30 de julio de 2026

Las nuevas exigencias del sistema eléctrico están transformando el papel de las redes de distribución. Frente al avance de las energías renovables, la generación distribuida, la electromovilidad y el creciente uso de la electricidad en distintos ámbitos, la automatización se consolida como un elemento clave para operar una infraestructura más inteligente, resiliente y preparada para los desafíos del futuro.

Durante décadas, las redes de distribución eléctrica fueron diseñadas bajo un paradigma relativamente estable: la energía fluía en una sola dirección, desde las centrales de generación hacia los consumidores, mientras la operación dependía en gran medida de maniobras manuales y de una capacidad limitada para conocer, en tiempo real, lo que ocurría en terreno.

Ese escenario está cambiando rápidamente. La creciente incorporación de generación renovable, el almacenamiento energético, la electromovilidad y la electrificación de distintos sectores de la economía, y el surgimiento de consumidores capaces también de producir energía están transformando la distribución en un sistema mucho más dinámico, donde la información adquiere un valor tan importante como la propia infraestructura. Hoy la energía puede circular en múltiples direcciones, obligando a las distribuidoras a operar con mayores niveles de información, coordinación y capacidad de respuesta.

A ello se suma un contexto operativo mucho más exigente. Los eventos climáticos extremos, la creciente electrificación de la economía y las mayores exigencias regulatorias en materia de continuidad del suministro han elevado significativamente la complejidad de la operación. En este contexto, la automatización deja de entenderse como una mejora tecnológica para convertirse en un elemento estratégico que permite responder con mayor rapidez a contingencias, optimizar recursos y asegurar la calidad del servicio.

La automatización toma forma en Chile

En Chile, este proceso ya comenzó, aunque con distintos niveles de desarrollo según las empresas distribuidoras y las características de cada territorio. Según explica Patricio Valdivia Lefort, Académico del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago de Chile (Usach), actualmente conviven tecnologías de distintas generaciones, desde sistemas SCADA para supervisión permanente de las redes hasta reconectadores, equipos de maniobra y otros automatismos tradicionales.

«También, nos encontramos con automatismos más antiguos, como los bancos de condensadores estáticos, para regular factor de potencia y niveles de tensión. Si bien el avance es evidente, las principales limitantes continúan siendo los costos de inversión y la disponibilidad de personal capacitado para implementar y operar los sistemas modernos», indica.

El académico agrega que uno de los grandes desafíos será extender estos niveles de automatización hacia las redes rurales, fortalecer la gestión inteligente de la demanda e incorporar las capacidades necesarias para responder al crecimiento de la generación distribuida, los sistemas de almacenamiento y la electromovilidad. A su juicio, estos fenómenos modificarán progresivamente la forma en que operan las redes de distribución y exigirán una infraestructura mucho más flexible, con capacidad para gestionar flujos bidireccionales de energía y responder a una operación considerablemente más dinámica.

Una visión similar comparte Carlos Silva, Académico de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez (UAI) e Investigador de CENTRA, quien señala que «las redes nacionales de distribución atraviesan un proceso de transformación impulsado principalmente por la Norma Técnica de Calidad para Sistemas de Distribución». Más que imponer tecnologías específicas, este marco regulatorio eleva las exigencias en materia de continuidad y calidad de servicio, dejando en manos de cada concesionaria la definición de las soluciones más adecuadas para cumplir esos estándares según la realidad de sus redes.

Ignacio Ugalde, Director de Power Systems para el Clúster Andino Sur de Schneider Electric, destaca que Chile ha avanzado con fuerza en generación renovable, pero advierte que la infraestructura de distribución debe evolucionar al mismo ritmo para responder a una operación cada vez más descentralizada y exigente. «La creciente penetración de energías renovables variables, como la solar y la eólica, junto con nuevas demandas eléctricas asociadas a la electromovilidad, los centros de datos y la electrificación de distintos sectores productivos, está acelerando la necesidad de redes más inteligentes, flexibles y capaces de operar en tiempo real», comenta.

Sin embargo, como explica Felipe Ubilla, Gerente de Ventas de Power Systems de EATON, el nivel de adopción aún es bastante distinto entre empresas y zonas geográficas: las redes urbanas tienden a concentrar mayores avances, mientras que en áreas rurales o extensas persisten limitaciones asociadas a conectividad, costos de inversión y complejidad operacional.

