Energía nuclear: el debate que Chile no quiere dar

En 2025, el sistema eléctrico chileno tuvo que dejar sin aprovechar 6.084 gigawatts-hora de electricidad solar y eólica que ya estaba en condiciones de producirse^[1]. Es la mayor cifra registrada. Un año antes, con un volumen algo menor, lo vertido ya equivalía al 6,6% de toda la electricidad generada en Chile^[2]. Las plantas existían, el sol y el viento también; lo que faltó fue dónde ponerla en el momento en que se producía.

Al mismo tiempo, el carbón y el gas natural siguieron generando un tercio de la electricidad nacional^[1], y la línea que debía llevar la energía del norte al centro va en el 20% de su construcción^[3]. En ese contexto reapareció una pregunta que Chile ha abierto y cerrado varias veces desde 2007: ¿debería considerar la energía nuclear?

Esta investigación no la responde con una consigna. Revisa qué está pasando con la energía renovable que se pierde y por qué; qué podría y qué no podría aportar un reactor; cómo se compara con la solar, la eólica y el gas en emisiones, suelo, residuos y costos; qué dicen los estudios del propio Estado, y quiénes, con qué argumentos y en qué fecha, frenaron o defendieron el debate.

La paradoja: récord de energía que nadie usó

Cuando la oferta de electricidad supera lo que la red puede transportar o lo que la demanda puede consumir, el Coordinador Eléctrico Nacional, que opera el sistema, instruye a las centrales solares y eólicas a reducir su generación. Esa energía se pierde: no se almacena y, según Ember, «los generadores renovables no reciben ninguna compensación por la energía vertida»^[2]. El sector la llama «recorte» o «vertimiento».

El salto es reciente. En 2021, un estudio de Fraunhofer Chile sobre 91 centrales contabilizó 453 GWh vertidos^[4]. En 2022 fueron 1.417 GWh en todo el sistema y en 2024, 5.642 GWh: el 19% de lo que generaron la solar y la eólica, según el análisis de Ember con datos del Coordinador^[2]. El cierre preliminar de ese año había sido mayor, 5.909 GWh^[5]; la diferencia es una revisión posterior, frecuente en estas cifras. En 2025 se llegó a 6.084 GWh^[1], 4,3 veces lo vertido en 2022.

2026 muestra el primer freno. Entre enero y agosto se recortaron 3.014 GWh, un 3,5% menos que en el mismo periodo del año anterior^[6]. En esos mismos meses, la potencia de baterías en operación pasó de 1.575 MW (diciembre de 2025) a 3.116 MW, con 13.522 MWh de capacidad de almacenamiento^[1][6]. Las dos cosas coinciden en el tiempo; ningún organismo ha calculado todavía cuánto de la baja se debe a las baterías.

Kimal–Lo Aguirre fue adjudicada en 2021 y su construcción debía empezar en 2022. Recibió su aprobación ambiental en noviembre de 2025 y su titular informó en septiembre de 2026 un avance de 20,35%^[3]. Su propio planificador advierte que no cerrará el problema: en su propuesta de expansión de enero de 2026, el Coordinador prevé que las congestiones del norte se mitiguen «temporalmente por la entrada en servicio del enlace HVDC Kimal – Lo Aguirre en 2029, aunque reaparecen con el crecimiento fotovoltaico»^[8].

Congestión, sobreoferta y otras restricciones

Es habitual leer que la energía se pierde «por falta de líneas». El Coordinador distingue tres situaciones distintas, y no todas se resuelven igual:

Con su propia clasificación, el Coordinador concluyó en abril de 2026 que «los recortes de energía renovable variable se han producido primordialmente por sobreoferta más que por limitaciones en el sistema de transmisión»^[9]. La excepción fue el periodo entre febrero y julio de 2025: tras el apagón nacional del 25 de febrero y las restricciones que se impusieron después en el corredor afectado, la transmisión pasó a explicar la mayoría de los recortes, «incluso dando cuenta de más del 90% de los recortes durante junio de 2025»^[9].

El mismo informe contiene la frase que más importa para este reportaje: «incluso si se pensara en aumentar la capacidad de transmisión del SEN para poder absorber toda la inyección potencial de esas centrales, no sería efectivo dado que existe sobreoferta diurna, y aún existirán períodos de estrechez en horario nocturno»^[9]. Es decir: el problema chileno no es solo de cables. Es de horario. Sobra energía de día y falta de noche. Para el Coordinador, «la solución eficiente radica en la instalación de medios de almacenamiento o de tecnologías renovables que sean capaces de aportar generación estable al sistema las 24 horas del día»^[9].

