La Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR) abrió un nuevo frente en el debate regulatorio de los Pequeños Medios de Generación Distribuidos (PMGD).
A pocos días de que el Gobierno publicara la modificación al Decreto Supremo N°88 para incorporar sistemas de almacenamiento de pequeña escala al régimen, el gremio planteó que llegó el momento de eliminar el precio estabilizado y reemplazarlo por contratos de suministro.
“El instrumento cumplió su misión, pero nunca se evaluó si seguía siendo necesario hasta que la distorsión alcanzó tal magnitud que se hizo imprescindible corregirla y ha sido muy difícil. La regulación estaba dirigida a promover tecnologías emergentes, pero hoy regula tecnologías que tienen bajos costos, financiamiento y un entorno regulatorio sumamente diferente”, afirmó Juan Ignacio Gómez, director ejecutivo de ACENOR, durante su 18° Encuentro Anual.
“Ante una de las propuestas que hemos hecho como asociación es eliminar el ajuste por banda y movilizar esa energía de los PMG y PMGD hacia contratos de suministro en reemplazo del precio estabilizado”, señaló.
El objetivo es que los proyectos compitan todos todos en el mercado, se les permita asignar dicha energía a un “valor eficiente”, y que su lógica apunte a que se instalen donde exista la demanda.
Según las estimaciones de la asociación, los consumidores asumen actualmente cerca de US$ 300 millones anuales asociados a este mecanismo. Incluso, ACENOR sostiene que ese monto pudo haber alcanzado los US$ 500 millones al año si no se hubieran implementado recientemente modificaciones regulatorias vinculadas al sector.
La discusión surge en un momento particularmente relevante para este segmento. El reciente Decreto N°1/2026 amplió el alcance del DS 88 y pasó de regular exclusivamente medios de generación a incorporar también sistemas de almacenamiento de pequeña escala, creando la categoría de Medios de Generación y Sistemas de Almacenamiento de Pequeña Escala (MGPE).
La modificación permite integrar baterías en proyectos conectados al Sistema Eléctrico Nacional con excedentes de potencia menores o iguales a 9 MW, una señal que busca profundizar la participación de estos recursos en la operación del sistema.
El cambio regulatorio ocurre además en medio de una expansión sostenida del sector. De acuerdo con el último reporte elaborado por Generadores Independientes de Energía (GIE) y Systep, los PMGD inyectaron 706 GWh durante marzo de 2026, cifra que representa un crecimiento interanual de 14,4%.
Los datos muestran que el peso de estos proyectos ya dejó de ser marginal. Durante marzo, la generación conjunta de PMGD y PMG alcanzó el 12,6% de toda la generación del Sistema Eléctrico Nacional. Del total, 9,6% correspondió a PMGD y 3% a PMG.
Precisamente por esa creciente participación, ACENOR considera que las señales económicas asociadas a este régimen tienen efectos cada vez más relevantes sobre los costos finales de suministro.
Una agenda de reformas que apunta a reducir costos
La propuesta sobre PMGD forma parte de una agenda más amplia impulsada por ACENOR para revisar distintos componentes de la regulación eléctrica chilena, ya que además de cuestionar el precio estabilizado, la asociación identifica ineficiencias en transmisión y servicios complementarios.
Según los cálculos de ACENOR, los procesos de expansión generan actualmente sobrecostos cercanos a USD 170 millones anuales para los consumidores.
La asociación también propone incorporar con mayor fuerza el principio de causalidad en servicios complementarios y que aquellos costos originados por agentes específicos sean asumidos por quienes los generan.
Mientras que en transmisión, la propuesta contempla reincorporar señales económicas de localización mediante derechos financieros de transmisión y perfeccionar los mecanismos de planificación centralizada para mejorar la eficiencia de las inversiones.
“Necesitamos volver a los fundamentos de la regulación y preguntarnos qué problema resolvía cada regla y si ese problema ahora existe”, planteó el director ejecutivo del gremio.
De acuerdo con las estimaciones de la entidad, la suma de las ineficiencias asociadas al precio estabilizado, transmisión y otros cargos regulatorios alcanza aproximadamente USD 500 millones anuales.
“Si todas estas correcciones se implementaran, uno podría apreciar ahorros de 10 a 15 dólares por MWh, que en la práctica implican del orden del 10% al 15% de ahorro en la cuenta final de los clientes no regulados”, concluyó Gómez.