La distribución eléctrica: el eslabón perdido de la descarbonización

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Chile se ha posicionado a nivel global como un líder indiscutido en la transición energética y el avance de las energías renovables. Hemos transformado nuestros desiertos en plantas solares de clase mundial y aprovechamos nuestros recursos renovables como un motor de desarrollo limpio. Sin embargo, mientras celebramos que más del 60% de nuestra generación proviene de fuentes renovables y proyectamos el retiro total del carbón de nuestro sistema, existe una pieza fundamental del rompecabezas energético que permanece anclada en el pasado de hace cuatro décadas: la distribución eléctrica.

La red que lleva la electricidad a nuestros hogares, comercios e industrias, la llamada «última milla» de la energía, opera bajo un marco regulatorio diseñado en la década de los ochenta. En esa época, el objetivo país era mejorar la cobertura y electrificar el territorio en la mayor mediada posible. Esa misión se cumplió con éxito, logrando que más del 99% de los hogares cuenten hoy con electricidad. Pero el éxito del pasado se ha transformado en un obstáculo para avanzar hacia el futuro. Hoy nos enfrentamos a una realidad radicalmente distinta, marcada por la crisis climática, la necesidad de resiliencia ante eventos extremos y una ciudadanía empoderada que ya no es un actor pasivo, sino un prosumidor, un potencial generador y gestor de su propia energía.

La urgencia de una reforma integral a la distribución no es solo una cuestión de modernización tecnológica; es un imperativo económico y social. Nuestro marco actual está obsoleto. No solo no promueve la integración de las nuevas tecnologías que la ciudadanía y la industria demandan, sino que, paradójicamente, amenaza con encarecer las cuentas de la luz sin garantizar una mejora en la calidad del servicio que reciben las familias chilenas.

Un marco obsoleto frente a una modernización urgente

El diagnóstico técnico es contundente: la regulación vigente de la distribución ya no responde a las necesidades de Chile. El modelo actual se basa en la ficción de una «Empresa Modelo» eficiente, diseñada teóricamente desde cero (greenfield) cada cuatro años para fijar las tarifas. Este enfoque, que fue útil hace cuarenta años para incentivar la eficiencia en la expansión de redes básicas, se ha convertido en una camisa de fuerza que distorsiona la realidad operativa y financiera del sector.

El día a día de las empresas distribuidoras dista mucho de esa empresa de papel construida en una hoja de cálculo o en una planilla exel. Las redes reales enfrentan desafíos que el modelo teórico de empresa greenfield ignora: el envejecimiento de la infraestructura, la necesidad de reemplazos prematuros por eventos climáticos extremos o robos de conductores, y la obligación de gestionar una red que ya existe, con sus trazados históricos y restricciones físicas, no una que se construye óptimamente desde cero. También es un modelo que no reconoce las posibles innovaciones y nuevas tecnologías que algunas empresas podrían incorporar a sus redes.

Opera con lo básico e incluso incentiva la subinversión, pues en muchos casos es más eficiente para las empresas arriesgarse al cobro de multas por parte de la autoridad por un servicio prestado en condiciones sub-normativas que hacer las inversiones necesarias para alcanzar los estándares exigidos en la regulación. Esta situación se ve agravada por la falta de recursos con las que el fiscalizador cuenta, siendo incapaz de pesquisar todos los problemas que hoy aquejan a la red.

Ante un escenario donde vemos que las tarifas eléctricas, incluido el Valor Agregado de Distribución, se ven incrementadas sistemáticamente, cabe hacerse la pregunta crítica al respecto: ¿Estos costos incrementales que hoy se están cobrando están
contribuyendo realmente a una mejora en la calidad de servicio y a la modernización del sector? La respuesta, lamentablemente, es poco clara bajo el esquema actual. El mecanismo de remuneración vigente no asegura que las mayores tarifas cobradas a los usuarios se traduzcan necesariamente en redes más inteligentes o resilientes; a menudo, simplemente cubren ineficiencias de un modelo regulatorio que no conversa con la realidad o pagan deudas acumuladas por congelamientos tarifarios pasados, sin que ello signifique un salto cualitativo en el servicio que recibe el usuario final.

El sistema actual de Price Cap expone a las empresas y a los usuarios a variaciones de demanda que generan descalces de ingresos, los cuales terminan acumulándose como deudas que requieren leyes especiales o alzas bruscas para regularizarse, lo que lamentablemente solo actúa como solución parche y da poca sostenibilidad a un futuro, donde los requerimientos sobre el sector de distribución se verán solo incrementados.

Necesitamos transitar hacia mecanismos de Revenue Cap con una regulación basada en incentivos que permitan ajustes más automáticos y transparentes, evitando la acumulación de distorsiones que terminan pagando los clientes finales.

Distribución, descarbonización y flexibilidad

A menudo se piensa que la descarbonización es una tarea que ocurre exclusivamente en los grandes parques generadores del norte o del sur. Sin embargo, la batalla final contra el cambio climático se librará también en las ciudades, en la calefacción de nuestros hogares y en el transporte que utilizamos. La componente de distribución es fundamental para lograr los objetivos de descarbonización del país a un costo asequible para la población.

