Los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) atraviesan una nueva etapa regulatoria en Chile. A mayo de 2026, el segmento alcanzaba 3.820 megavatios (MW) de capacidad instalada, mientras que los Pequeños Medios de Generación (PMG) sumaban otros 476 MW, de acuerdo con el último boletín estadístico de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA).
El dato muestra que la generación de pequeña escala ya tiene una dimensión difícil de tratar como marginal dentro del mercado eléctrico chileno. Con casi 4000 MW instalados, los PMGD quedaron directamente involucrados en discusiones sobre vertimientos, costos sistémicos, precio estabilizado y señales de inversión, especialmente a partir de los cambios regulatorios que buscan redefinir su inserción en la operación económica del sistema.
La foto oficial de la Comisión Nacional de Energía (CNE) también muestra esa relevancia. Con datos a marzo de 2026, la capacidad instalada de pequeños medios de generación llegaba a 4045 MW, de los cuales 3.627 MW correspondían a PMGD y 418 MW a PMG. En ese reporte, los PMGD representaban cerca del 10% de la capacidad instalada neta considerada para el sistema.
Ese crecimiento explica por qué el segmento quedó en el centro del debate tras la publicación del Decreto Supremo (DS) 32, que modifica el Decreto Supremo 125 sobre coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).
Si bien la lectura más visible del decreto estuvo asociada al almacenamiento, los costos de oportunidad y el despacho centralizado, la norma también incorpora un cambio relevante para los PMGD: su inclusión en los criterios de prorrata cuando no exista capacidad suficiente de colocación para toda la generación disponible.
Fuentes del sector consultadas por Energía Estratégica advirtieron que allí se ubica uno de los puntos más sensibles del nuevo marco: “El problema no es que los PMGD entren a una regla de recortes, sino que esa regla no siempre parece distinguir cuándo están realmente en igualdad de condiciones con los grandes generadores”.
El nuevo artículo 45 bis establece que, cuando haya más de una instalación de generación, sistema de almacenamiento o sistema generación-consumo con igual costo de producción y no exista capacidad de colocación suficiente para todas, el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) deberá prorratear la generación o inyección hasta alcanzar la capacidad máxima disponible.
Para instalaciones conectadas a redes de distribución, el ajuste será determinado por el CEN bajo criterios operativos definidos en la norma, o a prorrata de su potencia máxima en casos excepcionales y justificados. Además, el decreto contempla una transición: los ajustes vinculados a instalaciones conectadas a redes de distribución comenzarán a aplicarse una vez transcurridos 24 meses desde la publicación del acto administrativo.
El cambio apunta a corregir una asimetría que grandes generadores y clientes venían cuestionando: que los proyectos utility scale enfrentaran recortes por congestión o sobreoferta mientras los PMGD mantenían una lógica de autodespacho con menor exposición a limitaciones económicas del sistema.
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Sin embargo, desde el sector remarcaron que el debate no pasa únicamente por si los PMGD deben o no ser recortados. El eje más fino está en determinar cuándo están realmente en igualdad operativa con los grandes generadores.
Si la energía de un PMGD excede la demanda de su zona de distribución y termina fluyendo hacia el sistema de transmisión, el argumento de equipararlo con un generador utility scale cobra mayor fuerza. En ese caso, ambos pueden estar compitiendo por la misma capacidad de red y participando de la congestión que justifica el recorte.
Pero si esa energía se consume localmente dentro de la red de distribución, la aplicación de una prorrata bajo criterios similares a los grandes proyectos abre una discusión distinta. En ese escenario, según plantean actores del mercado, el PMGD no necesariamente está agravando la restricción de transmisión que origina el vertimiento. Por eso, aplicar el mismo tratamiento podría derivar en una señal regulatoria “injusta” o, al menos, “imperfecta”.
La tensión no llega aislada. En los últimos días, Generadores Independientes de Energía Asociación Gremial (GIE A.G.) planteó la necesidad de introducir criterios de gradualidad para resguardar inversiones en PMGD. Según lo expuesto por el gremio, de mantenerse el diseño actual de los decretos vinculados al régimen de pequeña escala, cerca del 65% de los proyectos podría enfrentar dificultades para cumplir compromisos financieros. El impacto potencial señalado incluye 690 centrales renovables, más de 20.000 empleos directos y alrededor de 6.000 millones de dólares estadounidenses (US$) en inversiones comprometidas.
Ese planteo busca instalar una advertencia: la modernización regulatoria puede ser necesaria, pero su implementación no debería desconocer inversiones que se estructuraron bajo reglas previas. En un segmento intensivo en financiamiento de largo plazo, cualquier cambio sobre ingresos esperados, prioridad de inyección o exposición a recortes altera supuestos de bancabilidad.
Del otro lado, los cuestionamientos de los clientes libres y grandes consumidores apuntan al precio estabilizado. La Asociación de Consumidores de Energía No Regulados (ACENOR) volvió a poner el foco sobre ese mecanismo y pidió avanzar hacia su eliminación, al sostener que genera sobrecostos para la demanda. Un estudio encargado por ACENOR y el Consejo Minero a energiE y PPU Legal estimó compensaciones asociadas al precio estabilizado por US$4.650 millones entre 2025 y 2043, con costos traspasados a clientes libres y, desde 2027, también a clientes regulados.
Esa discusión corre en paralelo, pero se conecta con el DS 32 porque ambas agendas apuntan al mismo núcleo: qué beneficios conserva el régimen PMGD, qué costos traslada al sistema y bajo qué condiciones debe integrarse a la operación económica del SEN.
Para los grandes generadores, la incorporación de los PMGD a las prorratas puede leerse como una corrección necesaria. Para los clientes, como parte de una agenda más amplia para reducir distorsiones. Para los desarrolladores de pequeña escala, en cambio, fuentes vinculadas al segmento advierten que representa un golpe sobre un modelo que creció al amparo de reglas específicas y que ahora enfrenta una cancha menos diferenciada frente al utility scale.
Con 3820 MW instalados, el debate ya no admite lecturas marginales. Cualquier modificación sobre PMGD impacta en inversiones, financiamiento, costos sistémicos, clientes libres, clientes regulados y desarrollo renovable distribuido.