Chile dispone de infraestructura para recibir más gas natural licuado (GNL), pero las condiciones regulatorias del mercado eléctrico estarían desincentivando su contratación, incluso en períodos en que las centrales necesitan combustibles de respaldo. Esa fue la advertencia de la Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN Chile) durante el sexto Foro Internacional GNL Global, realizado entre el 19 y el 21 de octubre de 2026 en Santiago, donde el gremio solicitó revisar las reglas que determinan cómo se compra y utiliza este combustible para generar electricidad.
El presidente ejecutivo de AGN Chile, Carlos Cortés Simon, planteó que el desafío no radica exclusivamente en la disponibilidad internacional del recurso, sino en las condiciones que enfrentan las empresas al comprometer cargamentos cuya utilización depende de la operación futura del Sistema Eléctrico Nacional.
"En Chile no existe una falta de gas. Lo que falta son reglas que permitan contratarlo a tiempo y usarlo bien", afirmó el dirigente durante el encuentro.
La propuesta busca aprovechar mejor la infraestructura energética existente y disminuir los riesgos comerciales asociados a la compra de GNL. Sin embargo, se trata de una solicitud del sector privado y no de una modificación normativa aprobada por las autoridades.
El problema de los barcos que tardan hasta 45 días en llegar a Chile
Una de las principales dificultades identificadas por AGN Chile está relacionada con los tiempos necesarios para adquirir y transportar gas natural licuado desde los mercados internacionales.
Un cargamento comprado en el mercado de corto plazo, conocido como spot, puede demorar entre 30 y 45 días en arribar al país. Durante ese período, las condiciones del sistema eléctrico pueden cambiar considerablemente.
La generación hidroeléctrica puede aumentar debido a nuevas precipitaciones, las centrales solares y eólicas pueden disponer de mayores recursos o la demanda de electricidad puede comportarse de manera distinta a las proyecciones iniciales.
En consecuencia, una empresa generadora que contrata anticipadamente un buque de GNL enfrenta la posibilidad de recibir combustible cuando el sistema ya no necesita utilizarlo en la cantidad prevista.
Este escenario genera riesgos económicos, especialmente cuando existen compromisos de recepción, restricciones de almacenamiento y dificultades para comercializar los excedentes.
El problema no significa que los barcos necesariamente deban regresar sin descargar ni que todo el combustible adquirido se pierda. La dificultad consiste en administrar un recurso contratado anticipadamente cuyo consumo depende de decisiones operacionales posteriores.
De hecho, la programación de los terminales de importación considera calendarios de descarga, capacidades de almacenamiento y compromisos con distintos clientes, elementos que limitan la posibilidad de modificar las entregas sin afectar a otros participantes.
Las reglas que, según el gremio, desincentivan la compra de gas
La Asociación encargó a la consultora energiE un estudio denominado Propuestas regulatorias para una contratación más eficiente de gas natural en el mercado eléctrico, que identifica problemas en los incentivos para adquirir combustible destinado a las centrales.
El análisis distingue tres dificultades: los plazos de contratación y transporte, el tratamiento normativo del gas comprado en operaciones de corto plazo y los riesgos comerciales que enfrentan las generadoras cuando no pueden utilizar los volúmenes comprometidos.
Uno de los aspectos centrales corresponde a la Norma Técnica de GNL, que regula la programación y coordinación de las unidades eléctricas alimentadas con gas natural licuado regasificado.
Esta normativa contempla mecanismos para gestionar situaciones en que existen restricciones asociadas al suministro, almacenamiento o recepción del combustible.
Entre ellos se encuentra la denominada condición de inflexibilidad, que permite reconocer determinadas limitaciones logísticas en la programación de las centrales, bajo requisitos específicos y supervisión del Coordinador Eléctrico Nacional.
AGN sostiene que el tratamiento aplicable al gas adquirido en el mercado spot restringe las herramientas disponibles para gestionar esos riesgos.
Desde la perspectiva del gremio, esa incertidumbre puede llevar a las empresas a limitar las cantidades compradas, incluso cuando internacionalmente existan oportunidades de abastecimiento.
La consultora propone abordar las dificultades mediante ajustes a la regulación existente, sin necesidad de tramitar una nueva ley.
Entre las alternativas planteadas figuran modificaciones a reglamentos vinculados con la coordinación, operación y seguridad del sistema eléctrico, además de instrumentos de planificación que permitan anticipar las necesidades futuras de respaldo.
El costo de recurrir al diésel cuando el sistema necesita respaldo
La discusión adquiere relevancia por la transformación que experimenta la generación eléctrica chilena, caracterizada por una creciente participación de centrales solares y eólicas.
Estas tecnologías permiten producir electricidad sin quemar combustibles durante su operación, pero su disponibilidad depende de las condiciones meteorológicas y de los ciclos diarios.
Cuando disminuye la generación renovable, el sistema necesita recurrir a otras fuentes capaces de responder a la demanda. Ese respaldo puede provenir de centrales hidroeléctricas, sistemas de almacenamiento o instalaciones termoeléctricas, entre otras alternativas.
En determinadas circunstancias, las centrales que utilizan gas natural pueden contribuir a cubrir esas necesidades.
AGN Chile utilizó como ejemplo la situación registrada el 16 de junio de 2025, cuando una interrupción del suministro de gas argentino, combinada con una falla en infraestructura de transmisión de 500 kilovoltios, obligó a utilizar aproximadamente 1.340 megavatios de generación de respaldo con diésel.
