Los seis ejes de la Agenda Energética Pro-Cliente 2025 de ACENOR A.G.

Propuestas del gremio de clientes libres buscan ser una hoja de ruta a fin de impulsar la competitividad en el sector eléctrico.

_{Santiago, 10 de octubre de 2025}

Fuente: Revista Electrominería

En el marco de su 17° Evento Anual, la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (Acenor A.G.) presentó la Agenda Energética Pro-Cliente 2025, una hoja de ruta con seis ejes que buscan aumentar la competitividad del sector productivo en Chile, la cual ofrece “propuestas técnicas, factibles y urgentes, construidas con datos y análisis”.

Javier Bustos, director ejecutivo del gremio, destaca que los clientes libres no son “consumidores pasivos”, sino que son “motores del desarrollo productivo” del país, por lo que la agenda busca potenciar a las industrias, al asegurar reglas claras, precios competitivos y un suministro eléctrico seguro.

Bustos enfatizó que cada peso pagado en las facturas de electricidad debe reflejar valor, no ineficiencias, ya que la energía utilizada por estas empresas se convierte en productos de exportación como cobre y alimentos, además de generar empleo a través de la manufactura y conectar regiones mediante el transporte.

La presidenta del directorio de ACENOR, Francesca Milani, concuerda con la medida, resaltando que los precios de la electricidad en Chile son “significativamente más altos” en comparación con los países con los que compiten en diversos mercados.

La representante gremial recuerda que, mientras la demanda eléctrica ha crecido un 3,5% promedio anual en los últimos cinco años, la demanda de los clientes no regulados solo ha aumentado un 2% anual desde 2020, en gran parte debido a estos altos costos, por lo que asegura que, para que Chile crezca, es crucial resolver las necesidades de quienes consumen y producen con energía diariamente.

Estos son los ejes de la Agenda:
1. Transmisión Eficiente
Este eje busca optimizar la infraestructura y la planificación de la red de transmisión para asegurar un suministro confiable y asequible.

• Señal de localización: Analizar la implementación de derechos financieros de transmisión a mediano plazo y distribuir el cargo único de transmisión entre generadores y clientes.
• Acceso abierto: Establecer nuevas reglas para el acceso abierto, asegurando que la conexión de nuevos proyectos no degrade la calidad del servicio de los clientes existentes. Además, se busca dar prioridad al acceso de clientes en la transmisión zonal para evitar la falta de puntos de conexión para la demanda.
• Planificación transparente: Simplificar el proceso de planificación de la transmisión para evitar la superposición de procesos entre el Ministerio, el Coordinador Eléctrico y la CNE. Esto permitiría a los clientes recibir información oportuna y transparente sobre el proceso.

2. Menores Costos a Clientes
El objetivo es reducir los costos del sistema eléctrico que afectan a los clientes, lo cual es fundamental para su competitividad.

• Reforma al régimen PMGD: Acenor propone movilizar las inyecciones de energía de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) hacia contratos libres y regulados. Un estudio encargado por Acenor y el Consejo Minero estima que el régimen actual podría generar costos de $4.650 millones de dólares para el sistema entre 2025 y 2043. Al migrar estos PMGD a contratos de suministro regulado, los costos se reducirían a $3.728 millones de dólares en el mismo periodo.
• Ajuste de precio: Ajustar el precio estabilizado para que refleje los costos marginales esperados sin el ajuste de banda de precios de mercado.
• Distribución de costos: Se propone que los presupuestos del Coordinador, el Panel de Expertos y los estudios de franjas sean remunerados por generadores y clientes, y no solo por estos últimos. Además, la infraestructura para servicios complementarios debería ser remunerada entre generadores, de manera proporcional a sus inyecciones, y clientes, de forma proporcional a sus consumos.

3. Institucionalidad Transparente
Este eje busca una mayor claridad y rendición de cuentas en las instituciones del sector energético.
Rendición de cuentas: Asegurar una rendición de cuentas efectiva por parte de las distintas instituciones del sector.

• Informes de impacto: Implementar informes detallados sobre el impacto regulatorio de los cambios legales, reglamentos y normas técnicas.
• Datos abiertos: Adoptar un criterio de “datos abiertos” para toda la información pública del sector, incluyendo la del Ministerio, la CNE, la SEC y el Coordinador.

4. Ajuste en el Mercado de Potencia
La meta es optimizar el mercado de potencia para reflejar la realidad del sistema y los costos reales de los clientes.

• Reducción del periodo de control: Reducir el periodo de control de punta de 6 a un máximo de 4 meses.
• Revisión del cálculo de precios: Revisar el cálculo del precio de la potencia para que pueda disminuir cuando exista una sobreoferta de capacidad disponible, utilizando el margen de reserva teórico.
• Cálculo de la demanda: Ajustar el cálculo de la demanda de suficiencia para que se base en la demanda máxima neta individual de cada cliente, sobre la cual tiene control, y no en la demanda del sistema.

5. Mercados Más Competitivos
Este eje busca fomentar la competencia y la transparencia en el mercado eléctrico para beneficiar a los consumidores.

• Mercado del día anterior: Introducir un mercado del día anterior (day-ahead) vinculante, permitiendo que los pagos por servicios complementarios se remuneren bajo el criterio de “quien causa paga”.
• Mayor información: Aumentar la información disponible para el mercado de contratos no regulados, incluyendo precios promedio de referencia por tamaño, duración y macrozona, así como contratos de referencia o tipo.
• Servicios complementarios: Promover un mercado de servicios complementarios más competitivo y tecnológicamente neutral.

6. Seguridad y Calidad de Suministro
El objetivo es asegurar la estabilidad y la calidad del servicio eléctrico en todo el sistema.

• Inversión en calidad: Promover mecanismos que impulsen la inversión en mejoras de calidad de servicio en la distribución.
• Estándares mínimos: Avanzar en la implementación de estándares mínimos para cualquier tipo de infraestructura que, al conectarse a la red, pueda debilitarla como, por ejemplo, los requerimientos de ‘grid forming’.
• Retiro de centrales: Establecer procesos para el retiro de centrales que incluyan informes detallados de impacto antes de autorizar el cierre de unidades que puedan ser esenciales para la seguridad del sistema.