Un apagón costó del orden de un año de pagos por potencia

El 25 de febrero de 2025, un apagón dejó sin suministro a 14 de las 16 regiones del país y al 98,5% de la población, según la Superintendencia de Electricidad y Combustibles. Se interrumpieron 81.430 MWh.

El estudio del Instituto Sistemas Complejos de Ingeniería (ISCI), encargado por Enel Foundation y difundido en julio de 2026, cifra el costo económico de esas horas en hasta US$984 millones. Según la metodología de valorización que se aplique, el rango va de US$523 a US$984 millones.

Para dimensionarlo, el propio informe ofrece la comparación: un costo de esa magnitud es comparable a los pagos anuales por potencia del sistema chileno, cercanos a US$1.000 millones al año.

Un año de instrumentos, unas horas de evento

Los pagos por potencia son el mecanismo estructural con que el sistema asegura que haya capacidad disponible cuando se la necesita. Es un gasto permanente, presupuestado, que se paga todos los años.

La conclusión que extrae el estudio es que un evento de baja probabilidad y alto impacto puede destruir en pocas horas un valor económico del orden de un año completo de esos instrumentos.

No es un argumento sobre si el pago por potencia funciona. Es un argumento sobre qué queda fuera de él.

La asimetría que identifica el estudio

El informe lo plantea en términos directos: mientras la regulación internaliza explícitamente el costo de la adecuación de capacidad, los riesgos sistémicos asociados a la resiliencia son tratados “de forma implícita, fragmentada y ex post”.

Esa distinción es el centro del asunto. Adecuación y resiliencia responden preguntas distintas:

• Adecuación es tener capacidad suficiente para abastecer la demanda. Chile la remunera desde hace dos décadas a través de la potencia de suficiencia, regulada por el DS 62/2006.
• Resiliencia es la capacidad del sistema de resistir un evento severo y recuperarse rápido. No tiene un instrumento equivalente que la remunere.

El estudio concluye que esa asimetría regulatoria genera falta de incentivos a la inversión en resiliencia, particularmente en las redes de distribución. Llevado a la generación y al almacenamiento, el efecto práctico es el mismo: quien evalúa un activo cuyo principal aporte es robustez frente a eventos extremos no encuentra un flujo que pague ese atributo.

El instrumento existe en otras jurisdicciones

En los últimos meses, dos marcos europeos avanzaron en dar contrato largo —y con ello bancabilidad— a inversiones de este tipo:

• Alemania abrió su primera subasta de capacidad bajo la ley StromVKG: 4,5 GW a 15 años, con techo de €244.000 por MW-año de capacidad desclasificada. El plazo de ofertas cierra en septiembre de 2026.
• Reino Unido, a través de Ofgem, su regulador energético, seleccionó provisionalmente 16 proyectos —7,6 GW y 136,9 GWh de almacenamiento de larga duración— en la primera ventana de su esquema cap-and-floor.

El elemento común no es el subsidio, sino el plazo: contratos suficientemente largos para que un activo cuyo retorno depende de eventos infrecuentes resulte financiable.

Mientras tanto, el capital privado avanza a su propio ritmo

En julio de 2026 ingresó al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental un proyecto de almacenamiento por bombeo de 450 MW y 3.600 MWh, con una inversión estimada en US$900 millones y puesta en marcha proyectada para 2032.

El capital está disponible y llega con horizonte largo. Llega, eso sí, en los plazos que su propio riesgo tolera.

La recomendación del ISCI es incorporar explícitamente la resiliencia sistémica en la planificación y regulación del sistema. La discusión sobre suficiencia tiende a concentrarse en cuánta capacidad se construye; el estudio sugiere que hay una segunda pregunta abierta, y es qué atributos del sistema tienen hoy quien los pague.