La empresa refuerza la digitalización y automatización de su infraestructura para responder a eventos climáticos extremos, mientras prioriza la atención a pacientes electrodependientes.
Cada invierno, la red eléctrica enfrenta su examen más difícil. Lluvia, viento, vegetación y temperatura ponen a prueba una infraestructura que millones de hogares y negocios dan por garantizada hasta que se va la luz. Para la temporada 2026, Enel Distribución activó su Plan Invierno con un conjunto de medidas que apuntan a un cambio de fondo: pasar de una lógica reactiva —esperar que algo falle para ir a repararlo— a una preventiva y digitalizada, donde los problemas se detectan y resuelven antes de que el cliente los note.
Telecontrol: maniobrar la red sin salir de la sala de control
El corazón tecnológico del plan es la expansión del sistema de telecontrol. Enel Distribución instaló 350 nuevos equipos de este tipo, que se suman a los más de 3.600 que ya operaban en la red. Estos dispositivos permiten maniobrar la red de forma remota: aislar fallas, identificar zonas afectadas y restablecer el suministro sin necesidad de desplazar de inmediato brigadas a terreno.
En la práctica, esto significa que ante una falla en un sector, los operadores pueden actuar desde una sala de control, reduciendo significativamente el tiempo de respuesta y minimizando el número de clientes afectados. La automatización no reemplaza al trabajo en terreno, pero lo hace más eficiente: las cuadrillas llegan cuando y donde realmente se las necesita.
A esto se suma la incorporación de sensores inteligentes en transformadores de distribución, capaces de monitorear su estado en tiempo real. Si un transformador empieza a mostrar señales de deterioro, el sistema lo detecta antes de que falle, permitiendo una intervención programada en lugar de una reparación de emergencia.
Drones y LiDAR: ver la red como nunca antes
Otra de las apuestas tecnológicas del plan es el uso de drones equipados con tecnología LiDAR —un sistema láser que genera reconstrucciones tridimensionales de la infraestructura— para inspeccionar más de 1.300 kilómetros de redes. Esta herramienta permite identificar con precisión puntos críticos que a simple vista serían difíciles de detectar: vegetación demasiado cercana a los cables, componentes en mal estado o tensiones estructurales en la infraestructura.
La ventaja del LiDAR sobre una inspección visual tradicional es su capacidad para procesar grandes volúmenes de información con alta resolución. Lo que antes requería recorrer kilómetros de red con cuadrillas en terreno, hoy puede hacerse desde el aire con un nivel de detalle superior, en menos tiempo y con mayor seguridad para los trabajadores.
Complementando esto, la empresa habilitó 12 nuevos alimentadores —líneas de media tensión, tanto aéreas como subterráneas— que transportan electricidad desde las subestaciones principales hasta los transformadores que distribuyen energía a hogares y comercios. Más alimentadores significan mayor redundancia en la red: si una línea falla, hay más alternativas para mantener el suministro activo.
350 cuadrillas y 60 mil podas: el músculo operacional
La digitalización no opera en el vacío. El plan también contempla un refuerzo operacional significativo: más de 350 cuadrillas trabajando en terreno durante el invierno, con capacitación específica para personal contratista que pueda integrarse rápidamente a planes de emergencia cuando la situación lo requiera.
Uno de los factores que más incide en cortes de luz durante el invierno es la vegetación. Árboles y ramas que crecen cerca de las líneas eléctricas son una de las principales causas de fallas durante tormentas. Para anticiparse, Enel Distribución programó más de 60 mil podas durante los meses fríos, realizadas en coordinación con los municipios de las zonas de concesión.
En marzo de 2026, Enel Chile y el Servicio Nacional de Prevención y Respuesta ante Desastres (Senapred) firmaron además un convenio de colaboración público-privado para fortalecer la coordinación en preparación, respuesta y recuperación ante emergencias que afecten el suministro eléctrico. Es un paso relevante en la construcción de una institucionalidad de resiliencia energética que no dependa solo de la capacidad interna de la empresa, sino de la articulación con el Estado.
Prioridad para quienes más lo necesitan: pacientes electrodependientes
Hay un grupo de clientes para quienes un corte de luz no es una molestia: es una emergencia médica. Los pacientes electrodependientes —personas que requieren equipamiento médico que funciona con electricidad, como ventiladores, bombas de infusión o concentradores de oxígeno— son una prioridad explícita dentro del Plan Invierno.
Para ellos, Enel Distribución mantiene atención telefónica prioritaria y personalizada, continúa con la entrega de equipos de respaldo como grupos electrógenos o baterías, y ejecuta un plan de mantenimiento para asegurar que esos equipos funcionen correctamente cuando se los necesite. La empresa invita a familiares y tutores de pacientes electrodependientes a registrarse en su nómina a través del sitio web o en oficinas comerciales, presentando la documentación correspondiente.
En paralelo, se refuerzan todos los canales de atención e información de cara a la temporada: sitio web, aplicación móvil, mapa en línea de cortes, mensajería de texto, redes sociales y atención automatizada. La idea es que ante cualquier evento, el cliente pueda saber en tiempo real qué está pasando con su suministro y cuándo se espera el restablecimiento.
El invierno como prueba de resiliencia
Lo que el Plan Invierno 2026 de Enel Distribución revela, más allá de las cifras y las tecnologías, es una apuesta por la resiliencia como estándar operativo permanente. La digitalización de la red no es un proyecto de temporada: es una transformación estructural que se va construyendo año a año, y que el invierno pone a prueba con condiciones reales.
En un contexto en que los eventos climáticos extremos son cada vez más frecuentes e intensos —y en que la electrificación de la economía hace que la dependencia de la red sea mayor que nunca— la capacidad de una distribuidora para anticipar, detectar y responder fallas se vuelve un factor crítico no solo para la comodidad de los usuarios, sino para la continuidad de servicios esenciales.