La energía nuclear es una tecnología que puede aportar generación estable las 24 horas, aunque no es renovable. Esa es la pregunta técnica que sigue.

¿Podría ayudar una central nuclear?

Un reactor produce electricidad de manera continua: en Estados Unidos, el parque nuclear operó en 2024 al 90,8% de su capacidad teórica, frente al 34,3% de la eólica y el 23,2% de la solar^[10]. Las turbinas de una central nuclear son máquinas síncronas que aportan inercia, la propiedad física que frena los cambios bruscos de frecuencia cuando falla una planta o una línea. Un sistema con muchos inversores (solar, eólica, baterías) tiene menos inercia, y «menor inercia del sistema lleva a mayores tasas de cambio de la frecuencia», resume el Laboratorio Nacional de Energías Renovables de Estados Unidos, que estudia inversores capaces de compensarlo^[11].

Pero un reactor también produce a mediodía. Y a mediodía es cuando Chile ya tiene más energía de la que usa. Por eso conviene ver escenarios concretos en lugar de afirmaciones generales:

La conclusión técnica es incómoda para los dos bandos. Para quienes presentan la nuclear como solución al vertimiento: no lo es, y una central mal ubicada lo agravaría. Para quienes la descartan diciendo que Chile «ya tiene renovables de sobra»: el problema que describe el Coordinador es precisamente que esas renovables no cubren la noche, y que el sistema aún depende de carbón y gas para hacerlo.

Dos datos ayudan a dimensionar. El grupo de expertos que convocó el Estado en 2007 recomendó, siguiendo al OIEA, que un reactor no supere el 10% de la potencia instalada de la red a la que se conecta^[13]; con los 38.441 MW del sistema en agosto de 2026^[14], eso permite unidades grandes, de 1.000 MW o más. Y la modelación oficial de 2019, la única que encontramos que simulara reactores en el sistema chileno, reconoce que «no se modelaron las necesidades de rampa que la demanda neta impondrá» con la gran participación solar futura^[15]. No encontramos ningún estudio público que analice, hora por hora, cómo convivirían un reactor y la solar del norte en el sistema chileno.

La comparación ambiental

En emisiones de gases de efecto invernadero a lo largo de todo su ciclo de vida (minería, fabricación, construcción, operación, combustible y desmantelamiento), la energía nuclear está en el mismo grupo que la eólica y la solar, y muy lejos de los combustibles fósiles. La revisión del IPCC da una mediana de 12 gramos de CO2 equivalente por kWh para la nuclear, 11 para la eólica terrestre, 48 para la solar de gran escala y 490 para el gas natural en ciclo combinado^[16]. Un análisis más reciente de la Comisión Económica de las Naciones Unidas para Europa estima entre 5,1 y 6,4 gramos para la nuclear^[17].

La diferencia mayor está en el suelo. Para producir la misma energía, la nuclear ocupa la menor superficie de todas las tecnologías estudiadas: 7,1 hectáreas por TWh al año, frente a unas 2.000 de la solar instalada en suelo, según una revisión de 2022 publicada en PLOS ONE^[18]. En el desierto de Atacama, el suelo no es el recurso más escaso; en el valle central, sí puede serlo.

Fuentes: IPCC^[16]; EIA^[10][19]; AIE y AEN, vidas útiles armonizadas^[20]; Lovering et al.^[18]; Our World in Data, con datos de Markandya y Wilkinson (2007) y Sovacool et al. (2016), que incluyen Chernóbil y Fukushima^[21].

La tabla no tiene un ganador en todas las filas. La nuclear gana en suelo, continuidad y emisiones junto con la eólica; pierde en el tipo de residuo y, como se verá, en costo y plazo. La solar y la eólica ganan en costo de la energía, pero necesitan almacenamiento o respaldo, y ese costo no aparece en su precio.

Paneles solares: vida útil, residuos y reciclaje

En el debate público circulan dos afirmaciones falsas sobre los paneles: que «no se pueden reciclar» y que «duran para siempre». Ninguna es cierta.

