Por :Cristóbal Parrado – Investigador Centro de Transformación Energética (CTE) UNAB
Durante años, la discusión eléctrica en Chile se concentró en generación y
transmisión: cuánta energía renovable incorporamos, cómo retiramos carbón, qué
líneas necesitamos construir y cómo evitamos vertimientos o congestiones. Sin
embargo, la transición energética tiene hoy un cuello de botella menos visible, pero
igual o más decisivo: la distribución eléctrica.
La propuesta presentada en marzo por el Comité de Expertos para la Revisión del
Sistema Regulatorio del Sector Eléctrico apunta precisamente en esa dirección. La
distribución es el segmento que conecta el sistema eléctrico con la vida cotidiana de
las personas. Es donde se perciben los cortes, la demora en la reposición del
suministro, la calidad del servicio, la atención al cliente y, crecientemente, la
posibilidad de integrar nuevas tecnologías como generación distribuida, baterías,
electromovilidad, medidores inteligentes y gestión activa de la demanda.
El diagnóstico es claro: el modelo regulatorio vigente, basado históricamente en la
lógica de una empresa modelo eficiente, fue útil para una etapa del desarrollo
eléctrico, pero hoy resulta insuficiente. La red de distribución ya no puede
entenderse solo como una infraestructura pasiva que lleva electricidad desde el
sistema hacia los hogares. Debe transformarse en una plataforma inteligente,
flexible y resiliente, capaz de operar en un entorno con consumidores más activos,
eventos climáticos más extremos y una matriz energética más variable.
La hoja de ruta propuesta por el Comité plantea elevar estándares de calidad y
seguridad de suministro, modernizar la tarificación, avanzar en medidores
inteligentes mediante pilotos, modificar los esquemas de remuneración para
reconocer planes de inversión, integrar recursos energéticos distribuidos, abrir
espacios de innovación mediante sandbox regulatorios y revisar aspectos de
gobernanza e institucionalidad. Es decir, no se trata solo de exigir más a las
distribuidoras, sino de rediseñar los incentivos para que invertir en resiliencia,
digitalización y flexibilidad sea técnica y económicamente viable.
Este punto es fundamental. No basta con subir estándares si el marco tarifario no
reconoce adecuadamente las inversiones necesarias para cumplirlos. Una red más
resiliente requiere automatización, telecontrol, sensores, gestión de vegetación,
cuadrillas mejor coordinadas, sistemas de predicción, análisis de datos,
ciberseguridad y capacidad de respuesta ante contingencias. Todo eso tiene costos,
pero también evita costos sociales mucho mayores cuando ocurren cortes
prolongados.
Los eventos de los últimos años muestran que la resiliencia ya no puede tratarse
como un atributo deseable, sino como una condición estructural del sistema
eléctrico. Los extensos cortes de agosto de 2024, el apagón nacional del 25 de
febrero de 2025 y la mayor exposición a fenómenos climáticos extremos dejaron en
evidencia que la seguridad del suministro no depende únicamente de tener
suficiente generación. También depende de redes capaces de anticipar, resistir,
aislar fallas y recuperarse rápidamente.
Ahora bien, la reforma debe evitar dos riesgos. El primero es quedarse en una
modernización declarativa, con pilotos y diagnósticos, pero sin cambios regulatorios
profundos. Chile ya tiene experiencia suficiente para saber que los pilotos
tecnológicos son valiosos, pero si no escalan hacia reglas permanentes, modelos
tarifarios claros e incentivos medibles, terminan siendo vitrinas de innovación más
que herramientas reales de transformación.
El segundo riesgo es cargar toda la discusión sobre las empresas distribuidoras sin
mirar el sistema completo. La resiliencia eléctrica es una responsabilidad compartida
entre regulación, empresas, municipios, consumidores, planificación territorial y
nuevas tecnologías. Una red más robusta frente a tormentas requiere inversiones de
la distribuidora, pero también coordinación con arbolado urbano, permisos
municipales, fiscalización, estándares de construcción y educación ciudadana. La
distribución moderna no se resuelve solo con fierros; se resuelve con datos,
coordinación e institucionalidad.
El gran cambio que Chile necesita es pasar desde una regulación centrada en
activos mínimos eficientes hacia una regulación orientada a desempeño. Esto
significa remunerar no solo la existencia de infraestructura, sino los resultados que
esa infraestructura entrega: menos interrupciones, menor duración de cortes, mayor
capacidad de integración de recursos distribuidos, mejor información para los
usuarios, mayor velocidad de reposición y menor vulnerabilidad ante eventos
extremos.
También será clave que la modernización tarifaria se diseñe con cuidado. Tarifas
más dinámicas pueden ayudar a alinear el consumo con las necesidades del
sistema, especialmente en un país con alta penetración solar y crecientes desafíos
de flexibilidad. Pero deben implementarse gradualmente, con protección para
clientes vulnerables y con información clara. La digitalización no puede
transformarse en una nueva brecha social. Un sistema inteligente debe ser también
comprensible y justo.
Chile avanzó con fuerza en energías renovables. Ahora debe avanzar con la misma
convicción en redes de distribución modernas. Porque la transición energética no se
mide solo en megawatts renovables instalados; también se mide en la capacidad de
que esa energía llegue de forma segura, continua y confiable a las personas.