La evidencia técnica reciente es abrumadora y cuantificable. El estudio "Integración de Flexibilidad desde la Demanda en el Sistema Eléctrico Chileno", desarrollado por el Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) y el Imperial College of London, demuestra que el escenario de menor costo para alcanzar la carbono neutralidad no es aquel que solo llena el sistema de grandes centrales y baterías, sino el que incorpora decididamente flexibilidad en la demanda y recursos energéticos distribuidos (DER).

Para lograr las metas de descarbonización al año 2050, el consumo eléctrico deberá aumentar drásticamente debido a la electrificación del transporte, la climatización y la producción de hidrógeno verde. Si intentamos abastecer esta nueva demanda con el paradigma actual de red pasiva y modelo centralizado, los costos serán exorbitantes e inviables. Por otro lado, si logramos que la demanda sea flexible y exista una gestión de recursos descentralizada en conjunto a la infraestructura más tradicional, es decir, que los vehículos eléctricos se carguen en horas de sol o viento, que la climatización gestione su inercia térmica de manera inteligente, que exista una incorporación de generación distribuida y que las industrias adapten sus procesos, podremos evitar inversiones multimillonarias en infraestructura de gran escala.

Las cifras son elocuentes: la adopción de flexibilidad desde la demanda (DSR) y recursos energéticos distribuidos podría permitir alcanzar el escenario con mayor penetración ahorros sistémicos de hasta 1.751 millones de dólares al año hacia 2050 para el total del horizonte de tiempo estudiado.

Sin embargo, sin una reforma regulatoria en distribución que habilite técnica y económicamente esta flexibilidad en la última milla, estaremos condenados a una transición energética ineficiente y costosa (y quizás inviable), pagando por fierros, cables y baterías que podríamos habernos ahorrado con inteligencia y gestión.

Hacia una Empresa Modelo Brownfield y Tarifas del Siglo XXI

Para salir de este estancamiento, se requiere una cirugía mayor al corazón del modelo tarifario y de remuneración. Necesitamos abandonar la empresa modelo tipo greenfield y transitar a un esquema de Empresa tipo Brownfield. ¿Qué significa esto? Implica reconocer la base de activos reales que efectivamente prestan el servicio hoy. Al valorar la red existente y sus costos de mantenimiento reales, se eliminan las brechas financieras que hoy generan distorsiones y deudas acumuladas.

Esto da certeza a la inversión y permite exigir, con propiedad, mejoras en la resiliencia de la red frente al cambio climático. Pero cambiar cómo se le paga a la empresa es solo la mitad de la ecuación. También debemos cambiar radicalmente cómo paga el usuario. Necesitamos modernizar la estructura tarifaria hacia esquemas con diferenciación horaria (Time of Use). Debemos implementar tarifas que envíen señales de precio correctas, incentivando el consumo en horas de abundancia renovable. Esto es fundamental para evitar el vertimiento de energía limpia y para aplanar la curva de demanda, reduciendo la necesidad de redes más grandes. Además, se requiere establecer una estructura tarifaria más balanceada entre componentes fijas y variables. Actualmente, los cargos por uso de red son mayoritariamente volumétricos (por kWh), lo que genera subsidios cruzados injustos. Una tarifa eficiente debe reflejar los costos reales que cada usuario impone al sistema, separando los costos de energía de los costos de la red.

Un modelo con incentivos incorrectos

Nuestro marco regulatorio actual responde a una realidad de hace 40 años que no permite integrar nuevas tecnologías, innovación ni dar incentivos a una mejora sustantiva en la calidad del servicio a los clientes finales. Hoy, el negocio de una empresa distribuidora se basa fundamentalmente en la remuneración de sus activos físicos. Esto genera un sesgo hacia el gasto de capital (CAPEX): si la empresa tiene un problema en la red, el incentivo regulatorio la empuja a construir más infraestructura física (un cable más grueso, un nuevo transformador), porque eso aumenta su base de activos remunerada. Si, por el contrario, existe una solución digital, un software de gestión de la demanda o un servicio de flexibilidad distribuida que podría resolver el mismo problema de manera más barata y rápida (OPEX), la regulación actual la desincentiva implícitamente. No existen incentivos reales para la eficiencia dinámica ni para la innovación tecnológica.

Más grave aún es la situación de la calidad de servicio. Aunque existen multas compensatorias por cortes de luz, el esquema de remuneración no premia la excelencia ni la mejora continua. Las cifras al respecto son preocupantes: el índice SAIDI (duración promedio de interrupciones) a nivel nacional aumentó a 27,6 horas promedio en 2024, un deterioro significativo respecto a años anteriores y muy lejos de la meta de la Política Energética Nacional de llegar a 1 hora al 2050.

Esta brecha de calidad es una barrera importante para el desarrollo. ¿Cómo podemos pedirle a un usuario que cambie su calefacción a leña por una bomba de calor eléctrica, o que compre un auto eléctrico, si no podemos garantizarle un suministro continuo y confiable? La falta de incentivos alineados con la calidad pone en riesgo la electrificación de los consumos, que es el corazón de la estrategia climática de Chile.

