Chile dio un paso clave para ordenar el crecimiento de los proyectos renovables de pequeña escala y su integración con sistemas de almacenamiento. A través del Decreto N°1/2026, publicado en el Diario Oficial, el Ministerio de Energía modificó el Decreto Supremo N°88 de 2019, que regula a los Pequeños Medios de Generación Distribuidos —PMGD— y otros medios de generación de pequeña escala.
La actualización normativa cambia el alcance del reglamento: ya no se limita a medios de generación, sino que pasa a regular “medios de generación y sistemas de almacenamiento de pequeña escala”, bajo la categoría de MGPE.
En la práctica, esto habilita la incorporación de baterías en proyectos conectados al Sistema Eléctrico Nacional con excedentes de potencia menores o iguales a 9 MW.
Desde la Asociación Chilena de Energía Solar —ACESOL—, Marcela Puntí, directora de Asuntos Corporativos, resumió uno de los principales alcances del decreto: “Se habilita formalmente la incorporación de sistemas de almacenamiento en este segmento”.
La medida llega en un momento de fuerte expansión de la generación distribuida en Chile. Según el último reporte elaborado por Generadores Independientes de Energía —GIE— y Systep, los PMGD inyectaron 706 GWh al Sistema Eléctrico Nacional durante marzo de 2026, lo que representó un crecimiento interanual de 14,4%.
Los PMGD ya explican casi el 10% de la generación eléctrica chilena
El peso de los proyectos de pequeña escala dentro del sistema eléctrico chileno dejó de ser marginal.
El reporte de GIE y Systep mostró que la generación conjunta de PMGD y PMG alcanzó el 12,6% de toda la generación del sistema durante marzo.
De ese total, un 9,6% correspondió a PMGD y un 3% a Pequeños Medios de Generación —PMG—.
La generación neta total del sistema llegó a 7.388 GWh en marzo, con un crecimiento anual de 2,9%. En ese contexto, los PMGD sostuvieron una expansión de dos dígitos frente al mismo mes de 2025, aunque registraron una leve baja mensual de 1,4% respecto de febrero.
Los PMG, en tanto, alcanzon 218 GWh durante marzo, con un alza mensual de 19,7% y un incremento de 100% frente a marzo de 2025.
El dato permite dimensionar la relevancia de la nueva regulación: el régimen de proyectos de hasta 9 MW ya representa una porción significativa de la matriz eléctrica chilena y, por lo tanto, sus señales de precio, conexión y operación tienen impacto sistémico.
La energía solar domina el segmento de pequeña escala
La tecnología fotovoltaica continúa siendo la principal fuente de generación dentro del universo PMGD.
De acuerdo con el reporte, los PMGD solares aportaron 629,8 GWh en marzo, mientras que los PMG solares generaron 150,7 GWh.
Actualmente, la capacidad instalada PMGD alcanza 3.523 MW, mientras que los PMG suman 402 MW a nivel nacional.
Las regiones con mayores aportes de generación PMGD fueron O’Higgins, Metropolitana, Maule, Valparaíso, Coquimbo, Ñuble y Biobío. En el caso de los PMG, los mayores volúmenes provinieron de Atacama y Maule.
Este predominio solar explica parte de la necesidad de actualizar el marco regulatorio. La alta concentración de generación fotovoltaica en determinadas horas del día presiona las redes, genera congestiones y vuelve más relevante la incorporación de almacenamiento para desplazar energía, mejorar perfiles de inyección y aportar flexibilidad al sistema.
Qué cambia con el nuevo decreto
El Decreto N°1/2026 incorpora formalmente los sistemas de almacenamiento dentro del reglamento de pequeña escala. Esto implica que los proyectos podrán combinar generación y baterías, pero bajo nuevas reglas de conexión, operación, medición y coordinación.
El reglamento establece que los propietarios u operadores de MGPE sincronizados al sistema tendrán derecho a vender la energía que evacuen al costo marginal instantáneo o acceder al mecanismo de estabilización de precios. También tendrán derecho a vender sus excedentes de potencia al precio de nudo de la potencia.
La gran novedad es que la norma regula no solo las inyecciones de energía, sino también los retiros destinados a la carga de almacenamiento. Es decir, reconoce que una batería asociada a un PMGD puede retirar energía de la red para cargar y luego inyectarla, siempre bajo las condiciones técnicas y económicas definidas por el reglamento.
Requisitos para incorporar almacenamiento
La incorporación de almacenamiento no será automática. El decreto instruye que la normativa técnica deberá establecer exigencias y condiciones para los PMGD en operación, con Informe de Criterios de Conexión —ICC— vigente o con Solicitud de Conexión a la Red —SCR— declarada admisible, que quieran sumar baterías.
