Chile comenzará en la primera semana de septiembre las mesas técnicas para modernizar la regulación de la distribución eléctrica, con el objetivo de que cada instancia entregue sus conclusiones durante diciembre de 2026, según confirmó el subsecretario de Energía, Hugo Briones.
El cronograma marca el paso más concreto hasta ahora de una reforma que el Gobierno de José Antonio Kast decidió concentrar inicialmente en distribución eléctrica y en aquellos aspectos de transmisión directamente vinculados con este segmento.
“En materia de distribución eléctrica en Chile no faltan las ideas. Está el conocimiento, pero 20 años produciendo informes no han terminado en proyectos de ley. Eso lo tenemos que corregir”, sostuvo Briones.
El trabajo fue lanzado políticamente el 19 de agosto y tendrá tres mesas técnicas. La primera estará dedicada a seguridad de servicio y tiempos de reposición del suministro; la segunda, a calidad de servicio y usuarios; y la tercera abordará competencia, nuevas tecnologías y su integración eficiente a las redes.
Este último eje incluirá asuntos particularmente sensibles para el nuevo funcionamiento del sistema: integración de recursos energéticos distribuidos, rol operativo de las distribuidoras y utilización eficiente de infraestructura vinculada a transmisión.
Las mesas tendrán contrapartes técnicas del Ministerio de Energía, la Comisión Nacional de Energía (CNE), el Coordinador Eléctrico Nacional y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC). El Ministerio ejercerá la secretaría técnica y el proceso contará además con apoyo internacional y del Consejo de Políticas de Infraestructura (CPI).
El Gobierno también anticipó que habrá un calendario público de reuniones, actas y documentos abiertos, mientras que los antecedentes serán compartidos con parlamentarios antes del ingreso formal del futuro proyecto al Congreso.
“Cada mesa dará sus conclusiones en el mes de diciembre”, confirmó Briones, quien remarcó que el Ejecutivo no pretende volver a discutir desde cero un diagnóstico sobre el que considera que ya existe consenso.
Una red pensada para otro sistema eléctrico
La ministra de Energía, Ximena Rincón, puso el foco precisamente sobre la distancia entre el sistema para el que fue concebida la regulación y el que hoy deben gestionar las distribuidoras.
“Estamos regulando el siglo XXI con una norma anterior a Internet. Así de brutal es esto”, planteó.
Según la funcionaria, el marco que sostiene el funcionamiento del segmento fue concebido cuando Chile todavía no tenía paneles solares residenciales, vehículos eléctricos, baterías, medidores inteligentes ni la demanda de nuevas industrias como los centros de datos.
El cambio tecnológico ya puede medirse en la propia red de distribución. A junio de 2026, Chile tenía 3711 MW de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) conectados a instalaciones de distribución, equivalentes a alrededor del 10% de toda la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional. Si se incorporan los pequeños medios de generación conectados a otros segmentos, el total alcanza los 4160 MW, cerca del 11% del parque nacional.
El dato grafica uno de los desafíos detrás de la reforma: las redes de distribución dejaron de funcionar únicamente como el último eslabón encargado de llevar energía desde grandes centrales hacia consumidores y progresivamente deben gestionar generación local, flujos bidireccionales, almacenamiento, electromovilidad y nuevos perfiles de demanda.
El diagnóstico coincide con el presentado en marzo por el Comité de Expertos para la Revisión del Sistema Regulatorio del Sector Eléctrico. Ese trabajo concluyó que el modelo regulatorio basado en una “empresa modelo eficiente” requiere ajustes para incorporar nuevas tecnologías y adaptarse a cambios en los patrones de consumo, generación y riesgos climáticos.
“Los grandes números de la transición no valen nada si no llegan a la casa de las personas”, sostuvo Rincón, quien vinculó la reforma con una exigencia concreta: que ante una falla “la luz vuelva en horas y no en días”.
Seguridad, calidad y competencia
Ese será precisamente el primer pilar de la reforma.
Los eventos climáticos y cortes de suministro de los últimos años volvieron a instalar la discusión sobre la resiliencia de las redes de distribución y los tiempos de reposición. De hecho, en julio la SEC volvió a instruir a las empresas distribuidoras de las regiones comprendidas entre Atacama y Los Lagos a reforzar sus planes de contingencia y aumentar brigadas ante un sistema frontal.
El segundo eje será la calidad de servicio, con énfasis en medición, información a clientes, protección de usuarios vulnerables y mecanismos de compensación.
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“El usuario no tendría que pelear para que le entreguen lo que corresponde. La compensación tiene que ser automática”, afirmó Rincón.
La discusión regulatoria sobre calidad, de hecho, ya empezó a moverse. En enero de 2026, la CNE abrió un procedimiento para modificar la Norma Técnica de Calidad de Servicio para Sistemas de Distribución, particularmente en los procesos de conexión y ampliación de servicios.
El tercer eje pondrá sobre la mesa la competencia y la incorporación de nuevas tecnologías, un punto donde el Ejecutivo pretende discutir desde el papel de las distribuidoras hasta las condiciones de conexión de nuevos usuarios y recursos.
Para Kast, el objetivo es que “la red deje de ser el cuello de botella del desarrollo”.
El Presidente definió la reforma como el paso siguiente a la Ley 21.833, conocida como Ordenemos la Cuenta, que entró en vigor el 31 de julio y abordó, entre otros puntos, la deuda asociada al Valor Agregado de Distribución (VAD), la continuidad del subsidio eléctrico y mecanismos destinados a reforzar la resiliencia.
“Ordenar la cuenta es un primer paso. El siguiente es ordenar la norma, es decir, dotar al país de una normativa moderna en la distribución eléctrica”, señaló Kast.
Cambios antes de que llegue la ley
El Ejecutivo tampoco pretende esperar a que finalice la reforma legislativa para introducir modificaciones.
Briones confirmó que el Ministerio ya identificó medidas que podrían implementarse por vía administrativa mientras avanzan las mesas.
El primer frente será incorporar opciones tarifarias más flexibles dentro del proceso en curso. El segundo, establecer un mecanismo permanente de pilotos y experimentación regulatoria. Y el tercero, introducir mejoras en plazos y transparencia de los procesos de conexión.
“No todo requiere ley”, sintetizó el subsecretario.
Rincón fue todavía más específica y anticipó que durante septiembre el Gobierno evaluará medidas vinculadas con el cobro de hora punta, mientras también pretende abrir la discusión sobre el cargo por potencia ante el crecimiento de consumos asociados a electromovilidad y centros de datos.
La transformación también deberá convivir con una expansión acelerada de tecnologías que demandan flexibilidad. A marzo de 2026, Chile ya contaba con 2283 MW y 9346 MWh de sistemas de almacenamiento BESS en operación, mientras que el Coordinador proyecta cerrar el año con 5081 MW y 18643 MWh.
A esto se suma que cerca del 70% de la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional ya corresponde a fuentes renovables, según el balance oficial presentado por el Ministerio de Energía a mediados de año.
Para el Gobierno, esa transformación tecnológica obliga a que la distribución deje de ser tratada como una red pasiva.
“Tenemos el diagnóstico, tenemos el método y hoy lo que tenemos que hacer simplemente es tener la convicción y actuar”, planteó Rincón.
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