MINUTA EJECUTIVA: Transición Energética Descentralizada y Resiliencia Urbana

A: Autoridades del Ministerio de Energía, CNE y Coordinador Eléctrico Nacional
DE: Panel de Análisis Técnico-Regulatorio
MATERIA: Alternativa Descentralizada a la Línea HVDC Kimal-Lo Aguirre mediante Microredes Ciudadanas BT1 y Mitigación del Vertimiento del Norte.
FECHA: Septiembre 2026

1. Antecedentes y Justificación del Cambio de Paradigma

La construcción de la línea de transmisión HVDC Kimal-Lo Aguirre (US$ 1.500 millones) presenta severos riesgos sistémicos de resonancia armónica e inestabilidad de voltaje en el corazón del consumo (Santiago), además de un alto impacto territorial a lo largo de 1.342 km.

Esta propuesta plantea un redireccionamiento estratégico del capital para resolver el trilema energético (seguridad, equidad y sustentabilidad) directamente en los espacios soleados (techos) de los consumidores residenciales regulados con tarifa BT1.

2. Arquitectura Técnica del Sistema Residencial Autónomo (Kit Off-Grid CA)

El programa financiará e instalará de forma masiva un kit estandarizado de Generación Firme Off-Grid en Corriente Alterna en 266.666 hogares de la zona central, con las siguientes especificaciones:

• Potencia Fotovoltaica: 5 kWp de paneles solares por vivienda (Potencia conjunta de 1.333 MWp instalada en la Región Metropolitana).
• Inversión y Almacenamiento: Inversor autónomo off-grid de 5 kW acoplado a un banco de baterías de Litio-Ferrofosfato (LFP) de 21 kWh (440 Ah / 48V).
• Conmutación Cero-Riesgo: Tablero de Transferencia Automática (ATS) físico. Se garantiza aislamiento eléctrico absoluto de la red de distribución urbana durante las fallas del suministro público, eliminando riesgos de inyección accidental y resonancias en la red de Enel o CGE.
• Gestión Inteligente de Carga (Resiliencia del SEN): Los inversores se programarán para activar su cargador integrado desde la red pública a mínima potencia durante el bloque nocturno (02:00 a 06:00 AM). Esto mantendrá las baterías al 100% para enfrentar el invierno de Santiago, aplanará la curva de demanda urbana y estabilizará las líneas de transmisión troncales existentes sin exigir nueva infraestructura física de transporte.

3. Viabilidad Económica y Fondo de Compensación Cruzada

La asignación presupuestaria optimiza los recursos de la licitación original, absorbiendo los costos de su cancelación:

El “Cargo por Transición Descentralizada” (Solución al Vertimiento del Norte)

Para evitar la quiebra de los activos solares en el Desierto de Atacama debido a la ausencia de la línea HVDC, se implementará un cargo regulado transitorio: 1. El usuario BT1 autogenera a un costo nivelado (LCOE) de $61 CLP/kWh, liberándose de la tarifa real indexada de la red (~$241 CLP/kWh). 2. Se aplica un cargo de $35 CLP por kWh autoconsumido (medido por el inversor). El hogar retiene un ahorro neto masivo de hasta $145 CLP por kWh. 3. La recaudación se transfiere a un fondo administrado por el Coordinador Eléctrico Nacional para realizar el “Pago por Vertimiento Forzoso” a las generadoras del norte, protegiendo la inversión extranjera y el ecosistema financiero del sector eléctrico chileno.

4. Conclusiones y Recomendaciones de Política Pública

• Aprobación de la Ley Corta de Microredes: Se solicita urgencia legislativa para tramitar la incorporación del artículo transitorio que valida el Cargo por Transición y redefine la figura del prosumidor off-grid con respaldo pasivo de red.
• Uso Eficiente del Inventario Tecnológico: Este modelo permite absorber mediante logística inversa los paneles fotovoltaicos remanentes de proyectos paralizados en el norte, trasladándolos de manera eficiente a los techos de copropiedades urbanas y condominios sociales en Santiago.

Con este esquema, Chile pasa de un modelo de transmisión centralizado y vulnerable del siglo XX a una matriz democrática, resiliente y de propiedad ciudadana, asegurando tarifas bajas estables y blindando al país ante crisis climáticas o fallas del suministro eléctrico.