Un aviso operativo publicado en SIASAM define restricciones y criterios de autorización para mantenimientos y pruebas de puesta en servicio en ventanas específicas de 2026. Para generadores, IPP y usuarios del MEM, esto cambia la planeación de indisponibilidades, el calendario de O&M y la gestión de riesgo de exposición a PML y a confiabilidad del SEN.
El mensaje operativo en SIASAM es directo y tiene dos piezas que se deben leer como política de confiabilidad para el arranque de 2026. CENACE señala: “las solicitudes para mantenimientos… no serán autorizadas a partir del 30 de abril hasta el 15 de septiembre del 2026” y, además, que “se evaluará caso por caso la autorización de pruebas de puesta en servicio… del 20 de diciembre 2025 al 31 de enero de 2026.”
La lógica no es burocrática: es operación del sistema. El primer tramo bloquea mantenimientos en la temporada de mayor estrés esperado (verano) para proteger capacidad disponible y margen de reserva. El segundo tramo restringe pruebas en un periodo donde la demanda baja, sí, pero la confiabilidad se vuelve sensible por condiciones de operación (rampas, indisponibilidades coincidentes, maniobras, y la necesidad de mantener control sobre el despacho y las condiciones de red). En otras palabras: 2026 arranca con una señal de “capacidad cuenta” y “pruebas bajo control”.
En SIASAM, “autorización” no es un trámite: es el filtro que decide si tu salida se vuelve legal-operativa o si te empuja a reprogramación, costos y exposición a mercado. Con la ventana de no autorización en verano, el calendario de O&M se comprime de facto hacia 1T–2T temprano (antes de mayo) y hacia otoño. Esto implica que:
Los mantenimientos mayores y trabajos de alto riesgo operativo deben anticiparse y “amarrarse” antes del cierre de abril.
Lo que no quede aprobado, se convierte en incertidumbre operativa (y financiera) en el tramo más caro del año, precisamente cuando el sistema es menos tolerante a pérdidas de capacidad.
En paralelo, la evaluación caso por caso de pruebas en fin de año e inicio de enero no elimina las pruebas: cambia su gobernanza. Tu éxito dependerá de justificar necesidad, minimizar riesgo, y sincronizarte con la operación del SEN en ventanas donde CENACE quiere control fino.
Para CCGT, el aviso es crítico porque suelen ser columna vertebral de capacidad firme y reservas. Si tienes inspecciones mayores, overhauls o mantenimientos de turbinas/HRSG, el mensaje operativo es: en verano, no cuentes con autorización. La consecuencia práctica es que el backlog de mantenimiento se moverá a periodos previos, elevando competencia por ventanas y por recursos (contratistas, refacciones, logística). Quien llegue tarde, operará con mayor riesgo de falla forzada durante el periodo de mayor exigencia del sistema, justo cuando los costos de indisponibilidad se vuelven más visibles.
Para renovables nuevas o expansiones, la restricción de pruebas en el tramo 20-dic a 31-ene implica que COD y sincronización pueden enfrentarse a un carril más estrecho. Aunque la demanda baje en invierno, las pruebas pueden implicar maniobras, cambios de topología y gestión de restricciones locales. Si tu cronograma de comisionamiento “cae” en esa ventana, la ejecución deja de depender solo del EPC: dependerá de tu capacidad de coordinar pruebas, demostrar control operativo (telemetría, protecciones, cumplimiento de requisitos) y reducir incertidumbre para CENACE.
Las cogeneraciones y usuarios industriales con generación asociada que programan salidas para mantenimiento (por ejemplo, paros de planta) enfrentan una fricción: muchas paradas industriales se alinean con ventanas productivas, pero el sistema no necesariamente acompaña. Si una cogeneración planea mantenimiento eléctrico en verano, puede quedar atrapada entre la realidad de planta y la realidad del SEN. Resultado típico: reprogramación forzada, o decisiones costosas de compra de energía y potencia cuando el mercado está más sensible.
Para suministradores, el aviso se traduce en riesgo de portafolio: si mantenimientos de unidades que respaldan tu cobertura no pueden autorizarse en verano, aumenta la probabilidad de exposición a PML altos, bases nodales y a costos por servicios conexos. En un 2026 donde CENACE anticipa estrés de demanda, tu riesgo no está solo en “precio promedio”, sino en disponibilidad real de tu stack de suministro y su correlación con ventanas de congestión.
Reprogramaciones en cadena: tu mantenimiento se empuja y choca con otras salidas; el sistema te fuerza a ventanas subóptimas y más caras.
Costos O&M por urgencia: contratar recursos y refacciones a última hora, con penalizaciones logísticas y menor calidad de ejecución.
Exposición a PML en periodos críticos: para generadores, pérdida de ingresos por indisponibilidad en semanas valiosas; para cargas/suministradores, costos spot en momentos de estrés.
Mayor probabilidad de fallas forzadas: si pateas mantenimiento relevante “hasta después”, operas degradado durante el verano con riesgo de trips y restricciones.
Atraso en COD/energización por pruebas: proyectos renovables o nuevas unidades se quedan “listos pero no autorizados”, con impacto contractual (EPC, financiamiento) y operativo (portafolio).
Controversias por facturación/penalizaciones y cumplimiento: discrepancias entre lo programado internamente y lo autorizado en SIASAM terminan en fricción contractual y costos no presupuestados.
La acción clave no es “correr el calendario”, sino blindar la ruta crítica. Esta semana, los equipos de generación y energía deberían: alinear su plan anual de salidas con las ventanas explícitas del aviso, identificar qué trabajos no pueden moverse (mantenimientos mayores, pruebas críticas, paros industriales) y preparar justificaciones técnicas operables para lo que caiga en periodos sujetos a evaluación. El objetivo es simple: llegar a 2026 con mantenimientos esenciales aprobados antes del corte de abril y con una estrategia realista para pruebas y comisionamientos en el tramo diciembre–enero, evitando que la confiabilidad del SEN se convierta en tu riesgo operativo y financiero.
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