El futuro de los PMGD en Chile: entre la eficiencia del sistema y la necesidad de certeza regulatoria

El Ministerio de Energía ha anunciado una propuesta de modificación al esquema de inyección para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que podría cambiar de manera significativa el modelo de negocio de estas centrales. Según lo indicado, los PMGD —que actualmente inyectan su energía al precio estabilizado— deberán comenzar a verter parte de su energía en el mercado spot, al igual que los grandes generadores.

Este cambio, que busca reducir distorsiones y mejorar la eficiencia técnica del sistema eléctrico, ha generado inquietud dentro de la industria, especialmente por la posibilidad de que las medidas puedan aplicarse con carácter retroactivo, lo que afectaría la certeza jurídica de proyectos ya en operación o desarrollo.

Hoy, la generación distribuida representa cerca del 10 % de la capacidad instalada de Chile (aproximadamente 3.500 MW), lo que equivale a más de US $3.000 millones en inversiones. Este modelo ha abierto la puerta a nuevos actores en el ecosistema energético: IPPs, family offices, fondos de inversión, EPCs, desarrolladores y pymes, entre otros.

Desde Resys, creemos que cualquier reforma debe ser cuidadosamente diseñada para corregir falencias sin desincentivar la inversión ni erosionar la seguridad jurídica, que es base de una democracia moderna y un país confiable para desarrollar proyectos de largo plazo.

A continuación, analizamos en mayor profundidad dos de los desafíos estructurales más relevantes del modelo actual:

Congestión de redes: riesgos técnicos y vertimientos de energía

Una de las mayores tensiones del sistema eléctrico chileno está en la capacidad de las redes de distribución para absorber la creciente inyección de energía desde proyectos PMGD, especialmente en zonas con alta concentración de generación solar (como las regiones de Valparaíso, Metropolitana y O’Higgins).

Estos sistemas, diseñados inicialmente para distribución unidireccional desde el sistema troncal hacia los consumidores, no fueron concebidos para soportar inyecciones masivas de energía en sentido inverso, lo que genera:

• Sobrecarga de líneas y transformadores, elevando el riesgo técnico de fallas.
• Desconexiones automáticas por protección, lo que se traduce en vertimiento de energía: generación que no puede ser utilizada ni remunerada.
• Aumento de pérdidas técnicas por falta de planificación local en la expansión de infraestructura.

Este fenómeno no solo implica una pérdida económica para los generadores, sino también un problema operativo para las distribuidoras, que enfrentan limitaciones estructurales para gestionar estos flujos sin inversión adicional en refuerzo de redes.

Precio estabilizado: distorsión económica y subsidios cruzados

El precio estabilizado PMGD, establecido en el D.S. 88 y calculado a partir de promedios de precios del mercado, ha sido uno de los pilares que permitió el desarrollo masivo de este segmento. Entrega previsibilidad de ingresos y bancabilidad para proyectos de pequeña escala.

Sin embargo, a medida que el volumen de generación PMGD ha crecido, también se ha hecho evidente una distorsión económica creciente, ya que:

• Los precios estabilizados tienden a ser superiores a los precios reales en zonas congestionadas, creando una asimetría de mercado.
• En la práctica, se genera un subsidio cruzado, donde los consumidores regulados pagan un sobreprecio por energía que, en condiciones normales, habría sido más barata en el mercado spot.
• Esta diferencia ha sido absorbida históricamente por las distribuidoras, lo que ha derivado en costos trasladados al sistema y a los usuarios finales.

Además, se ha producido un efecto de arbitraje regulatorio, donde algunos desarrolladores fragmentan proyectos mayores a 9 MW en unidades PMGD para seguir accediendo al régimen especial, lo que exacerba aún más los problemas mencionados.