Si bien algunos gremios como la Asociación de Generación Renovable y ACENOR respaldan los reglamentos reingresados por el Ministerio de Energía, otros como Acesol y Generadores Independientes de Energía ven espacios para mejorar los cambios en discusión.
Santiago, 29 de mayo de 2026
Fuente: El Mercurio
El martes 19 de mayo, por tercera vez desde febrero, los decretos supremos 88 y 125 del Ministerio de Energía fueron retirados y reingresados a la Contraloría General de la República; esta vez, por solo unas horas. En la industria, la señal encendió las alertas. Sin embargo, los ajustes fueron solo de forma y no de fondo, por lo que se prevé que el organismo tome razón de ellos en los próximos días.
De esta forma, la regulación que concierne a los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) quedaría formalmente actualizada pese a las presiones que han buscado modificar los reglamentos.
Ahora, la pregunta que recorre al sector es si aún hay margen para influir en el contenido de los decretos antes de que opere Contraloría.
Que el marco normativo requería una actualización era un diagnóstico compartido, pero no hubo acuerdo sobre cómo hacerlo. El crecimiento del sector ha sido inmenso: los PMGD pasaron de menos de 200 MW de potencia instalada en 2014 a 3.698 MW en marzo de este año, es decir, el 10% de la capacidad total instalada del país, ‘impulsados principalmente por los beneficios establecidos en el marco regulatorio’, se lee en el último informe mensual sobre el segmento del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN).
Desde 2023, la entidad ha recomendado mejorar la normativa sobre cómo se define el precio estabilizado para mitigar una asimetría que, para la gran mayoría de las instalaciones de este tipo, se extenderá hasta 2034.
El director de la Unidad de Monitoreo de la Competencia del CEN, Paulo Oyanedel, explica que el mecanismo de precio estabilizado genera sobrerentas para los PMGD fotovoltaicos, produciendo ‘una distorsión estructural’ en las señales de precio, localización e inversión. Esto lleva a que algunos días los PMGD representen más del 25% de la generación en horario solar, por lo que ‘se requiere un mayor monitoreo y control de estos activos para resguardar la seguridad del sistema’, advierte.
Un subsidio que el sistema no puede seguir absorbiendo
Rodrigo Moreno, académico de la Facultad de Ingeniería y Ciencias y la Escuela de Negocios de la Universidad Adolfo Ibáñez, sintetiza el consenso técnico: el precio estabilizado fue concebido para habilitar el financiamiento de generación de pequeña escala, pero el cambio tecnológico y de condiciones de mercado lo transformó en un subsidio con un costo sistémico de entre US$ 250 y US$ 300 millones anuales y proyecciones al alza. A eso se suma el régimen de autodespacho, que exime a los PMGD de los recortes por sobreoferta, los que ‘recaen íntegramente sobre el resto del parque renovable’, dice.
Para Moreno, los decretos corrigen las distorsiones más urgentes, pero no resuelven el fondo. ‘Lo esencial es facilitar la entrada de los PMGD a los mercados competitivos y establecer un proceso claro que dé certidumbre, en lugar de seguir acumulando intervenciones administrativas discrecionales que no han dado buenos resultados para los consumidores’, resume.
El director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR), Javier Bustos, cita un informe elaborado por EnergiE y el estudio de abogados Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uria (PPU) que señala que mantener el mecanismo vigente costará US$ 4.650 millones entre 2025 y 2043 —cifra comparable a la deuda acumulada con las generadoras por el congelamiento de tarifas de 2019 a 2024— y que a partir de 2027 esos costos comenzarán a traspasarse también a clientes regulados. Si bien está de acuerdo con las modificaciones que implicarán los decretos, alerta que aplicar ciertos cambios desde 2035 ‘significa extender excesivamente la distorsión actual’.
En la misma línea, el presidente de la Asociación de Generación Renovable, Jaime Toledo, destaca que los decretos modifiquen el mecanismo de precio estabilizado e incorporen a los PMGD al esquema de vertimientos, ‘tal como se hace hoy para todas las energías renovables’. Y recalca que ‘un sistema seguro requiere reglas parejas para todos’, agregando que gracias a los reglamentos se dispondrá de sistemas de monitoreo y control en tiempo real, con lo cual —resalta—, el Coordinador dejará de operar ‘a ciegas’ ante contingencias.
Junto con reconocer las distorsiones que ha generado la implementación reglamentaria de los PMGD, desde el Ministerio de Energía explican que estos generadores ‘han sido un gran aporte para Chile, pero existen ciertos cambios que mejorarían aún más su contribución al sistema eléctrico’. A través de los decretos supremos 88 y 125 —precisan— se establece que los PMGD deben integrarse al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), participar de los vertimientos cuando haya sobreoferta o cuando las líneas de transmisión estén congestionadas, y que los precios estabilizados comenzarán a variar desde 2034. ‘Eso significa que les damos seguridad a quienes ya invirtieron o pretenden invertir en el mediano plazo en Chile’, subrayan.