Cuando la información comienza a operar la red

La automatización ya no consiste únicamente en instalar equipos telecomandados. Hoy el verdadero cambio radica en la capacidad de integrar miles de datos provenientes de distintos puntos de la red para transformarlos en decisiones operacionales prácticamente instantáneas.

«En este contexto, los sistemas SCADA continúan siendo la base para supervisar y controlar la red en tiempo real, mientras plataformas más avanzadas, como los sistemas ADMS, incorporan funciones de análisis, gestión de interrupciones, optimización de maniobras y apoyo a la toma de decisiones», detalla el profesional de EATON.

Sobre esta arquitectura convergen reconectadores inteligentes, sensores IoT, unidades remotas, comunicaciones IP y esquemas FLISR capaces de localizar una falla, aislarla y restablecer automáticamente el suministro en los sectores no afectados en cuestión de minutos.

«Para lograrlo, convergen distintas tecnologías que permiten obtener mayor visibilidad sobre la red, optimizar su operación y responder de manera más eficiente frente a cambios en la demanda o contingencias», explica el ejecutivo de Schneider Electric.

La información proveniente de sensores, equipos inteligentes, medidores, reconectadores y sistemas de comunicación comienza a converger en plataformas capaces de entregar una visión prácticamente en tiempo real del estado de la red, facilitando decisiones más rápidas y precisas.

Esta integración también modifica la forma en que se gestiona la infraestructura. En lugar de reaccionar únicamente cuando ocurre una interrupción, las empresas pueden avanzar hacia estrategias de mantenimiento predictivo, optimización de activos y planificación basada en datos. El resultado es una operación más eficiente, con menor necesidad de desplazamientos a terreno, mejores tiempos de respuesta y una utilización más inteligente de la infraestructura existente.

Felipe Ubilla explica que la evolución tecnológica también está ocurriendo directamente en terreno mediante reconectadores, seccionadores telecomandados, reguladores inteligentes de voltaje, sensores de falla autoalimentados e interruptores inteligentes con mayor poder de cortocircuito. Estas soluciones no solo permiten reducir los tiempos de reposición del servicio y aumentar la seguridad operacional, sino también optimizar la explotación de la infraestructura existente, agilizar la detección y aislamiento de fallas y habilitar nuevas aplicaciones, como algoritmos capaces de detectar posibles robos de cable.

Paralelamente, comienzan a integrarse herramientas que hace pocos años parecían propias de otras industrias. Gemelos digitales, analítica avanzada e Inteligencia Artificial ya permiten simular escenarios operacionales, predecir fallas, apoyar programas de mantenimiento predictivo y optimizar la gestión de activos mediante el análisis continuo de grandes volúmenes de información. Más que agregar nuevas capas tecnológicas, el objetivo es convertir los datos generados por la red en decisiones capaces de mejorar la continuidad del suministro y la eficiencia operacional.

Redes preparadas para un sistema eléctrico diferente

El impacto de esta transformación trasciende la propia operación de las distribuidoras. Una red automatizada de acuerdo a la norma —según detalla Carlos Silva—, reduce significativamente los tiempos de detección y recuperación ante fallas, mejora indicadores de continuidad como SAIDI y SAIFI —hoy expresados también mediante los índices TIC y FIC— y los indicadores de calidad de suministro, como regulación de tensión y contenido armónico, entre otros. Además, fortalece la capacidad de respuesta frente a contingencias climáticas cada vez más frecuentes.

Pero los beneficios van más allá de la continuidad del servicio. La automatización facilita la incorporación segura de generación distribuida, almacenamiento energético, electromovilidad y nuevos recursos capaces de interactuar activamente con la red.

«Para el usuario final, el beneficio se traduce directamente en resiliencia y calidad de vida, asegurando la continuidad de un servicio crítico durante eventos climáticos severos», comenta Luis Gutiérrez, Académico de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la UAI e Investigador de CENTRA.

De acuerdo al profesional, la evolución ya no apunta únicamente a supervisar la infraestructura, sino a coordinar masivamente recursos energéticos distribuidos mediante Plantas Virtuales de Energía (VPP), capaces de gestionar baterías y sistemas de generación distribuidos como una única unidad flexible. Este modelo permitirá controlar tensiones, administrar congestiones y aportar servicios tanto a las redes de distribución como a la transmisión, transformando al consumidor tradicional en un verdadero prosumidor.