Cuánto duran. La revisión de referencia sobre degradación, con cerca de 2.000 mediciones, encontró una pérdida mediana de potencia de 0,5% al año^[22], y la AIE y la AEN usan 25 años de vida útil para comparar costos^[20]. El desierto de Atacama, con la radiación solar más alta del planeta, es un caso aparte, y la evidencia es mixta. Un estudio publicado en 2026 sobre 1.216 módulos policristalinos tras diez años de operación en Atacama midió una pérdida media de 1,32% al año, lo que proyecta unos 15 años hasta el umbral del 80% de potencia; las principales causas fueron grietas en las celdas y la suciedad^[23]. En cambio, un ensayo de 30 meses del instituto francés CEA en el mismo desierto no observó «signos de degradación del rendimiento» en ninguna de las tecnologías modernas probadas^[24]. La diferencia puede deberse a la tecnología, a la edad de los módulos y al mantenimiento.

Cuántos residuos. Según el Ministerio del Medio Ambiente, Chile generó «cerca de 11.000 toneladas» de residuos de paneles fotovoltaicos en 2024, por daños en transporte e instalación y por fallas en operación^[25]. Las proyecciones a futuro varían mucho según el escenario: la de IRENA y la AIE, hecha en 2016 cuando Chile tenía mucha menos capacidad instalada, estimaba entre 400.000 y 500.000 toneladas acumuladas en 2050^[26].

¿Se reciclan? Técnicamente, sí en su mayor parte: «cerca del 90% de un panel fotovoltaico está compuesto por materiales reciclables, como vidrio y aluminio», reconoce el propio decreto^[25]. Lo difícil es recuperar con pureza el silicio, la plata y los polímeros, y hacerlo de manera rentable: el programa fotovoltaico de la AIE (IEA-PVPS) describe el reciclaje actual como un escenario «de alto costo y bajos ingresos»^[27]. En Chile, la capacidad industrial es otra historia. El decreto de 2026 dice que «los paneles se están valorizando incipientemente»^[25]. La primera planta de reciclaje anunciada, en Copiapó, tendría capacidad para 13.800 toneladas al año^[28]; a la fecha de esta publicación no encontramos evidencia de que esté operando.

Qué dice la ley. La Ley 20.920 de responsabilidad extendida del productor (2016) incluye los aparatos eléctricos y electrónicos entre sus productos prioritarios^[29]. Su decreto de metas, el DS 22, se publicó el 7 de mayo de 2026 y trata los paneles fotovoltaicos como categoría propia, con parques solares incluidos. Las metas rigen 24 meses después de la publicación. Para los paneles, los dos primeros años no tienen meta; desde el tercero, los productores deben recolectar y valorizar el 10% de lo que pusieron en el mercado, porcentaje que sube hasta 50% a contar del décimo año, y que puede cumplirse con «cualquier operación de valorización», no solo reciclaje de materiales^[25]. La Unión Europea los incluye en su directiva de residuos electrónicos desde 2012^[30].

Y el combustible nuclear. Un reactor de 1.000 MW descarga cada año unas 20 toneladas de óxido de uranio en combustible gastado, según el OIEA^[31]. Es un volumen mucho menor que el de los paneles, pero peligroso durante milenios, y hasta octubre de 2026 ningún país había comenzado a depositar combustible gastado en un repositorio geológico definitivo; Finlandia es el más avanzado y tramita la licencia de operación del suyo^[32]. Comparar toneladas sería engañoso: son residuos de naturaleza, peligrosidad y horizonte temporal completamente distintos. En Chile, además, la Ley 18.302 exige que los depósitos permanentes de desechos radiactivos, igual que las centrales, sean autorizados por decreto supremo^[33]. Un programa nuclear obligaría a decidir dónde guardar ese combustible por un plazo que excede cualquier ciclo político.

La comparación económica real

Aquí está el argumento más sólido contra la energía nuclear, y no es el que suele usarse en el debate público. No es la seguridad: es el costo y el plazo.

El costo nivelado de la electricidad (LCOE) reparte la inversión, la operación y el combustible de una planta entre toda la energía que producirá en su vida. Es una medida útil pero incompleta, y depende sobre todo de una variable: el costo del dinero. Una central nuclear es casi todo inversión inicial; si el capital es barato, su energía también lo es.

En el escenario de la AIE y la AEN de la OCDE, con una tasa de descuento del 7% y plantas construidas en serie, la nuclear nueva cuesta entre 42 y 102 dólares por MWh según el país, en el mismo rango que la solar, la eólica y el gas^[20]. Ese mismo informe concluye que extender la vida de los reactores existentes es «la opción de menor costo» no solo entre las tecnologías bajas en carbono, sino entre todas^[20]. Chile no tiene reactores que extender.

