Chile comienza en septiembre una nueva etapa de discusión sobre su regulación eléctrica y Empresas Eléctricas AG buscará instalar un cambio de fondo: reemplazar la lógica de reaccionar ante las necesidades de la distribución por un esquema que permita anticipar inversiones y preparar las redes con décadas de antelación.
El planteo llega mientras el Ministerio de Energía inicia las mesas para modernizar una normativa cuya estructura central se remonta a 1982. El Gobierno anunció que el proceso tendrá foco en distribución y materias de transmisión relacionadas, con la intención de concluir el trabajo técnico hacia diciembre y avanzar posteriormente con la tramitación legislativa.
“Hoy seguimos remunerando una empresa teórica y después le pedimos a la empresa real que enfrente problemas y costos reales. Eso ya no funciona”, afirmó Juan Meriches, director ejecutivo de Empresas Eléctricas AG, en diálogo con Energía Estratégica.
El cuestionamiento no aparece solamente desde el sector privado. En marzo, el Comité de Expertos para la Revisión del Sistema Regulatorio del Sector Eléctrico, convocado por el Ministerio de Energía, concluyó que el diseño basado en una “empresa modelo eficiente” requiere modificaciones para incorporar nuevas tecnologías, adaptarse a cambios en consumo y generación y enfrentar mayores riesgos derivados de desastres naturales. Entre sus recomendaciones incluyó precisamente modificar el modelo de remuneración para reconocer planes de inversión e introducir incentivos al fortalecimiento de las redes.
En ese sentido, para Meriches, la reforma debería permitir que las inversiones sean reconocidas antes de que la infraestructura alcance sus límites.
“No podemos esperar a que una subestación esté congestionada o que aparezcan miles de solicitudes de conexión para recién empezar a reaccionar”, señaló. Su propuesta es incorporar una planificación de las redes con horizontes de 20 o 30 años, junto con mecanismos para reconocer inversiones eficientes y exigir resultados en calidad y resiliencia.
La discusión ya tuvo un primer movimiento regulatorio. La Ley 21.833, publicada el 31 de julio de 2026 bajo el nombre “Ordenemos la Cuenta”, modificó la Ley General de Servicios Eléctricos y facultó al Ministerio de Energía para convocar a las distribuidoras a presentar planes de inversión destinados a obras que mejoren la calidad del servicio, cuya remuneración podrá ser reconocida posteriormente en los procesos tarifarios.
Ese mecanismo es el que Meriches considera necesario transformar en permanente. La propia autoridad lo presentó como una respuesta a una limitación previa: hasta ahora no existía un instrumento claro para reconocer inversiones adicionales destinadas a reforzar las redes antes de que fueran estrictamente necesarias para mantener el suministro.
Calidad de servicio: Chile todavía está lejos de la meta
La presión para elevar inversiones también tiene respaldo en los indicadores de continuidad.
La Ruta Energética 2026-2030 del Ministerio de Energía señala que Chile registró en 2025 un promedio de 15,2 horas de interrupción del suministro por cliente, sin considerar fuerza mayor, mientras que la política pública apunta a llevar ese indicador a alrededor de cuatro horas hacia 2035. El mismo documento reconoce una brecha estructural en seguridad y resiliencia, especialmente en redes de distribución rurales y de baja tensión.
Los años anteriores exhibieron además una fuerte exposición a eventos extremos. Según estadísticas de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), el SAIDI nacional llegó a 27,6 horas en 2024, frente a 13,58 horas en 2023, salto explicado principalmente por las interrupciones asociadas a fuerza mayor registradas ese año.
En ese escenario, Meriches sostiene que las compañías asociadas a Empresas Eléctricas invirtieron más de US$2300 millones durante los últimos cinco años, aunque considera que ese volumen no resulta suficiente frente a las nuevas exigencias.
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El desafío tampoco es exclusivo de Chile. La Agencia Internacional de Energía estima actualmente que la inversión anual mundial en redes deberá crecer cerca de 50% hacia 2030 desde los aproximadamente US$400.000 millones actuales, ante el aumento de la demanda eléctrica, las renovables, el almacenamiento y las nuevas cargas.
Cientos de MW de generación ya están dentro de las redes
La necesidad de modificar la regulación también se relaciona con lo que empieza a ocurrir aguas abajo del sistema.
que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) superaron los 3800 MW instalados, mientras que la GD bajo el esquema de net billing llegó a 513 MW en junio, repartidos entre casi 43000 instalaciones
Además, la nueva hoja de ruta oficial propone elevar la capacidad de net-billing hasta 1 GW en 2030.
Para Empresas Eléctricas, esos recursos —junto con baterías, electromovilidad y gestión de demanda— deberían dejar de ser considerados elementos accesorios y empezar a formar parte de la planificación, operación y tarificación de la distribución.
“Cada vez vamos a tener más generación distribuida, baterías, vehículos eléctricos y usuarios que no solamente consumen, sino que también pueden inyectar energía o gestionar cuándo consumen”, explicó Meriches.
La transformación ya se refleja en la escala que alcanzó el almacenamiento. A julio de 2026, Chile contabilizaba 2655 MW y 11.250 MWh de BESS en operación, a los que se sumaban 3151 MW y 14.698 MWh en pruebas. Otros 5040 MW y 21.721 MWh se encontraban en construcción, según el último reporte de ACERA. El volumen refuerza la necesidad de que la regulación y las redes puedan absorber recursos cada vez más flexibles y una operación más compleja.
En este nuevo escenario, Empresas Eléctricas plantea que las distribuidoras evolucionen hacia operadores más activos de sus redes, con monitoreo en tiempo real y capacidad de coordinar recursos distribuidos, pero sin cerrar el mercado a terceros. Meriches identifica espacio para agregadores y otros proveedores de servicios de flexibilidad, bajo condiciones competitivas, acceso abierto y neutralidad de la red.
Medidores inteligentes: el pendiente que vuelve a la discusión
La digitalización será otra de las materias que probablemente regrese al debate legislativo.
Chile llegó a proyectar la instalación de medidores inteligentes para prácticamente todos los clientes eléctricos: en 2019, la regulación contemplaba alcanzar una cobertura cercana al 100% hacia 2025, sobre un universo entonces estimado en unos 6,5 millones de usuarios. Sin embargo, la controversia por la propiedad de los equipos, su financiamiento y el beneficio efectivo para los consumidores llevó ese mismo año a establecer la voluntariedad del recambio.
Siete años después, el Comité de Expertos volvió a colocar la tecnología entre sus recomendaciones, aunque ahora mediante pilotos adaptados a distintos tipos de clientes y zonas, junto con una modernización tarifaria que permita trasladar consumo hacia horarios en que el sistema disponga de mayor flexibilidad.
Meriches coincide con un despliegue gradual y sostiene que la medición avanzada sería necesaria para detectar interrupciones, realizar operaciones remotas y habilitar tarifas diferenciadas, por ejemplo para desplazar la carga de vehículos eléctricos hacia períodos de menor costo.