La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) llegará a la discusión por la modernización de la distribución eléctrica con seis principios que considera indispensables para el nuevo marco regulatorio: neutralidad tecnológica; acceso abierto y no discriminatorio; datos interoperables; reconocimiento del almacenamiento y de la demanda flexible; incentivos por desempeño y resiliencia; y señales tarifarias horarias eficientes.
El planteo aparece en un momento en que el sistema chileno enfrenta una brecha cada vez más visible entre oferta y consumo. En 2025, la generación renovable más almacenamiento alcanzó el 65,6% de la producción eléctrica, mientras que la demanda del Sistema Eléctrico Nacional se mantuvo en torno a 80 TWh y creció apenas 0,4% interanual. Al mismo tiempo, los recortes de energía renovable llegaron a 6084 GWh.
Para la directora ejecutiva de ACERA, Ana Lía Rojas, ese escenario obliga a redefinir la función de la distribución dentro del sistema eléctrico: “La distribución debe evolucionar desde una red que principalmente entrega electricidad hacia una plataforma capaz de integrar generación, almacenamiento, electromovilidad y consumidores activos, manteniendo calidad, seguridad y costos competitivos”.
El debate llega cuando el Gobierno comienza a abrir formalmente el proceso de modernización. El 19 de agosto, el Ministerio de Energía presentó una agenda de trabajo que tendrá a distribución y materias asociadas de transmisión entre sus primeros focos.
El gremio buscará llevar a esa instancia una agenda que no se limite a la expansión física de las redes, sino que introduzca cambios en acceso, datos, señales tarifarias, flexibilidad y criterios de inversión.
Para Rojas, el resultado tendrá impacto directo sobre la capacidad del país de aprovechar la expansión renovable ya desarrollada.
“Chile ya tiene una ventaja renovable. El desafío de los próximos cinco años es construir las redes, la flexibilidad y la nueva demanda que permitan convertirla en competitividad, productividad y seguridad energética”.
Neutralidad tecnológica para resolver restricciones
Uno de los principales pedidos del gremio será que las necesidades de red no se traduzcan automáticamente en nuevas obras convencionales. ACERA propone que, frente a una restricción, puedan compararse alternativas como ampliaciones físicas, almacenamiento, automatización o gestión de demanda, y que la decisión se tome en función de la solución más eficiente.
El reciente estudio del Coordinador sobre congestiones asociadas a PMGD entrega un antecedente concreto. El análisis evaluó 176 subestaciones, 251 transformadores AT/MT y 69 instalaciones adyacentes, identificó congestiones en 47 subestaciones y 51 transformadores, pero también permitió levantar restricciones de forma permanente, parcial o temporal para determinados proyectos cuando las condiciones técnicas lo hacían posible.
Para Rojas, ese tipo de evaluación debería profundizarse mediante información granular, metodologías transparentes de capacidad disponible y revisiones periódicas de las restricciones.
“La red del futuro requiere gestionar capacidad de manera más dinámica: proteger siempre la seguridad y, al mismo tiempo, aprovechar y liberar capacidad cuando las condiciones técnicas lo permiten”.
Datos, tarifas horarias y consumidores activos
Otro frente que ACERA pretende llevar a la reforma es el de la participación de la demanda. El gremio sostiene que la digitalización no debería limitarse a instalar medidores, sino habilitar decisiones de consumo basadas en información y señales económicas.
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Rojas identifica tres condiciones para lograrlo: datos suficientemente granulares e interoperables, señales tarifarias temporales y un marco que permita a los consumidores responder a ellas.
Esto permitiría, por ejemplo, desplazar hacia determinadas horas la carga de vehículos eléctricos, bombeo, climatización, desalación o algunos procesos industriales, además de utilizar baterías residenciales y comerciales como herramientas de flexibilidad.
“Un consumidor activo necesita información, una señal económica y la posibilidad de responder. Si logramos habilitar esas tres condiciones, la digitalización se transforma en flexibilidad real para el sistema”, afirmó.
El planteo también se vincula con el objetivo de electrificar nuevos consumos. Según las cifras expuestas por ACERA, la electricidad todavía representa alrededor del 23% del consumo energético total del país, lo que deja un amplio espacio para sustituir combustibles fósiles en transporte, minería, industria, climatización y otros usos productivos.
Cómo reconocer las nuevas inversiones
El financiamiento de la modernización será otro de los puntos sensibles. ACERA reconoce que serán necesarias nuevas inversiones en automatización, digitalización, resiliencia y capacidad de conexión, pero plantea que su reconocimiento debería quedar asociado a mejoras verificables.
La discusión ya cuenta con un antecedente reciente. La Ley 21.833, publicada el 31 de julio, habilitó al Ministerio de Energía a convocar a las concesionarias de distribución para presentar planes de inversión orientados a mejorar la calidad de servicio, con posibilidad de reconocimiento tarifario bajo las condiciones fijadas por la norma.
A partir de esa base, el gremio propone avanzar hacia un esquema que vincule las inversiones con desempeño, continuidad, eficiencia y capacidad para integrar nuevos recursos, en lugar de reconocer infraestructura únicamente por el hecho de ser construida.
“No se trata simplemente de tener más red. Se trata de tener una mejor red, usarla eficientemente y vincular la inversión con resultados concretos para el sistema y para los usuarios”.
Almacenamiento distribuido y acceso a las redes
La escala que está tomando el almacenamiento agrega presión sobre el diseño regulatorio. A mediados de 2026, Chile contaba con alrededor de 3,1 GW de sistemas de almacenamiento entre operación y pruebas, 6,6 GW declarados en construcción y más de 28 GW en distintas etapas de tramitación ambiental.
Para ACERA, la normativa deberá anticipar una mayor presencia de baterías detrás del medidor, generación distribuida y nuevos consumos electrificados. Eso implica revisar no solo las condiciones de conexión, sino también la forma en que estos recursos pueden aportar flexibilidad al sistema y acceder a información sobre capacidad disponible.
El objetivo, según el gremio, es evitar que el crecimiento de estas tecnologías avance por delante de la capacidad regulatoria de las redes para incorporarlas.