Alertas por freno a inversiones
Este último punto es, sin duda, uno de los más rebatidos por parte del sector. En el marco del Chile Day realizado hace algunas semanas en Nueva York y Toronto, un grupo de empresas de capitales europeos y norteamericanos propietarias de PMGD envió una carta al ministro de Hacienda, Jorge Quiroz, alertando que los cambios comprometerían iniciativas por cerca de US$ 5.000 millones, que podrían reducir hasta un 23% los ingresos de proyectos, y que más de mil observaciones formuladas durante la consulta previa no fueron incorporadas. ‘Cuando han cambiado las reglas tres veces en 10 años, hay un temor en invertir’, dice un representante de una de las empresas firmantes, quien lamenta no haber tenido ‘la oportunidad de discutir técnicamente con el Ministerio de Energía’.
Unos días después de la misiva extranjera llegó la respuesta de los gremios. La AGR planteó en una carta enviada a la ministra de Energía, Ximena Rincón, que es de público conocimiento ‘la intensa presión que han ejercido sobre la institucionalidad chilena diversos fondos de inversión internacionales’ para impedir o postergar la entrada en vigor de los decretos. Y es que lo que comenzó como una política para impulsar pequeños proyectos renovables derivó en un mercado dominado por grandes fondos internacionales como BlackRock, JP Morgan, los fondos canadienses Brookfield y Carbon Free Technology INC., el fondo Connor, Clark y Lunn Infrastructure, el gestor de activos alternativos TPG Rise, entre otros, que figuran entre los principales propietarios de las empresas propietarias de PMGD en Chile.
A su vez, en una columna publicada en Diario Financiero, la titular de Energía y el subsecretario, Hugo Briones, plantearon que ‘las normas se perfeccionan cuando ya no cumplen con su objetivo’, y que uno de los ejes de la política energética del Gobierno es que ‘las familias chilenas paguen precios justos, no los que provienen de una distorsión que estamos solucionando’.
En el sector, la publicación se interpretó como señal de que el margen para negociar se está agotando.
Las voces que piden gradualidad
La Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol) y Generadores Independientes de Energía (GIE) han coordinado propuestas técnicas frente a los decretos en discusión. El director ejecutivo de la primera, Darío Morales, coincide en la necesidad de modernizar la regulación, pero ve espacios para perfeccionar los cambios en discusión. ‘La fórmula debiera ser una transición ordenada, gradual y técnicamente bien diseñada’, que se traduzca en mejores señales horarias y de localización, más monitoreo, mayor coordinación operativa, incorporación efectiva de almacenamiento y reglas que permitan reducir compensaciones sin afectar la inversión ya realizada ni la certeza regulatoria.
Los gremios también proponen medidas complementarias, como abrir nuevos mecanismos para que la energía de los PMGD pueda abastecer a hogares, pymes y clientes regulados. De hecho, Morales adelanta que están trabajando en propuestas para que el segmento participe en nuevos espacios, como licitaciones de suministro para clientes regulados.
Si bien a comienzos de mes GIE presentó escritos a la Contraloría cuestionando la legalidad de las modificaciones, hoy, su director ejecutivo, Mauricio Utreras, se muestra más conciliador. Y si bien advierte que cerca del 65% de los proyectos en operación enfrentará dificultades para cumplir compromisos financieros bajo el nuevo esquema, agrega que ‘agradecemos que desde el ministerio exista disposición para seguir profundizando propuestas consensuadas del segmento, de manera de compatibilizar los desafíos operacionales del sistema con certeza regulatoria y continuidad de futuras inversiones’.
‘Aún hay espacio para perfeccionar los cambios en discusión, de manera que corrijan ineficiencias’.
Darío Morales Director ejecutivo de Acesol
‘Existen espacios para introducir otros cambios que permitan reflejar de mejor manera las señales de precio, localización y otras variables’.
Paulo Oyanedel Coordinador Eléctrico Nacional
‘Creemos que aún existe espacio para avanzar en acuerdos técnicos que permitan perfeccionar los decretos’.
Mauricio Utreras Director ejecutivo de GIE
‘Nos parece que aplicar estos cambios recién desde 2035 significa extender excesivamente la distorsión actual’.
Javier Bustos Director ejecutivo de ACENOR
‘El marco regulatorio debe ajustarse para que los PMGD operen bajo señales de precio y reglas de despacho eficientes’.
Rodrigo Moreno Académico UAI
‘Hoy, el SEN opera los PMGD a ‘ciegas’ ante contingencias’.
Jaime Toledo Presidente de la AGR
¿Qué regulan los decretos?
El Decreto Supremo 88 del Ministerio de Energía, vigente desde 2019, regula la interconexión, energización y puesta en servicio de los Pequeños Medios de Generación (PMG) y de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), además del mecanismo de precio estabilizado al que pueden acogerse estos proyectos.
El Decreto Supremo 125, vigente desde 2017, en tanto, establece las normas para la coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional, así como las funciones del Coordinador Eléctrico Nacional.