Entre los aspectos que deberán definirse se incluyen los estudios que tendrán que elaborar los proyectos, las condiciones para acceder a un procedimiento simplificado cuando corresponda y los requisitos mínimos para realizar retiros de la red destinados a la carga de almacenamiento.
Esto significa que un PMGD existente que quiera agregar baterías deberá revisar sus condiciones de conexión y operación. La empresa distribuidora tendrá un rol central para evaluar el impacto en la red y coordinar los retiros destinados a carga.
Medición y monitoreo: tres flujos que deberán diferenciarse
Uno de los puntos técnicos más relevantes del decreto es la exigencia de separar claramente los distintos usos de la energía.
La regulación instruye que deberán establecerse sistemas de medición, monitoreo y control que permitan diferenciar: los retiros destinados a carga de almacenamiento, los consumos propios del PMGD y los retiros asociados a clientes finales, cuando corresponda.
Esta diferenciación es clave para evitar dobles contabilizaciones, ordenar los balances de energía y potencia, y distinguir entre consumo final y energía utilizada para cargar baterías.
Además, el decreto establece que los costos asociados a operación y monitoreo de los PMGD serán de cargo de estos últimos, de acuerdo con la normativa vigente.
Prioridad para clientes finales frente a carga de baterías
El almacenamiento queda habilitado, pero con una condición relevante: la distribuidora deberá priorizar el suministro a clientes finales por sobre los retiros destinados a la carga de almacenamiento de los PMGD.
Esto busca evitar que la operación de baterías comprometa la seguridad, calidad o continuidad del servicio eléctrico. En otras palabras, el almacenamiento podrá tomar energía de la red, pero no a costa del abastecimiento de usuarios regulados o consumidores finales.
La norma también prevé que la regulación técnica defina mecanismos específicos para que la distribuidora aplique esta prioridad en la operación real.
Proyectos con baterías tendrán mayores exigencias de conexión
El decreto también modifica el tratamiento de los proyectos de impacto no significativo, categoría que permite acceder a un proceso de conexión más expedito.
Para clasificar bajo esa modalidad, el PMGD deberá cumplir ciertas condiciones de capacidad instalada y capacidad de inyección. Pero además, la norma agrega una condición clave: no deberá realizar retiros para la carga de almacenamiento.
Esto implica que los proyectos que incorporen baterías con retiro desde la red quedarán sometidos a una evaluación más exigente, ya que su operación puede generar impactos adicionales sobre la red de distribución.
Nuevo esquema de precios: del precio estabilizado al PBE por intervalo temporal
El cambio más sensible para el modelo de negocios de los PMGD está en la remuneración.
El decreto reemplaza el esquema tradicional de precio estabilizado por un mecanismo basado en el Precio Básico de Energía —PBE— por intervalo temporal. Bajo este esquema, las inyecciones de los MGPE acogidos al mecanismo de estabilización serán valorizadas según precios diferenciados por bloques o intervalos de tiempo.
La lógica apunta a entregar señales económicas más alineadas con el valor real de la energía en cada momento del día. En sistemas con alta penetración solar, la energía inyectada al mediodía no tiene el mismo valor que la energía entregada en horarios de mayor demanda o menor disponibilidad renovable.
Para los proyectos con almacenamiento, esta señal resulta especialmente relevante, ya que las baterías podrían permitir desplazar energía hacia horas de mayor valor sistémico.
Cómo funcionará el Saldo MEP
El decreto introduce el Saldo MEP como una cuenta mensual determinada por el Coordinador Eléctrico Nacional.
Este saldo se calcula a partir de la diferencia entre dos valorizaciones: por un lado, las inyecciones y retiros valorizados al Precio Básico de Energía por intervalo temporal; por otro, esas mismas operaciones valorizadas al costo marginal correspondiente.
En el caso del almacenamiento, el Coordinador deberá incorporar también las diferencias entre la valorización de los retiros para carga de baterías al PBE por intervalo temporal y el costo marginal respectivo.
El Saldo MEP será asignado a prorrata de los retiros de energía del sistema eléctrico. Para su restitución, el saldo acumulado anual se dividirá en doce cuotas que serán integradas en los balances mensuales del año siguiente, con reajuste según la variación del Índice de Precios al Consumidor.
Los retiros para almacenamiento no serán tratados como consumo final
Otro punto relevante es que los retiros de energía destinados al proceso de almacenamiento de los PMGD no estarán sujetos a los cargos asociados a clientes finales.
La distinción es importante: la energía utilizada para cargar una batería no será tratada como consumo final tradicional, sino como parte del ciclo operativo de un activo que puede volver a inyectar energía al sistema.
