Entre septiembre de 2025 y agosto de 2026, un cliente de Río Hurtado estuvo en promedio 147 horas sin suministro eléctrico. La media nacional fue de 17,5 horas. En Cunco fueron 142; en Melipeuco, 138. Del otro lado, varias comunas de Santiago no llegaron a 4 horas.
Los datos de continuidad de suministro para 329 comunas muestran una red que funciona razonablemente en promedio y muy mal en sus bordes. La norma técnica ya reconoce esos bordes con estándares por densidad, pero la meta de política pública volvió a fijarse como promedio nacional, y más de la mitad de las horas sin luz queda fuera de la medición de cumplimiento como fuerza mayor.
Qué se está discutiendo
El Ministerio de Energía lanzó el proceso participativo de la Reforma de Redes Eléctricas y su mesa de trabajo partió el 29 de septiembre. El objetivo es actualizar la regulación de distribución y transmisión, cuyo marco legal tiene más de 40 años. El trabajo técnico cuenta con el Consejo de Políticas de Infraestructura y asistencia del Banco Mundial.
El calendario es corto. En diciembre el ministerio presentaría una propuesta conceptual, y el proyecto de ley ingresaría al Congreso a más tardar el primer trimestre de 2027.
Este es un nuevo intento de saldar una deuda histórica del sector. La última gran propuesta sin avances concretos: 2019 en el segundo gobierno del presidente Piñera. Parte del diagnóstico ya existe. En marzo de 2026, un comité de expertos recomendó medidores inteligentes, tarifas con señales horarias y remunerar planes de inversión, no solo una “empresa modelo”. Los gremios piden invertir con horizonte largo y redes más resilientes. Hay varias aristas que se deberían tocar, por ejemplo: decidir quién responde cuando el clima golpea.
Lo que muestran los datos
Entre 2012 y 2023, un cliente promedio estuvo unas 14,6 horas al año sin luz. En 2024 fueron 27,6: los temporales de invierno llevaron la fuerza mayor a 15,5 horas, más de la mitad del total. En 2025 la cifra bajó a 20,9, pero con otra firma: el apagón nacional del 25 de febrero disparó las fallas externas a 8,6 horas. Sin ese evento en la ventana, los últimos doce meses (septiembre 2025 a agosto 2026) suman 17,5 horas, y la fuerza mayor vuelve a explicar más de la mitad: 54%.
La Política Energética Nacional (PEN), en su actualización de 2022, fija como meta a 2050 que la indisponibilidad promedio nacional no supere una hora al año, con un máximo de dos eventos y un menor nivel de dispersión comunal que en 2021. Para 2035, la meta intermedia es de cuatro horas y cinco eventos. Hoy estamos en 17,5 horas, u 8 sin contar la fuerza mayor: en cualquier caso, lejos de la meta intermedia. La versión original de la PEN apuntaba a otra cosa: 1 hora “en cualquier localidad del país”, aunque sin considerar fuerza mayor. La actualización pasó de cada localidad al promedio nacional, y la dispersión comunal quedó como un objetivo sin cifra.
Horas sin luz por cliente, últimos 12 meses
Claro = pocas horas
Fuerte = muchas horas
Sin datos SEC
El promedio, además, esconde la geografía. En los últimos doce meses, la mediana comunal fue de 21,8 horas y el 10% de comunas más afectadas superó las 58 horas. Por región, La Araucanía acumuló 46 horas y la Metropolitana, 7. Las peores cifras se concentran en comunas rurales de La Araucanía (Cunco, Melipeuco), del interior de Coquimbo (Río Hurtado, La Higuera) y del altiplano de Tarapacá (Colchane). Muchas de ellas, además, tienen ingresos bajos. Son territorios con redes largas y pocos clientes por kilómetro, donde cada falla afecta más horas.
¿Es la fuerza mayor la que explica esa brecha? No del todo. En el 10% de comunas más afectadas (33 comunas, unos 270 mil clientes), la fuerza mayor pesa casi lo mismo que en el resto del país: 56% de las horas, versus 53%. Y si se la descuenta, la brecha se mantiene: 36 horas contra 7. Aun con la vara que hoy usa la regulación, estas comunas están lejos de cualquier meta.