El episodio produjo un sobrecosto sistémico estimado en US$9,3 millones, de acuerdo con los antecedentes expuestos por el gremio.
No obstante, esa contingencia respondió a una combinación de problemas de abastecimiento y transmisión. Por lo tanto, no demuestra por sí sola que una modificación a las reglas de contratación de GNL habría evitado completamente el gasto.
La asociación también destacó que entre enero y julio de 2026 se registraron 2.680 gigavatios hora de energía renovable vertida, es decir, producción que no logró aprovecharse efectivamente en el sistema.
Ambas situaciones reflejan desafíos diferentes: por una parte, las restricciones para utilizar generación renovable disponible y, por otra, la necesidad de contar con respaldo cuando la oferta eléctrica resulta insuficiente.
Chile dispone de terminales e infraestructura para recibir GNL
El planteamiento de AGN se sustenta en la infraestructura construida por Chile durante las últimas décadas para diversificar sus fuentes de abastecimiento energético.
El país cuenta con dos terminales de recepción y regasificación de GNL, ubicados en Quintero, Región de Valparaíso, y Mejillones, Región de Antofagasta.
Estas instalaciones permiten recibir gas natural licuado transportado por vía marítima, almacenarlo y devolverlo a su estado gaseoso para distribuirlo mediante gasoductos.
A esta capacidad se suma la infraestructura de interconexión con Argentina, que permite recibir gas natural por tuberías bajo las condiciones comerciales y operacionales correspondientes.
Según las estimaciones presentadas por AGN, la cadena de valor vinculada al gas natural en Chile acumula inversiones por aproximadamente US$15.000 millones.
El gremio considera que una mejor utilización de esos activos podría fortalecer la seguridad de suministro tanto del sector eléctrico como de las actividades industriales, comerciales y residenciales.
Sin embargo, una mayor disponibilidad física de gas no garantiza automáticamente precios más bajos. Los costos finales también dependen del valor internacional del combustible, el transporte marítimo, la regasificación, los contratos y las condiciones de despacho.
La discusión ya llegó a las autoridades energéticas
La propuesta no comenzó en el foro realizado en octubre.
El estudio elaborado por energiE fue presentado durante 2026 a representantes del Ministerio de Energía y de organismos vinculados con la operación y regulación eléctrica.
El 7 de octubre, AGN sostuvo una reunión con el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Carlos Barria, para abordar el abastecimiento de combustibles, las necesidades de respaldo y los desafíos regulatorios.
La discusión también tiene antecedentes en materia de competencia. En marzo de 2026, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia rechazó una demanda contra la CNE relacionada con la condición de inflexibilidad del GNL, al concluir que no se acreditaron las infracciones a la libre competencia denunciadas.
Esa resolución no impide debatir eventuales mejoras regulatorias, pero evidencia que los mecanismos de despacho deben considerar también sus posibles efectos sobre otras tecnologías y participantes del mercado.
Por ahora, no existe una decisión definitiva de las autoridades respecto de los cambios específicos solicitados por AGN Chile.
El gremio busca que las reglas permitan anticipar la contratación de combustibles y reducir la exposición económica de las generadoras. La evaluación pendiente consiste en determinar si esas modificaciones permitirían mejorar la seguridad y eficiencia del sistema sin introducir distorsiones en la competencia ni trasladar costos injustificados a los consumidores.
REDIMIN Responde
¿Qué problema enfrenta Chile con la contratación de gas natural licuado (GNL)?
Chile enfrenta problemas regulatorios que desincentivan la contratación de GNL, incluso cuando las centrales eléctricas necesitan combustibles de respaldo. La Asociación de Empresas de Gas Natural (AGN Chile) ha solicitado revisar las reglas que determinan cómo se compra y utiliza este combustible para generar electricidad.
¿Cuáles son las dificultades logísticas mencionadas por AGN Chile respecto al GNL?
Una de las principales dificultades es el tiempo que tarda en llegar un cargamento de GNL comprado en el mercado spot, que puede demorar entre 30 y 45 días en arribar a Chile. Durante ese tiempo, las condiciones del sistema eléctrico pueden cambiar, lo que genera riesgos económicos para las empresas generadoras que contratan anticipadamente el GNL.
¿Qué estudio encargó AGN Chile y qué problemas identifica?
AGN Chile encargó a la consultora energiE un estudio titulado 'Propuestas regulatorias para una contratación más eficiente de gas natural en el mercado eléctrico'. El estudio identifica problemas en los plazos de contratación y transporte, el tratamiento normativo del gas comprado en operaciones de corto plazo y los riesgos comerciales que enfrentan las generadoras cuando no pueden utilizar los volúmenes comprometidos.
¿Qué ejemplo utilizó AGN Chile para ilustrar los costos de respaldo con diésel?
AGN Chile utilizó el ejemplo del 16 de junio de 2025, cuando una interrupción del suministro de gas argentino y una falla en infraestructura de transmisión obligaron a utilizar aproximadamente 1.340 megavatios de generación de respaldo con diésel. Este episodio produjo un sobrecosto sistémico estimado en US$9,3 millones.
¿Qué infraestructura tiene Chile para recibir GNL y cuál es su inversión acumulada?
Chile cuenta con dos terminales de recepción y regasificación de GNL ubicados en Quintero y Mejillones, además de infraestructura de interconexión con Argentina. La cadena de valor vinculada al gas natural en Chile acumula inversiones por aproximadamente US$15.000 millones.