Con financiamiento privado y los costos reales de la última obra estadounidense, el banco de inversión Lazard estima la nuclear nueva entre 141 y 220 dólares por MWh, frente a 38 a 78 de la solar y 37 a 86 de la eólica^[34]. La diferencia entre ambos gráficos no es un error: es la distancia entre lo que la nuclear podría costar construyendo en serie con capital barato y lo que ha costado en Occidente en la última década.

La duración de las obras explica buena parte del costo, porque los intereses se acumulan mientras no se produce nada. Entre 2015 y 2024, China conectó 37 reactores con un promedio de 6,3 años de construcción; Estados Unidos, tres, con 21,5 años. «Ninguno estuvo a tiempo», resume el informe anual independiente de la industria^[37].

El otro lado de la cuenta son los costos de sistema: lo que cuesta integrar energía variable (respaldo, almacenamiento, redes). Según la AEN, crecen «más que proporcionalmente» con la participación de solar y eólica: unos 7 dólares por MWh renovable cuando son el 10% de la generación y unos 50 cuando son el 75%^[41]. Ese modelo es genérico y no calcula el caso chileno, pero muestra por qué comparar solo el LCOE favorece a las tecnologías variables.

Rangos internacionales, no estimaciones para un proyecto en Chile. No incluyen el costo de crear la institucionalidad nuclear, el desmantelamiento ni la gestión de residuos de largo plazo, que en los cálculos de la AIE y la AEN agregan poco al costo por MWh porque se descuentan a 60 u 80 años^[20].

¿Y para Chile específicamente? La única modelación oficial que encontramos es la que hicieron el Ministerio de Energía y la CCHEN en 2018 y 2019. En 2018, con seis escenarios de planificación, «en ninguno de ellos se observa a la tecnología nuclear de forma competitiva para formar parte de los planes de obras de generación proyectados»^[15]. En 2019 repitieron el ejercicio con reactores pequeños tipo NuScale, pero forzando su construcción desde 2023: una vez instalados, resultaron «competitiva[s] en todos los escenarios», operando como generación de base, y llegarían a representar «entre un 3% y 4% de la generación»^[15]. La conclusión de la CCHEN es precisa: «la principal barrera de entrada para este tipo de centrales son los costos de inversión»^[15]. Es decir, el modelo nunca las elige por sí solo, pero si existen, conviene usarlas. Ese ejercicio usó costos de un diseño que después fue cancelado en Estados Unidos y no se ha actualizado.

Seguridad nuclear en un país sísmico

El argumento más repetido contra una central en Chile es el terremoto. Merece una respuesta técnica, no una descalificación.

En marzo de 2011, el terremoto de magnitud 9 de Japón sacudió varias centrales. La de Onagawa, la más cercana al epicentro, soportó «uno de los movimientos del suelo más fuertes de cualquier planta afectada» y «pudo apagarse de manera segura», según el OIEA, que encontró sus estructuras «notablemente intactas»^[42]. Fukushima Daiichi no falló por el sismo sino por el agua: sus muros estaban diseñados para un tsunami de hasta 5,5 metros y la segunda ola, la más grande, llegó a 14–15 metros, inundó el sitio y dejó a los reactores sin energía para refrigerarse^[43]. El informe del director general del OIEA documenta además que un análisis aplicado entre 2007 y 2009 ya había postulado un tsunami de unos 15 metros en ese sitio, similar al que ocurrió^[43]. Fue una falla de emplazamiento y de regulación, no una imposibilidad física.

El mismo informe concluye que no se observaron efectos tempranos en la salud por radiación «entre los trabajadores ni entre el público» que pudieran atribuirse al accidente^[43]. Eso no significa que el accidente no haya costado vidas. La Agencia de Reconstrucción de Japón contabiliza 2.350 muertes «relacionadas con el desastre» en la prefectura de Fukushima al 31 de diciembre de 2025^[44]: personas que murieron por el estrés, el deterioro de su salud o las condiciones de la evacuación. Esa categoría incluye los efectos del terremoto y del tsunami, no solo de la evacuación nuclear, así que no puede atribuirse completa al accidente, pero muestra que una evacuación masiva tiene costos humanos reales.

