Distribución eléctrica

La distribución eléctrica es el tramo final del sistema, entre la subestación que baja la tensión de la red de transmisión y el medidor del cliente. Opera en media y baja tensión: en Chile la baja tensión (BT) llega hasta 1 kV en corriente alterna —los 220 y 380 volts del enchufe y el tablero— y la media tensión (MT) va sobre 1 kV, con niveles de distribución típicos de 12, 13,2, 13,8, 15 y 23 kV. La red de MT recorre calles y zonas industriales; los transformadores de distribución la reducen a BT para el consumo. Es la infraestructura capilar del sistema: postes, líneas, transformadores y empalmes que conectan físicamente a cada casa, comercio o planta con la red.

En Chile la distribución se rige por la Ley General de Servicios Eléctricos (DFL 4/20.018, texto refundido de 2007), que la define como un servicio público sujeto a concesión. Cada empresa distribuidora tiene una zona de concesión geográfica dentro de la cual está obligada a dar suministro a los usuarios finales, y sus tarifas a clientes regulados las fija la autoridad —la Comisión Nacional de Energía (CNE) mediante decreto tarifario, con la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) fiscalizando la seguridad y calidad del servicio. El resultado es un mapa de monopolios zonales regulados: unas pocas distribuidoras principales —Enel Distribución, CGE, Chilquinta, Grupo Saesa y EEPA— concentran la gran mayoría de los clientes regulados del país. Por eso la distribuidora que le corresponde a una empresa depende de dónde está ubicada físicamente, no de una elección.

Para una empresa que evalúa autoconsumo solar de hasta 300 kW, la distribución es el segmento donde ocurre todo. El net billing de la Ley 21.118 (que en 2018 reemplazó a la Ley 20.571 y subió el límite de 100 kW a 300 kW por empalme) opera sobre clientes regulados conectados a una red de distribución: la planta solar se conecta al empalme de la distribuidora, autoconsume en el sitio y los excedentes se inyectan a esa misma red. La distribuidora está obligada a aceptar la inyección y a descontarla de la boleta. Para sistemas sobre 100 kW la propia distribuidora realiza el estudio de capacidad instalada permitida (CIP) e inyección de excedentes permitida (IEP), que condiciona técnicamente el proyecto. En otras palabras, la distribuidora es a la vez el proveedor de energía, el dueño de la red donde se inyecta y la contraparte técnica del trámite de conexión.

Un matiz frecuente: no es lo mismo distribución que transmisión. La transmisión mueve grandes bloques de energía a alta y muy alta tensión (66 kV a 500 kV) entre centrales y centros de consumo, bajo la coordinación del Coordinador Eléctrico Nacional; la distribución es el reparto local en MT y BT. Otra confusión habitual es sobre cómo se paga el excedente inyectado: bajo net billing la energía que la empresa inyecta se valoriza a precio de energía pura —sin incluir los cargos de transporte ni de distribución que sí paga cuando consume—, por lo que el crédito por inyectar suele valer menos que el ahorro por autoconsumir directamente. Esa asimetría hace que dimensionar bien el sistema para maximizar el autoconsumo, y no la inyección, sea la decisión económica clave.