Esto mejora la viabilidad del almacenamiento asociado a PMGD y evita que las baterías enfrenten cargos que podrían distorsionar su función dentro del sistema eléctrico.
Elección de régimen: costo marginal o mecanismo de estabilización
Los propietarios u operadores de MGPE deberán elegir entre dos alternativas: vender su energía al costo marginal instantáneo o acogerse al mecanismo de estabilización de precios.
La opción deberá ser comunicada al Coordinador después de que el proyecto haya sido declarado en construcción y con al menos un mes de anticipación a su entrada en operación. Si el titular no informa su elección, las inyecciones y retiros del proyecto serán valorizados al costo marginal durante el período mínimo de permanencia.
El período mínimo en cada régimen será de un año. Para cambiar de régimen, el propietario u operador deberá comunicarlo con al menos seis meses de anticipación.
Régimen transitorio y definiciones pendientes
El decreto contempla un régimen transitorio para proyectos que ya habían optado por el esquema vigente. Según Puntí, ese régimen se mantiene hasta julio de 2034 para quienes ya se habían acogido a él.
Además, la norma instruye a la Superintendencia de Electricidad y Combustibles —SEC— a solicitar, dentro de un plazo de 90 días, un pronunciamiento del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia —TDLC— sobre el régimen tarifario aplicable a determinadas actividades vinculadas a la conexión y operación de los PMGD.
Esto significa que, aunque el decreto ya marca una nueva dirección regulatoria, todavía habrá definiciones complementarias en normas técnicas, procedimientos de distribuidoras y pronunciamientos regulatorios.
El almacenamiento utility scale también acelera en Chile
La regulación para proyectos de hasta 9 MW se da en paralelo a una expansión acelerada del almacenamiento a gran escala en Chile.
De acuerdo con datos de Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) la tecnología BESS a mayo contaba con 1.691 MW y 6.964 MWh en operación. A ello se suman 1.832 MW y 7.102 MWh en pruebas, además de 6.385 MW y 29.018 MWh en construcción.
El pipeline continúa creciendo: los proyectos BESS aprobados alcanzan 15.460 MW, mientras que otros 12.624 MW se encuentran en calificación.
La mayor parte de la capacidad en desarrollo corresponde a configuraciones híbridas solares fotovoltaicas. Según ACERA, los proyectos híbridos solar fotovoltaico con BESS concentran 1.190 MW y 5.173 MWh en operación, 1.084 MW y 4.190 MWh en pruebas, y 5.185 MW y 23.604 MWh en construcción. Además, cuentan con 8.342 MW aprobados y 5.548 MW en calificación.
También avanzan los sistemas stand-alone, con 369 MW y 1.396 MWh en operación, 748 MW y 2.912 MWh en pruebas, y 698 MW y 3.325 MWh en construcción. En la cartera futura, los stand-alone suman 6.237 MW aprobados y 4.625 MW en calificación.
La foto de mercado muestra que el almacenamiento ya no es una tecnología incipiente en Chile, sino una infraestructura en plena expansión, tanto en proyectos autónomos como asociados a generación solar, eólica e hidroeléctrica.
Del PMGD al utility scale: una misma señal regulatoria
Los datos permiten leer la reforma al DS 88 dentro de una tendencia más amplia: Chile está regulando el almacenamiento en distintas escalas del sistema.
Por un lado, el segmento utility scale avanza con miles de MW en operación, pruebas, construcción y tramitación. Por otro, el nuevo decreto baja esa discusión al nivel de proyectos renovables de hasta 9 MW, donde los PMGD solares tienen una presencia creciente en la generación nacional.
La conexión entre ambos mundos es relevante. Mientras los grandes BESS buscan aportar desplazamiento horario, respaldo, gestión de congestiones y servicios al sistema, los PMGD con almacenamiento podrían cumplir funciones similares en redes de distribución, pero bajo una lógica más descentralizada.
En ese sentido, la reforma busca evitar que la incorporación de baterías en proyectos pequeños ocurra sin reglas claras sobre conexión, retiros, medición, remuneración y coordinación con distribuidoras.
La otra señal de la semana: Chile vuelve a los PPA de largo plazo
La actualización del DS 88 no fue la única señal relevante para el mercado eléctrico chileno durante la semana.
En paralelo, la Comisión Nacional de Energía —CNE— publicó las bases preliminares de la Licitación de Suministro 2026/01, mediante la cual se prevé subastar 2.835 GWh/año para abastecer la demanda de clientes regulados desde 2029 y 2030.
El proceso marca el regreso de contratos de largo plazo, con una duración de 15 años, luego de que la licitación 2025/01 contemplara PPA de solo cuatro años.