¿Qué significa esto para Chile? Que la sismicidad es un requisito de diseño y de ubicación, no un impedimento absoluto. Así lo concluyeron los dos grupos técnicos que convocó el Estado. En 2007: «la tecnología e ingeniería antisísmicas disponibles en Chile pueden garantizar niveles aceptables de seguridad para instalar reactores nucleares de potencia», siempre que se cuente con estudios de fallas y suelos a nivel del sitio^[13]. En 2020, la CCHEN: «La sismicidad no constituye un factor que inhabilite la implementación de centrales nucleares»^[15]. Japón, uno de los países más sísmicos del mundo, mantiene reactores en operación, entre ellos el de Onagawa. Ninguno de esos informes dice que el riesgo sea nulo: dicen que se puede reducir a niveles aceptables con un emplazamiento estudiado, defensas contra tsunami dimensionadas con los peores escenarios y un regulador capaz de exigirlas. Esa última condición es la que Chile no cumple hoy.

En 2018, una misión del OIEA revisó el sistema regulador chileno y concluyó que sus mayores desafíos son «la falta de independencia efectiva de la CCHEN y del MINSAL y que el marco regulatorio para la seguridad nuclear y radiológica está incompleto»^[46]. La CCHEN es a la vez quien promueve, quien opera reactores de investigación y quien fiscaliza. El grupo de 2007 ya lo había calificado de «incompatible con la práctica y las exigencias internacionales»^[13]. Diecinueve años después, ese regulador independiente sigue sin existir.

El Estado chileno y sus contradicciones

La ley chilena no prohíbe las centrales nucleares. La ley que creó la CCHEN en 1965 le encargó fomentar el uso pacífico de la energía nuclear, incluida «la generación de energía eléctrica y térmica», y dispuso que esa producción solo puede hacerse por la Comisión o con su licencia^[47]. La Ley de Seguridad Nuclear de 1984 exige que las centrales de potencia sean autorizadas por decreto supremo^[33]. Chile tiene reactores de investigación desde 1974, cuando el RECH-1, en La Reina, alcanzó su primera criticidad; el RECH-2, en Lo Aguirre, lo hizo en 1977^[48]. La CCHEN lo resumió en 2020: «Actualmente no existen impedimentos en el marco regulatorio, nuclear o eléctrico, para el desarrollo de un PNP en Chile», aunque con vacíos que en la práctica impiden implementarlo^[15].

Lo que el Estado ha hecho con esa posibilidad es estudiarla, detenerse y volver a empezar. Cada ciclo deja documentos que no se usan en el siguiente:

• 2007. El Grupo de Trabajo en Núcleo-Electricidad, presidido por el físico Jorge Zanelli y creado por decreto del gobierno de Michelle Bachelet, concluyó que los antecedentes «no permite[n] descartar la energía nuclear como una opción energética futura para el país» y advirtió que, según el OIEA, un país necesita «entre 10 y 15 años» desde la decisión para concretar un programa^[13].
• 2011. El accidente de Fukushima y el rechazo político detuvieron el proceso. Según la propia CCHEN, el análisis de la opción nuclear «se detuvo por completo» durante casi cinco años.
• 2015. La Política Energética «Energía 2050» decidió que la energía nuclear de potencia «no ha sido incluida como una opción a corto plazo» y encargó estudios a la CCHEN para revisar la cuestión en el siguiente proceso^[49].
• 2020. La CCHEN entregó ese estudio. Su primera recomendación fue «mantener el análisis permanente de la opción nuclear», y agregó: «El punto de partida es la incorporación de un escenario nuclear, como parte de los escenarios de planificación energética de largo plazo»^[15]. También advirtió que «tras cada cambio de administración se producirán una detención del proceso» que deja la información desactualizada^[15].
• 2021. El Ministerio de Energía respondió a La Tercera que la política energética y los escenarios de largo plazo «no incluyen la tecnología nuclear como alternativa para la matriz energética del país en los próximos 30 años»^[50].
• 2024. El informe final de la Planificación Energética de Largo Plazo 2023-2027, publicado el 11 de diciembre, tiene 175 páginas. PoliScore buscó en su texto completo las palabras «nuclear», «CCHEN» y «SMR»: no aparecen ni una vez^[51].
• 2026. La Ruta Energética 2026-2030 del gobierno de José Antonio Kast incluye un producto con plazo en 2028: «Explorar propuestas de adecuaciones al marco regulatorio, tecnológico y de seguridad para la incorporación de energía nuclear en la matriz energética nacional considerando aplicaciones modulares de pequeña escala (SMR…)»^[52]. En septiembre, en la Conferencia General del OIEA, «Chile abordó su interés en continuar avanzando en el estudio de los reactores modulares pequeños»^[53].