En esto, hay dos diagnósticos que piden respuestas distintas. Donde manda la fuerza mayor, la pregunta es qué temporal debe resistir la red. Donde manda la falla propia, ninguna discusión sobre fuerza mayor va a cambiar el mapa: el problema es de desempeño.
¿Qué vamos a seguir llamando fuerza mayor?
La regulación no establece qué eventos pueden considerarse como fuerza mayor: le entrega esa decisión a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), caso a caso. La distribuidora presenta antecedentes y, si la SEC los acoge, fija la naturaleza del evento, su duración, su extensión y qué estándares quedan exentos. Esas horas salen del cálculo con que se mide el cumplimiento de los distintos indicadores (SAIDI y SAIFI), junto con las ocurridas en Estado Anormal.
El problema es de escala. Entre 2012 y 2023, la fuerza mayor explicó en promedio el 41% de las horas sin luz. En 2024 fue el 56%; en los últimos doce meses, el 54%. Solo julio de 2026 concentró el 41% de la fuerza mayor de esos doce meses. Cuando un tipo de evento se repite invierno tras invierno, deja de ser imprevisible y pasa a ser una condición de diseño.
La reforma podría ordenarlo con una regla simple: fijar estándares climáticos de diseño por zona (viento, nieve, temperatura, riesgo de incendio) y calificar como fuerza mayor solo lo que los supere. Todo lo demás es desempeño de la red. Cada calificación debería ser pública, con el detalle que la norma ya obliga a precisar. Otra opción es un umbral estadístico: se excluyen solo los días cuyo nivel de interrupciones supera con holgura la distribución histórica de la propia red.
Es importante contar con información pública respecto del origen de la fuerza mayor. Históricamente, el choque de vehículos a instalaciones eléctricas da cuenta de parte importante de estos eventos, por lo que entender la evolución del impacto del clima en los eventos de fuerza mayor, su distribución geográfica y los efectos que este provoca en nuestras redes de distribución será crucial.
¿Cómo preparamos las redes?
Chile tiene desplegado cerca de 100 mil kilómetros de media tensión, y el 98% es tendido aéreo. Es una red expuesta al viento, a la nieve, a los árboles y al fuego.
Para atender los eventos de la red de distribución, existen distintas herramientas. La dificultad está en diseñar una regulación que las reconozca, y que equilibre el nivel de seguridad con el costo de una red más resiliente, entre otros:
- Planes de resiliencia por alimentador, empezando por los que más fallan y no por promedios regionales.
- Manejo de vegetación con estándares y fiscalización, porque es la causa más repetida en los temporales.
- Conductor protegido y soterramiento selectivo donde el riesgo lo justifique, no como regla general.
- Automatización y seccionamiento, para que una falla deje sin luz a cientos de clientes y no a miles.
- Microrredes y almacenamiento en comunas aisladas.
- Medición inteligente y un inventario de activos actualizado, porque no se puede planificar sobre un catastro cuya cadencia de actualización es lenta.
Nada de esto avanza si el esquema tarifario no remunera la inversión en resiliencia ni vincula esa remuneración a resultados verificables.
¿Cuál es el costo de la inacción?
Con 17,5 horas promedio y cerca de 8,5 millones de clientes, el país acumuló en el último año cerca de 150 millones de horas-cliente sin suministro. Unos 81 millones de esas horas quedaron bajo fuerza mayor y, por lo tanto, fuera de la medición de cumplimiento. Para el estándar, no ocurrieron. Para los hogares y las empresas, sí.
El costo de falla de corta duración que calcula la CNE (2025) da una referencia. Para el sector va de US$4 a US$13 por kWh no suministrado, dependiendo de la duración de la interrupción —decenas de veces el costo de la energía. Cada hora de corte en un supermercado, una clínica o una planta de riego cuesta mucho más que la electricidad que dejó de llegar.
Si la red no se adapta, el cambio climático hará crecer esa cifra, y las inversiones que hoy se postergan se pagarán después, como reposición de emergencia y compensaciones.