Necesitamos transitar urgentemente hacia un modelo de remuneración basado en incentivos por desempeño. En este tipo de modelos, la autoridad debe definir metas claras de calidad técnica, comercial y de satisfacción usuaria. Si la empresa mejora el servicio, reduce los tiempos de conexión o integra eficientemente recursos distribuidos, esta es recompensada económicamente. Por el contrario, si la empresa falla, esta es penalizada en su remuneración. Este mecanismo alinea los intereses de la empresa con el bienestar social, poniendo, por primera vez, el énfasis en el usuario y su experiencia, y no solo en la infraestructura física.

Abriendo el mercado hacia la Competencia: Comercialización, Medición Inteligente y Nuevos Actores

La modernización no estaría completa sin inyectar competencia donde hoy hay monopolio, por lo que se requiere la incorporación de la comercialización minorista paulatinamente. Hoy por hoy, las distribuidoras no solo transportan la energía, sino que también se hacen cargo de venderla y gestionan la atención comercial de los clientes regulados. Separar estas funciones permitiría la entrada de «Comercializadores puros». nuevos actores que compitan por ofrecer mejores tarifas, servicios de gestión de energía, paquetes de energía 100% renovable o financiamiento para techos solares, entre otras variadas opciones. Esta competencia es el motor para mejorar la oferta del servicio eléctrico al consumidor final, tal como ocurrió en la telefonía hace décadas. La creación de la figura del «Comercializador Puro» es el primer paso para dinamizar un mercado que hoy está estático.

Pero para que todo esto funcione; las tarifas horarias, la gestión de la demanda, la comercialización competitiva; necesitamos un cerebro digital en cada hogar. La incorporación de la medición inteligente es la piedra angular para la modernización de la distribución. Sin medidores que registren el consumo por horarios y permitan la comunicación bidireccional, las tarifas flexibles y la gestión activa de la demanda son imposibles. El despliegue de esta tecnología debe retomarse, pero esta vez con una estrategia clara que muestre los beneficios tangibles al usuario, como compensaciones automáticas ante cortes y acceso a tarifas más baratas, no como una imposición sin beneficios claros.

Por último, la red necesita un gestor activo. Debemos transitar hacia la figura del DSO (Distribution System Operator). La red ya no será una tubería unidireccional, sino que más bien será una plataforma donde fluya energía en ambas direcciones. Necesitamos que las distribuidoras tengan las herramientas y las atribuciones para gestionar estos flujos, coordinar los recursos distribuidos y operar la red de manera dinámica, tal como lo hace el Coordinador Eléctrico a nivel nacional, pero en la escala local.

Una Deuda Pendiente: Habilitar el Potencial Solar distribuido de Chile

La energía solar es el recurso renovable más abundante en Chile y el de menor costo. No es una promesa a futuro; es una realidad hoy. La Generación Distribuida (PMGD y Netbilling) representa hoy más del 10% de la capacidad instalada en nuestro
sistema, siendo principalmente solar.

Pese a aquello, tenemos techos y terrenos aptos en todo el país recibiendo la mejor radiación del mundo sin que estos puedan ser aprovechados, pues nuestro sistema tarifario y la regulación en distribución dificultan su desarrollo y no permiten traspasar al usuario final los beneficios de contar con energía limpia cerca de los puntos de consumo. Hoy, un proyecto de generación distribuida que quiere conectarse o participar del mercado de contratos enfrenta barreras regulatorias, burocráticas, costos de conexión profundos (debe pagar todos los refuerzos de la red, a diferencia de la demanda que no paga por reforzarla bajo un esquema shallow) y falta de transparencia sobre la capacidad de la red.

Esta asimetría frena la inversión. Necesitamos transitar a un esquema de conexión simétrico y ágil (tipo shallowish), donde los Recursos Energéticos Distribuidos (DER) sean tratados como un cliente en igualdad de condiciones, valorando su aporte a la
descarbonización y a la reducción de pérdidas de transmisión al generar la energía donde se consume. Asi mismo, los esquemas de participación de los generadores en el mercado de contratos deben reconocer los beneficios sistémicos que la generación distribuida conlleva al sistema debido a su naturaleza descentralizada y a su operación cerca de la demanda, de forma que estos factores puedan reflejarse en los precios ofertados por estos generadores en un futuro mercado minorista para abastecer a los clientes (y logren asi ser competitivos frente a grandes centrales de generación alejados de la demanda).

La reforma a la distribución no puede esperar más. No se trata solo de ajustar fórmulas matemáticas en un decreto tarifario o de resolver una deuda de VAD coyuntural; se trata de habilitar el futuro energético de Chile. Es sobre empoderar a los usuarios para que dejen de ser pagadores pasivos y pasen a ser protagonistas activos de la transición. Se trata de transformar nuestras redes del siglo XX en la plataforma inteligente del siglo XXI que la crisis climática exige.