PMGD en Chile: sobrecostos por $783 mil millones y señales de mercado distorsionadas tensionan el sistema eléctrico

PMGD en Chile vuelve al centro del debate energético tras la publicación del Informe de Monitoreo de la Competencia 2025 del Coordinador Eléctrico Nacional, que advierte sobre distorsiones económicas, riesgos operacionales y una creciente concentración en determinados periodos del sistema. El documento identifica sobrecostos acumulados por $783 mil millones asociados al mecanismo de precio estabilizado, en un contexto donde la expansión acelerada de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) ha superado la capacidad del diseño regulatorio para absorber sus efectos. Aunque el mercado muestra indicadores agregados de baja concentración, el análisis horario revela una dependencia creciente de pocos actores en momentos críticos, elevando el riesgo de ejercicio de poder de mercado. Este escenario se produce en paralelo a una transformación estructural de la matriz eléctrica, que combina alta penetración renovable con limitaciones en transmisión y almacenamiento, configurando un sistema más complejo y exigente.

Menor concentración anual, pero mayor vulnerabilidad en horas críticas

El informe expone una dualidad relevante en la competencia del sistema eléctrico. A nivel agregado, el índice Herfindahl-Hirschman (HHI) sugiere un mercado desconcentrado; sin embargo, la frecuencia de escenarios altamente concentrados aumentó desde 20% a 29%, especialmente en análisis horarios.

Este fenómeno responde a una condición estructural: en determinados momentos del día —principalmente fuera de las horas de generación solar— un número reducido de empresas concentra la capacidad efectiva de abastecimiento. Esto incrementa la exposición a conductas estratégicas y tensiona la formación de precios, afectando tanto a clientes finales como a otros generadores.

Precio estabilizado y sobreinversión en PMGD

Uno de los hallazgos más críticos del informe es el impacto del mecanismo de precio estabilizado aplicado a los PMGD. Este esquema ha generado pagos acumulados por más de $783 mil millones, incentivando una expansión acelerada, particularmente en proyectos solares fotovoltaicos de pequeña escala.

El efecto principal es un desacople entre las señales económicas del mercado y las remuneraciones efectivas. En la práctica, los PMGD reciben ingresos que no reflejan necesariamente las condiciones reales de oferta y demanda, lo que ha derivado en una sobreinversión en este segmento.

Entre los principales efectos identificados:

• Distorsión de precios en el mercado mayorista
• Incremento de costos sistémicos trasladados a clientes
• Señales erróneas para nuevas inversiones
• Saturación de ciertos nodos de la red

Crecimiento acelerado y desafíos operacionales

El parque de PMGD ya supera los 3.600 MW instalados, con más de 950 MW adicionales en construcción. La gran mayoría corresponde a generación solar, lo que introduce desafíos técnicos relevantes para la operación del sistema.

Una de las principales preocupaciones es la limitada capacidad de control en tiempo real de estas unidades. A diferencia de centrales de mayor escala, muchos PMGD no cuentan con sistemas avanzados de supervisión, lo que dificulta la coordinación operativa.

Esto se traduce en:

• Mayor necesidad de reservas operativas
• Riesgos para la estabilidad de frecuencia y voltaje
• Complejidad en la gestión de congestiones
• Incremento en los costos de despacho

Transmisión rezagada y baja competencia en licitaciones

El informe también pone el foco en la infraestructura de transmisión, identificando problemas estructurales en su expansión. Las licitaciones presentan baja participación y altos niveles de procesos desiertos, alcanzando hasta un 71,9% en relicitaciones.

El origen del problema es principalmente económico. Los valores referenciales utilizados en las bases de licitación se encuentran desactualizados, lo que desincentiva la participación de inversionistas y retrasa proyectos clave para el sistema.

Este rezago genera cuellos de botella que limitan la evacuación de ენერგía renovable, profundizando la desconexión entre generación y consumo.

Almacenamiento en expansión y necesidad de rediseño

El avance de los sistemas de almacenamiento con baterías (BESS) emerge como uno de los principales contrapesos a estas distorsiones. En 2025, la capacidad instalada pasó de 1,2 GW a 3,2 GW, con expectativas de crecimiento sostenido.

Sin embargo, el informe advierte que el diseño actual del mercado eléctrico —basado en costos auditados— no es suficiente para integrar eficientemente estas nuevas tecnologías. La falta de señales de precio adecuadas limita su desarrollo óptimo y su aporte a la flexibilidad del sistema.

El diagnóstico es claro: el sistema eléctrico chileno enfrenta una etapa de transición donde la regulación, la infraestructura y el diseño de mercado deben ajustarse con rapidez para evitar que las distorsiones actuales se profundicen.