La convocatoria se dividirá en dos bloques: el Bloque 1 contempla 1.575 GWh/año con inicio de suministro en enero de 2029 y vigencia hasta diciembre de 2043; mientras que el Bloque 2 considera 1.260 GWh/año desde enero de 2030 hasta diciembre de 2044.
La licitación también vuelve a incluir una segmentación por tres bloques horarios y cuatro zonas regionales. La Zona 1 abarca el norte del país; la Zona 2 concentra buena parte de la zona central, incluyendo consumos de Enel y Chilquinta; la Zona 3 corresponde al centro-sur; y la Zona 4 incluye el sur austral.
En términos de volumen, la mayor parte de la energía licitada se concentrará en la Zona 2. Para el Bloque 1 se licitarán 1.000 GWh en esa zona, mientras que para el Bloque 2 se requerirán 799 GWh. En contraste, la Zona 1 contempla 146 GWh y 117 GWh, respectivamente.
El llamado formal se publicaría el 1 de julio. La presentación y apertura de ofertas técnicas y administrativas está prevista para el 4 de diciembre de 2026, mientras que la apertura de ofertas económicas se realizaría el 5 de enero de 2027, en caso de no existir una segunda etapa. La adjudicación tendría lugar el 13 de enero de 2027.
BESS como respaldo válido: el nuevo vínculo entre licitaciones, PMGD y almacenamiento
La Licitación de Suministro 2026/01 también refuerza el rol que el almacenamiento empezará a ocupar en el sistema eléctrico chileno.
Según la CNE, el proceso busca cubrir demanda que quedó descubierta en convocatorias previas y asegurar el abastecimiento de clientes regulados en el largo plazo. Las proyecciones incluidas en las bases advierten que, de no concretarse nuevos contratos, las brechas de suministro podrían superar los 26.000 GWh hacia 2037.
Uno de los puntos más relevantes es que los proyectos adjudicados deberán contar con respaldo para el suministro comprometido, con fuentes de energía o combustibles primarios distintos a carbón, petcoke, petróleo diésel o fuel-oil N°6. Bajo esa premisa, los sistemas BESS serán considerados como activos válidos de respaldo.
En el caso de centrales hidráulicas, las bases exigirán considerar generación esperada bajo una hidrología seca, tomando como referencia un año con estadística hidrológica cercana al 90% de probabilidad de excedencia. Para las energías renovables no convencionales, también deberá contemplarse un escenario de 90% de probabilidad de excedencia en la producción esperada de energía.
En tanto, las estimaciones de inyecciones provenientes de sistemas de baterías deberán considerar un único ciclo de carga y descarga diario.
Este punto conecta directamente con la reforma al DS 88. Por un lado, el decreto ordena cómo los proyectos renovables de hasta 9 MW podrán incorporar almacenamiento, retirar energía para cargar baterías, medir esos flujos y remunerar sus inyecciones. Por otro, la nueva licitación reconoce a los BESS como activos capaces de respaldar compromisos de suministro de largo plazo.
Así, Chile avanza en dos planos simultáneos: regula el almacenamiento distribuido asociado a proyectos pequeños y, al mismo tiempo, vuelve a abrir espacio para contratos de largo plazo donde las baterías pueden jugar un rol clave en la firmeza, la gestión horaria y la seguridad de abastecimiento.
Una nueva etapa para los PMGD en Chile
La reforma al DS 88 marca una nueva etapa para los proyectos renovables de pequeña escala en Chile.
Por un lado, reconoce que los PMGD ya son actores relevantes dentro de la generación eléctrica nacional, con más de 3,5 GW instalados y una participación cercana al 10% de la generación mensual del sistema.
Por otro, introduce reglas para que el almacenamiento pueda integrarse de forma más ordenada, con requisitos de conexión, medición, monitoreo, coordinación con distribuidoras y señales de precio más granulares.
A la vez, la nueva licitación de suministro muestra que el sistema chileno vuelve a requerir contratos de largo plazo para cubrir demanda regulada, con almacenamiento considerado como un activo válido de respaldo.
Y en el plano utility scale, la cartera relevada confirma que Chile ya cuenta con miles de MW de baterías en operación, pruebas, construcción y tramitación, lo que refuerza el carácter estratégico del almacenamiento dentro de la transición energética local.
El desafío ahora estará en la implementación. La norma abre la puerta a nuevos modelos de negocio con baterías, pero también exige mayor sofisticación técnica y regulatoria para proyectos que hasta ahora habían crecido bajo un esquema más simple de generación e inyección.
En síntesis, Chile empieza a redefinir el rol de los PMGD: de proyectos renovables de pequeña escala orientados principalmente a inyectar energía, a activos capaces de aportar flexibilidad, almacenamiento y gestión operativa dentro de un sistema eléctrico cada vez más renovable.