«El despliegue de almacenamiento gestionado por VPPs democratiza el sistema eléctrico, permitiendo que el consumidor deje de ser un agente pasivo y transformándolo en un ‘prosumidor’ que puede rentabilizar sus excedentes energéticos, asegurar el respaldo de su propio hogar frente a apagones o incluso de una zona delimitada por la VPP, y participar activamente en la estabilidad del sistema eléctrico nacional», agrega.

La automatización también desempeña un papel clave en la integración de nuevos recursos energéticos distribuidos. A medida que aumenta la incorporación de sistemas fotovoltaicos, baterías, estaciones de carga para vehículos eléctricos y otras tecnologías, la red requiere mayores niveles de coordinación para administrar flujos bidireccionales de energía y mantener la estabilidad del sistema sin afectar la calidad del suministro.

En este contexto, las redes inteligentes permitirán aprovechar de mejor manera la infraestructura existente, postergar inversiones en ampliaciones físicas cuando sea técnicamente posible y habilitar nuevos modelos de operación donde consumidores, generadores y sistemas de almacenamiento interactúen de forma coordinada.

Al mismo tiempo, funciones avanzadas de control de tensión, reducción de pérdidas y automatización contribuirán a una utilización más eficiente de la red. La flexibilidad dejará de depender exclusivamente de la infraestructura física para apoyarse cada vez más en software, analítica avanzada y automatización.

Mucho más que incorporar tecnología

Tras el avance registrado en los últimos años, el principal desafío ya no consiste únicamente en incorporar nuevas tecnologías, sino en crear las condiciones para desplegarlas de manera coordinada, integrada y con una visión de largo plazo. En ese escenario, el factor determinante es construir un entorno regulatorio, operativo y humano capaz de aprovechar plenamente estas herramientas. La interoperabilidad, la calidad de los datos, la planificación y el desarrollo de capacidades técnicas serán tan relevantes como las propias soluciones tecnológicas. Además, es clave reforzar la ciberseguridad, la gestión de datos y las comunicaciones, que adquieren un papel tan importante como la infraestructura eléctrica.

Uno de los aspectos centrales —a juicio de Carlos Silva— es contar con una adecuada observabilidad de la calidad del servicio, de manera que las distribuidoras puedan identificar con precisión dónde realizar sus inversiones y la autoridad supervise efectivamente el cumplimiento de los estándares establecidos por la normativa. Desde su perspectiva, el marco regulatorio chileno avanza precisamente en esa dirección, estableciendo objetivos de desempeño sin imponer soluciones tecnológicas específicas, permitiendo que cada empresa adopte la combinación de herramientas más adecuada para su red.

Luis Gutiérrez coincide en que la tecnología necesaria para avanzar hacia redes inteligentes ya está disponible. Sin embargo, sostiene que el principal desafío pasa por generar incentivos regulatorios que impulsen la digitalización, el almacenamiento y los recursos energéticos distribuidos, permitiendo aprovechar plenamente su aporte a la flexibilidad y operación del sistema eléctrico.

En esta misma línea, el Académico de la Usach y Director del Centro de Transformación Energética Sostenible en los Sectores Productivos de Chile, plantea que otro desafío será fortalecer la resiliencia de las redes frente a eventos climatológicos, reduciendo la duración de los cortes de energía mediante una mayor automatización y capacidad de respuesta.

Desde la industria, Schneider Electric y Eaton coinciden en que la evolución tecnológica deberá ir acompañada por mayores niveles de interoperabilidad, comunicaciones más robustas, ciberseguridad y el fortalecimiento de capacidades técnicas.

Este proceso también requerirá una colaboración permanente entre distribuidoras, proveedores tecnológicos y la academia para acelerar la modernización de las redes de distribución.

En definitiva, la automatización de las redes de distribución representa mucho más que la incorporación de nuevos equipos o plataformas. Constituye la base sobre la que operará un sistema eléctrico cada vez más descentralizado, flexible y exigente, donde la capacidad de monitorear, analizar y actuar en tiempo real será tan importante como la infraestructura física. En una red donde la energía ya no solo circula, sino que también se analiza, se anticipa y se gestiona en tiempo real, la inteligencia dejará de ser un atributo adicional para convertirse en un requisito esencial de la distribución eléctrica.