La comparación entre los temporales de agosto de 2024 y julio de 2026 deja una señal difícil de ignorar. En 2024, el sistema alcanzó un peak de 1,24 millones de clientes sin suministro y, en la Región Metropolitana, algunas reposiciones se extendieron hasta por 20 días. En julio de 2026, frente a un evento de mayor extensión territorial, el peak bajó a 658 mil clientes y el tiempo máximo de reposición se redujo a ocho días. Es decir, hubo un 47% menos de clientes afectados en el momento más crítico y una reducción del 60% en el tiempo máximo de recuperación.

Ese mejor resultado no fue casualidad. Durante 2026 hubo mayor preparación, coordinación, manejo preventivo de la vegetación, refuerzo de cuadrillas y disponibilidad de materiales. El Ministerio de Energía informó sobre $91.700 millones en mantenimiento planificado y 407 planes de acción de invierno por $30.639 millones. Las empresas, por su parte, reportaron más de $28 mil millones en planes preventivos, un 25% más que en igual período de 2024.

Y aquí hay un punto que suele quedar fuera de la discusión: la resiliencia cuesta. El evento de julio dejó 13.051 fallas, 45.811 empalmes afectados y casi 10 mil árboles caídos sobre la infraestructura eléctrica. Sólo los costos directos estimados de reposición alcanzaron US$37,3 millones. Con el objetivo de lograr una oportuna respuesta a la emergencia se requiere: mayor cantidad de cuadrillas disponibles, equipos de respaldo disponibles de manera inmediata, logística, inventarios y capacidad para movilizar recursos donde se necesitan en el menor tiempo posible.

Esto obliga a analizar con mayor atención la forma en que remuneramos la distribución eléctrica. En Chile, ese cálculo descansa en buena medida en la empresa modelo: una empresa teórica eficiente que sirve de referencia para determinar los costos reconocidos en las tarifas. El principio de eficiencia debe mantenerse. El problema aparece cuando esa empresa teórica comienza a alejarse de las condiciones reales en que hoy debe operar una distribuidora.

No parece razonable exigir redes preparadas para responder cada vez mejor a eventos extremos y, al mismo tiempo, reconocer costos construidos principalmente sobre condiciones normales de operación. Una red resiliente necesita redundancia, automatización, mantenimiento, gestión de vegetación, materiales disponibles y capacidad de respuesta antes de la emergencia. En un escenario promedio, algunos de esos recursos pueden parecer excesivos. Cuando llega una contingencia, son justamente los que permiten reducir los clientes afectados y recuperar el servicio más rápido.

La experiencia de 2024 mostró el costo social que puede tener una reposición demasiado lenta. La evidencia hasta lo que va corrido del año 2026 muestra algo diferente: con preparación, coordinación y capacidad operativa, es posible mejorar de manera importante el desempeño incluso frente a un fenómeno severo. Esa diferencia debiese, en el corto plazo, transformarse también en una señal para la regulación.

Reconocer los costos reales de las distribuidoras no significa aceptar cualquier gasto ni garantizar rentabilidades. Significa distinguir entre ineficiencia y resiliencia, revisar inversiones y costos efectivos y reconocer aquellos recursos que mejoran la calidad del servicio. Los nuevos planes de inversión son un avance, pero no resuelven por sí solos esta discusión.

Si queremos exigir a las distribuidoras estándares propios de una red moderna y resiliente, la regulación debe reconocer el costo eficiente de alcanzarlos. No es consistente exigir una empresa real preparada para las contingencias del siglo XXI y remunerarla con una empresa modelo diseñada para una realidad distinta. El desafío no es abandonar la eficiencia regulatoria, sino actualizarla para que eficiencia y resiliencia formen parte de una misma discusión.

Por Humberto Verdejo Fredes, académico Departamento de Ingeniería Eléctrica, Facultad de Ingeniería USACh