Remunerar el desempeño, no solo los activos
Hoy la calidad de servicio queda entre dos instituciones con objetivos distintos. La CNE fija el valor agregado de distribución sobre una empresa modelo eficiente, con el incentivo natural de bajar la tarifa. La SEC fiscaliza los estándares de continuidad con multas y compensaciones. Ninguna de las dos le pone precio a la calidad. El riesgo es: tarifas más ajustadas, redes con menos holgura y una calidad que se corrige después, con sanciones, en vez de comprarse antes, con inversión.
Una alternativa es que parte de la remuneración de la distribuidora sea contingente a su desempeño: un premio si reduce las horas sin luz bajo una meta y un castigo si la supera. El valor de cada hora evitada no hay que inventarlo; el costo de falla que ya calcula la CNE es una referencia natural. Así, la tarifa incorpora de forma explícita cuánto vale para el país una hora menos de corte.
El instrumento tiene dos condiciones. La primera: hoy, una hora calificada como fuerza mayor ya evita multas. Si además deja de restar ingresos, cada calificación vale más dinero y la presión por obtenerla crece. Definir de antemano qué es imprevisto se vuelve una regla necesaria para que el esquema funcione.
La segunda: con una meta única, el esquema castigaría a las redes rurales y premiaría a las urbanas. Chile ya tiene la pieza para evitarlo. La norma técnica de distribución clasifica cada par comuna-empresa según la densidad de su red, de alta a extremadamente baja, y fija un estándar de SAIDI para cada categoría: en la versión de 2024, 5 horas al año en alta densidad y 14 en extremadamente baja. Cunco está en esta última. Pero solo sus fallas internas sumaron 84 horas en los últimos doce meses, seis veces su estándar. Lo que falta no es diferenciar la meta, sino que incumplirla tenga un efecto proporcional en la remuneración.
Queda, además, una pregunta política. La norma tolera en Cunco casi el triple de horas sin luz que en Santiago. ¿Es esa diferencia un punto de llegada o un punto de partida, y quién financia que esa brecha se cierre? Chile ya decidió acotar las diferencias de precio entre territorios con la Ley de Equidad Tarifaria. ¿Es esperable que la reforma recorra el mismo camino con la calidad de servicio?
Preguntas abiertas
La mesa de trabajo recién parte y su mérito dependerá de las preguntas que se atreva a responder. En la temática particular abordada acá, hay al menos tres que los datos ponen sobre la mesa.
¿Dónde termina el imprevisto? Hoy la fuerza mayor se decide caso a caso y después del evento. La alternativa es fijar de antemano qué viento, nieve o calor debe resistir la red en cada zona, y llamar fuerza mayor solo a lo que supere ese umbral. Pero los umbrales envejecen con el clima. ¿Quién los define, con qué evidencia y cada cuánto se revisan?
¿Cuánta resiliencia queremos pagar? Una red que no falle nunca es impagable. Una que falle cada invierno también tiene un costo, aunque no aparezca en la boleta. El punto óptimo no es el mismo en Santiago que en Cunco, donde hay pocos clientes por kilómetro y cada falla dura más. La norma ya reconoce esa diferencia con estándares por densidad. Lo que no está resuelto es quién paga la resiliencia adicional en las zonas rurales: sus propios clientes, con tarifas más altas, o todo el sistema.
¿Qué pasa cuando todo dependa de la electricidad? La transición electrifica la calefacción, el transporte, la cocina y el bombeo de agua. Una hora sin luz en 2035 costará mucho más que hoy, y los hogares con autoconsumo y baterías podrán resistirla mejor que el resto. En las comunas que hoy pasan más de cien horas al año sin luz, electrificar la calefacción o la cocina no es una opción real, sino más bien una utopía. ¿Diseñamos la red para la demanda de ayer o para la de una economía electrificada? ¿Cómo evitamos que la resiliencia termine siendo un privilegio de quien pueda pagarla?
Un cliente de Río Hurtado estuvo 147 horas sin luz; para el estándar, 140 no ocurrieron. Uno de Cunco tuvo 84 por fallas de la propia red, seis veces lo que la norma le exige. ¿Cómo abordamos que la reforma enfrente estas dos situaciones?