La contradicción central no es que Chile no tenga centrales nucleares; muchos países con buenas razones tampoco las tienen. Es que el Estado encargó estudios, recibió la recomendación concreta de modelar un escenario nuclear en su planificación oficial y no lo hizo, sin publicar una evaluación que justificara descartarlo. El anuncio de 2026 vuelve a abrir la puerta, otra vez con el verbo «explorar».

Quiénes frenaron el debate y quiénes lo defendieron

El debate nuclear chileno tiene nombres, fechas y votaciones. Esta sección los reúne con tres reglas: cada persona aparece con el cargo que tenía cuando habló; se cita lo que dijo, no lo que se le atribuye, y se distingue entre estudiar la tecnología, incluirla en la planificación y construir una central, que son posiciones muy distintas. El análisis de cada argumento se refiere a lo que afirma, no a quien lo dijo.

Un dato ordena todo lo demás: en Chile no hay ninguna ley que prohíba las centrales nucleares, y PoliScore no encontró ningún proyecto de ley que lo haya intentado. Lo que existe son dos proyectos de acuerdo de 2011, que son peticiones al Presidente sin fuerza legal, y una moción de 2008 en sentido contrario que fue declarada inadmisible.

Línea de tiempo: 1964–2026

1. 1965Estado La Ley 16.319 crea la Comisión Chilena de Energía Nuclear, continuadora de la comisión creada por decreto en 1964, con el mandato de fomentar usos pacíficos que incluyen la generación eléctrica.Ley 16.319^[47]
2. 1974Estado Primera criticidad del reactor de investigación RECH-1, en La Reina. El RECH-2, en Lo Aguirre, la alcanza en 1977.CCHEN^[48]
3. 1984Estado Ley 18.302 de Seguridad Nuclear: las centrales de potencia requieren decreto supremo.Ley 18.302^[33]
4. 2006Política Declaración «Energía Nuclear, No Gracias», firmada entre otros por Sebastián Piñera, según el Senado.Senado^[54]
5. Septiembre de 2007Estado Informe del Grupo de Trabajo en Núcleo-Electricidad: los antecedentes «no permite[n] descartar» la opción nuclear; pide un regulador independiente.Informe Zanelli^[13]
6. 11 de junio de 2008Política Cinco senadores presentan una moción sobre energía nuclear; se declara inadmisible.BCN^[65]
7. 8 de septiembre de 2009Política En campaña, Frei defiende evaluar la energía nuclear; Enríquez-Ominami la califica de «insegura».Cooperativa^[66]
8. 11 de marzo de 2011Mundo Terremoto y tsunami en Japón; accidente de Fukushima Daiichi.OIEA^[43]
9. 16 de marzo de 2011Política El Senado aprueba, 14 a 2, pedir que se detenga «toda implementación de energía nuclear».Senado^[54]
10. 22 de marzo de 2011Política La Cámara aprueba la moratoria (54-50) y el respaldo al gobierno (59-37). Piñera: «no se va a construir ninguna planta» en su gobierno.BCN y Diario Financiero^[55][61]
11. 13 de noviembre de 2011Política Piñera: «no hemos renunciado a utilizar la energía nuclear».Cooperativa^[62]
12. 2015Estado Energía 2050 deja la nuclear fuera del corto plazo y encarga estudios a la CCHEN.Política Energética^[49]
13. 2018Estado Misión del OIEA: la CCHEN carece de independencia efectiva como regulador. Modelación oficial: la nuclear no es competitiva en ningún escenario.OIEA y CCHEN^[46][15]
14. Junio de 2020Estado La CCHEN recomienda incorporar un escenario nuclear en la planificación de largo plazo.CCHEN^[15]
15. Noviembre de 2021Política El Ministerio de Energía: la nuclear no es alternativa «en los próximos 30 años».La Tercera^[50]
16. 11 de diciembre de 2024Estado Informe final de la PELP 2023-2027: cero menciones a la energía nuclear.Ministerio de Energía^[51]
17. Mayo de 2025Mundo Ontario autoriza construir el primer reactor modular comercial de Norteamérica.POWER^[40]
18. 2025Estado Récord de vertimiento: 6.084 GWh de energía solar y eólica sin aprovechar.ACERA^[1]
19. Mayo de 2026Política La Ruta Energética 2026-2030 propone explorar la incorporación de la energía nuclear con reactores modulares, plazo 2028.Ministerio de Energía^[52]
20. Septiembre de 2026Estado Chile plantea al OIEA su interés en estudiar reactores modulares pequeños.CCHEN^[53]

Qué está demostrado y qué no

Metodología y limitaciones

Referencias