La modernización de la Ley Eléctrica de Chile deberá revisar la planificación de la transmisión y otorgar mayor flexibilidad al desarrollo de las líneas para evitar que la infraestructura siga avanzando por detrás de las necesidades del sistema. Así lo planteó Arturo Le Blanc, presidente de Transmisoras de Chile, poniendo sobre la mesa varios de los cambios que el segmento espera discutir en el proceso que comenzará en septiembre.
“En Chile tenemos un sistema de planificación centralizada y yo entiendo la presión que tiene la autoridad por ser costo-eficiente, pero no puede ser un único criterio”, sostuvo.
El argumento se apoya en una brecha temporal concreta. Según explicó, mientras un parque fotovoltaico o eólico puede ejecutarse en dos o tres años, el desarrollo completo de una línea puede demandar entre 10 y 15 años, considerando planificación, permisos y construcción.
La propia Comisión Nacional de Energía (CNE) reconoce que el ciclo de expansión de la transmisión puede extenderse entre siete y diez años y que deberá responder simultáneamente al crecimiento renovable, almacenamiento, electromovilidad, centros de datos, desaladoras y nuevos polos de consumo.
Le Blanc dimensionó además la brecha existente en torno a 3000 MW de capacidad de transmisión, que representarían inversiones cercanas a USD 1500 millones.
El problema ya tiene consecuencias sobre el aprovechamiento de la generación disponible. La Ruta Energética 2026-2030 del Ministerio de Energía señala que durante 2025 Chile registró más de 6000 GWh de energías renovables vertidas por cuellos de botella en transmisión, pese a que más del 60% de la capacidad instalada del país ya corresponde a fuentes renovables y alrededor de dos tercios de la electricidad generada ese año provino de estas tecnologías.
Por otra parte, el calendario ya está definido. El subsecretario de Energía, Hugo Briones, anunció que la primera semana de septiembre comenzarán las mesas de modernización de la Ley Eléctrica, con foco en distribución y en materias de transmisión directamente asociadas, mientras que el Ministerio pretende completar el trabajo técnico a diciembre para avanzar posteriormente al trámite legislativo.
En ese contexto, Le Blanc cuestionó que la expansión de las redes se defina principalmente bajo una lógica de costo-eficiencia y reclamó una planificación capaz de adelantarse a las necesidades futuras.
Cuatro de cada diez obras presentan atrasos relevantes
Los tiempos de ejecución constituyen otro de los puntos que Transmisoras busca llevar a la discusión regulatoria. Los datos más recientes del Coordinador Eléctrico Nacional muestran que, al 31 de mayo de 2026, el organismo supervisaba 161 obras de transmisión, de las cuales 65, equivalentes al 40%, registraban desviaciones superiores al 10% respecto de sus cronogramas.
La situación es más marcada entre las obras nuevas, donde el porcentaje llega al 49%, y en las obras de ampliación, con un 46%. Entre las principales causas de los atrasos, el Coordinador identifica dificultades asociadas a permisos ambientales, gestión territorial, relicitaciones y condicionamientos constructivos.
Ese cuadro explica el pedido de Le Blanc por incorporar mayor capacidad de adaptación una vez que una línea entra en desarrollo.
El ejecutivo ejemplificó que un propietario o una comunidad puede aceptar el paso de una infraestructura, pero solicitar posteriormente que el trazado se desplace algunos cientos de metros para compatibilizarlo con actividades existentes o futuras.
“Nosotros no podemos adaptarnos a eso. ¿Por qué? Perdemos la concesión eléctrica, perdemos los permisos”, señaló.
Para el gremio, la reforma debería permitir ajustes de este tipo sin obligar al desarrollador a retroceder etapas completas de autorización.
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La magnitud de los proyectos vuelve especialmente sensible esa discusión. En marzo de 2026, el Coordinador lanzó una licitación internacional para 17 nuevas obras de transmisión por USD 480 millones, incluyendo nuevas subestaciones y líneas en distintos puntos del Sistema Eléctrico Nacional.
Transmisoras pide anticipar inversiones
El segundo cambio de fondo planteado por Le Blanc apunta a modificar la lógica temporal con la que se decide la expansión.
Según sostuvo, estudios desarrollados por el Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI) muestran que incluso una planificación que contemple cierta capacidad adicional puede generar beneficios superiores al costo de haber construido infraestructura antes de que resulte estrictamente indispensable.
“Si nosotros hubiéramos hecho la planificación incluso sobreinvirtiendo un poco en líneas, los beneficios sistémicos y para el cliente final siempre lo hubieran sobrepasado”, afirmó.
El planteamiento gana peso frente a las proyecciones de crecimiento del sistema. Un informe presentado por el Consejo de Políticas de Infraestructura (CPI) estima que la demanda eléctrica chilena superará los 100000 GWh hacia 2035 y que la red debería expandirse aproximadamente 40% durante ese período.
Para Transmisoras, esa evolución obliga a evaluar las nuevas líneas no solo en función de la congestión actual, sino también de la generación, almacenamiento y demanda que deberá conectarse durante la próxima década.
Permisos: “No todo requiere ley”
Le Blanc también advirtió que parte de los cambios necesarios puede implementarse sin esperar una reforma legislativa.
“Yo creo que no todo requiere ley. Hay muchos temas, de nuevo, de criterios de sentido común”, sostuvo.
Uno de los ejemplos mencionados fue la precisión exigida desde etapas tempranas sobre la ubicación de las estructuras de una línea, pese a que proyectos de cientos de kilómetros pueden encontrarse posteriormente con restricciones territoriales, ambientales o patrimoniales imposibles de anticipar en detalle.
El planteamiento no apunta, aclaró, a reducir exigencias ambientales.
“Nosotros no pedimos que bajen el estándar. Lo único que pedimos es que tenemos que anticipar el estándar, tenemos que saber qué es lo que se espera de nosotros”, remarcó.
La CNE reconoce el mismo desafío desde la planificación: en julio identificó entre los principales problemas del segmento licitaciones con baja participación, obras declaradas desiertas, retrasos constructivos y mayores complejidades sociales y ambientales en el territorio.
Para Le Blanc, la discusión que comenzará en septiembre deberá resolver precisamente esa combinación de obstáculos: cómo planificar antes, ejecutar más rápido y permitir que las líneas se adapten durante su desarrollo, sin reducir los estándares exigidos.
“Estos proyectos no son de una empresa, son proyectos del país. Los desarrolla una empresa, pero son proyectos del país”, concluyó.