Arctech✓ |
| Llancay PMG | 9,0 | transmisión S/E El Peumo✓ | ION 8650✓ | recloser E5 Form 6✓ | Sungrow✓ | Arctech 2V45✓ |
| Planta | Distribuidora | Medidor | Recloser | Inversores | Datalogger |
|---|---|---|---|---|---|
| Falcón | Chilquinta 13,2 kV~ | ION 7400✓ | NOJA✓ | 10× Sungrow SG350HX string✓ | Logger4000✓ |
| Dinamo | Chilquinta 13,2 kV~ | EPC genérico? | EPC genérico? | 9× Sungrow SG350HX string✓ | Logger4000✓ |
| Angol | ? | ? | ? | 10× SG350HX string✓ | Logger4000✓ |
| Los Sauces I | ? | ? | ? | 10× SG350HX string✓ | Logger4000✓ |
| Los Sauces II | ? | ? | ? | 10× SG350HX string✓ | Logger4000✓ |
| Planta | Distribuidora · POI | Medidor | Recloser | Inversores |
|---|---|---|---|---|
| Verona | CGE 23 kV~ | ION 7400✓ MR-2206 | NOJA OSM15/27✓ | Huawei SUN2000 175/185KTL~ |
| Puente Solar | CGE 23 kV alim. EMOS-Sta Marta✓ as-built | ION 7400 0.2%✓ as-built (F3 decía 8650) | NOJA OSM27✓ as-built (F3 decía OSM15) | 1× SMA MVPS 3000SC-EV✓ as-built (F3 decía 5× SC2200) |
| Salerno | CGE 13,2 kV alim. ENTEL-Ariztía✓ ("ENTEL" era el alimentador) | ION 7400 0.2%✓ as-built | ⚠️ Tavrida REC25/OSM25✓ as-built (3ª marca) | 1× SMA MVPS 3000SC-EV✓ as-built |
| Calle Larga COD 2019 | Chilquinta 12 kV✓ F3 | ION 8600✓ as-built | ⚠️ Kyle/Cooper KFVME✓ as-built (no NOJA) | Freesun HEC✓ as-built (resuelto) |
El portafolio tiene 3 plataformas de recloser, no 1: NOJA (Obton, Hergo, Verona, Puente), Tavrida REC25 (Salerno) y Cooper/Kyle KFVME (Calle Larga). La estrategia "recloser como outstation" aplica donde hay NOJA RC15/RC10ES; en Salerno y Calle Larga el outstation saldrá del gateway/datalogger o de un RTU económico. El medidor ION sí es 100% universal (7400/8600/8650) — confirmado as-built en todas las plantas auditadas — y sigue siendo el ancla del diseño.
La fleet extendida (PowerTree: Los Toldos, El Raco, Santa Eugenia, Las Golondrinas, Linares SA, La Brújula, Lothar · iEnergia: Santuario, Marín, Cruz, Pepa, Darlin, etc.) queda fuera del alcance auditado de esta versión.
CAMPO (clase 0.2S, ≤2 s) CONCENTRACIÓN SALIDA
┌───────────────────────────┐
│ Medidor ION 7400/8600/8650│── DNP3 / Modbus / 60870-5-104 ─┐ P,Q,V,f netas [NÚCLEO]
│ Recloser / interruptor │── DNP3 / DI (52a/52b) ─────────┤ estado acople [NÚCLEO]
│ Datalogger (GPM/Logger4000│── Modbus TCP ──────────────────┤ P bruta, curtailment fb
│ /Bluelog) e inversores │ │ [si SITR ampliado]
│ Meteo Modbus (ya instalada)│── Modbus RTU ─────────────────┤ [bonus O&M, no requisito]
└───────────────────────────┘ ┌─────▼──────────────────┐
│ OUTSTATION (reusar): │── protocolo y enlace
│ NOJA RC15 / Moxa-GPM / │ SEGÚN REQUERIMIENTOS
│ Logger4000 / RTU Moxa │ DE CADA DISTRIBUIDORA
│ + GPS (recloser/básico) │ (Art. 7-8) ──────────►
└─────┬──────────────────┘ CGE / Enel / Chilquinta
UPS (6 h si régimen SITR; según estándar ► SCADA distribuidora
distribuidora en régimen NTCO) + 4G respaldo ► SITR CEN
La auditoría cambia el orden: primero los requerimientos de la distribuidora (gratis, obligatorio), después el fierro. Fase 0 y 1 casi no cuestan.
| Fase | Acción | Cuándo | Costo est. (USD) |
|---|---|---|---|
| 0 | Solicitar formalmente a CGE / Enel / Chilquinta sus requerimientos técnicos de monitoreo y control (Art. 7-8 / 10-3) + protocolo, punto frontera y mapa de puntos | ya (jul-2026) | ~0 |
| 1 | Actualizar ajustes de protecciones (Art. 10-5) — 16 plantas, coordinado con distribuidora | antes de ~ago-2026 | ~16.000–32.000 |
| 2 | Consulta al Coordinador: incorporación/exención SITR por planta (Art. 2 Anexo) — define si aplican régimen A (UPS 6 h, GPS ±100 µs) y set ampliado | jul–sep 2026 | ~0 |
| 3 | Ingeniería de integración: mapa de puntos, config outstation (RC15/Moxa/Logger4000), GPS, pruebas punto a punto — contra requerimientos publicados | sep-2026 → ago-2027 | ~64.000–128.000 |
| 4 | Hardware residual solo donde falte: relojes GPS básicos (~10), RTU Moxa (~3), UPS upgrade (según régimen), RUTX11 (~16) | tras fase 3 | ~30.000–60.000 |
| Total portafolio 16 plantas (escenario completo) | ~110.000–220.000 |
La cotización v2.0 (~USD 256k) asumía set completo + 16 plantas al régimen SITR. El escenario auditado es un rango: el piso (~110k) refleja set núcleo + exenciones; el techo (~220k) el set completo. Cifras indicativas a validar con cotización formal.
Ahora anclado en el Art. 7-8 / 10-3 NTCO 2026: se les pide lo que están obligadas a publicar.
Estimada Paulina,
Conforme a la NTCO-PMGD publicada en el D.O. el 19-02-2026 — en particular su Artículo 7-8 (Equipos de Control y Monitoreo para PMGD) y su Artículo 10-3 transitorio — solicitamos que nos comuniquen los requerimientos técnicos y protocolos de comunicaciones definidos por CGE para el monitoreo y control de PMGD, aplicables a nuestras plantas conectadas a sus redes.
En concreto: (1) características técnicas de los equipos de control y monitoreo y protocolo (DNP3 / IEC 60870-5-104 / otro); (2) punto frontera, enlace y mecanismos de seguridad; (3) listado de señales requerido por punto de conexión; (4) procedimiento y agenda de pruebas de integración; y (5) formato para coordinar la actualización de ajustes de protecciones del Art. 10-5 dentro del plazo normativo.
Nuestras instalaciones cuentan con medidor Schneider ION y reconectador en el punto de conexión (con capacidad DNP3 / IEC-104 nativa), por lo que anticipamos una integración expedita una vez recibidos sus requerimientos.
Saludos cordiales,
Emilio Toledo · iEnergia · emilio.toledo@ienergia.cl