Chile: El Gobierno aprueba un decreto que redefine la operación del sistema eléctrico y el reparto de inyecciones, con impacto clave en generación, almacenamiento y autoconsumo

El 17 de junio de 2026 se publicó en el Diario Oficial el Decreto Supremo N° 32, de 2025, del Ministerio de Energía, que introduce modificaciones sustanciales al Reglamento de la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional, contenido en el Decreto Supremo N° 125, de 2017, del mismo ministerio.

Este nuevo decreto modifica, además, el Reglamento del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional, contenido en el Decreto Supremo N° 52, de 2017, y deroga el Reglamento para Centrales de Bombeo sin Variabilidad Hidrológica, contenido en el Decreto Supremo N° 128, de 2016.

El Decreto 32 responde a la necesidad de actualizar y armonizar el marco regulatorio del sector eléctrico, para otorgar certeza normativa respecto de los sistemas de almacenamiento de energía (SAE) y los nuevos sistemas de generación-consumo (SGC), figuras incorporadas a la Ley General de Servicios Eléctricos por la Ley N° 21.505, que promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad. Esta modificación tiene un impacto transversal en toda la generación eléctrica -no solo en los pequeños medios de generación distribuida (PMGD)-, ya que introduce un nuevo régimen de prorratas de inyección basado en la potencia disponible, establece el despacho centralizado de los SAE y las centrales de almacenamiento por bombeo, modifica las atribuciones del coordinador y de las empresas distribuidoras de energía (DisCos) y establece plazos transitorios de implementación que condicionan la aplicación progresiva de estas reglas.

Modificaciones al Reglamento de Coordinación y Operación

• Nuevas definiciones y categorías de instalaciones: se incorporan al artículo 2 nuevas definiciones para la operación del sistema, entre ellas: costo de oportunidad, costo de producción, costo variable, excedentes, punto de conexión, sistema generación-consumo (SGC), potencia disponible y cliente con autoconsumo. Asimismo, se modifica la definición de autoproductor, para incluir expresamente a quienes exploten sistemas de almacenamiento de energía (BESS). Se incorpora, además, al SGC como nueva categoría de instalación eléctrica.
• Respecto del costo de producción: se introduce una distinción relevante: para las centrales convencionales y SGC, el costo de producción equivale al costo variable (costo unitario de generación); en cambio, para los SAE y las centrales de almacenamiento por bombeo, equivale al costo de oportunidad, que es calculado por el coordinador para minimizar el costo presente y futuro esperado de operación y falla del sistema. Este último concepto resulta esencial para los SAE, ya que determina cuándo resulta económicamente óptimo cargar y descargar energía almacenada, y constituye el criterio de ordenamiento en el listado de prioridad de colocación.
• Coordinación de instalaciones en redes de distribución e impacto en PMGD: se reformula el artículo 12, fortaleciendo el rol del coordinador respecto de las instalaciones conectadas al sistema de distribución -incluyendo los PMGD-. En tal sentido, el coordinador deberá monitorear, verificar y hacer cumplir los principios de coordinación del sistema eléctrico, considerando las restricciones comunicadas por las DisCos para el adecuado cumplimiento de las exigencias de calidad y seguridad de servicio de la red eléctrica. Tratándose de PMGD, se mantiene la facultad de cada DisCo de adoptar medidas de forma directa para cumplir con dichas exigencias, en los términos de la regulación aplicable. Se establece, además, que los titulares de SGC deberán sujetarse a las instrucciones del coordinador, pudiendo pactar con sus suministradores que estos ejerzan la representación de la SGC de que se trate ante el coordinador.
• Declaración en construcción y nuevos requisitos: se sustituye el artículo 19, reformulando integralmente el procedimiento de declaración en construcción de instalaciones, ampliándolo a SAE y SGC. Se incorporan nuevos requisitos documentales, incluyendo un cronograma obligatorio con hitos de avance, antecedentes ambientales, órdenes de compra del equipamiento principal y declaración jurada de veracidad. También se introduce un nuevo artículo 29 bis, que faculta a la Comisión Nacional de Energía (CNE) para revocar la declaración en construcción. Destaca especialmente una nueva causal de caducidad por no inicio de la construcción dentro del plazo indicado en el cronograma, que no puede exceder de un año desde la presentación de la solicitud de declaración en construcción, o de dos años si la CNE lo autoriza en casos calificados atendida la tecnología y capacidad del proyecto. Las demás causales de revocación son: incumplimiento de los hitos del cronograma de obras sin causa justificada y cambios significativos al proyecto que impliquen una nueva declaración en construcción.
• Programación de la operación y nuevo mecanismo de prorratas: se dicta un nuevo artículo 45 bis, que introduce un mecanismo de prorrateo de inyecciones cuando existan instalaciones con igual costo de producción y la capacidad de colocación resulte insuficiente para todas ellas. Un cambio sustancial respecto del régimen anterior es que el criterio de prorrateo pasa a basarse en la potencia disponible de cada instalación -y no en la potencia máxima-, lo que introduce un factor de pronóstico y disponibilidad efectiva del recurso. Para instalaciones conectadas directamente a líneas de transmisión, el prorrateo se efectuará en función del pronóstico de potencia disponible. Para las instalaciones conectadas a redes de distribución -categoría que comprende a la gran mayoría de los PMGD-, el ajuste será determinado por el coordinador bajo los mismos criterios o, en casos excepcionales debidamente justificados, a prorrata de su potencia máxima, sujeto a las limitaciones de inyección máxima autorizada. Se establece, además, que bajo el Reglamento para Medios de Generación de Pequeña Escala (Decreto Supremo N° 88, del Ministerio de Energía) el coordinador podrá establecer reglas adicionales respecto a la aplicación de las prorratas, tanto en la programación como en tiempo real a las instalaciones que regule. En la operación en tiempo real, el nuevo artículo 126 replica este esquema de prorratas, facultando al coordinador para establecer límites operativos a las instalaciones mediante la herramienta automática de despacho, e incorporando un mecanismo por el cual las DisCos deberán comunicar al coordinador las condiciones de sus redes que requieran modificar las prorratas de una o más instalaciones conectadas a ellas. Se reformulan los artículos 37 y 38 relativos al costo de oportunidad, estableciendo que el coordinador deberá calcularlo para centrales renovables con capacidad de regulación, centrales con almacenamiento por bombeo, SAE y la componente de almacenamiento de centrales renovables con capacidad de almacenamiento. El coordinador podrá adoptar distintas metodologías para determinar el costo de oportunidad según la tecnología o capacidad de almacenamiento de cada instalación, y deberá recalcularlo periódicamente considerando, entre otros factores, la energía gestionable disponible, el pronóstico de generación renovable y la proyección de demanda.
• Despacho centralizado de los SAE y centrales de almacenamiento por bombeo: se sustituye el artículo 103, estableciendo que el coordinador deberá incorporar en la programación de la operación a los SAE que operen en los mercados de energía y potencia y a las centrales con almacenamiento por bombeo, determinando centralizadamente los horarios de carga y descarga de estas instalaciones, con el objetivo de minimizar el costo total de operación y falla, y preservar la seguridad del sistema. El costo de oportunidad para la energía almacenada no podrá ser inferior al costo variable de la instalación. No obstante, los SAE y las centrales de almacenamiento por bombeo con capacidad de inyección de hasta 9 MW podrán optar por un régimen de autodespacho, sujeto a autorización del coordinador conforme a los criterios definidos en la norma técnica.
• Herramientas automáticas de despacho económico: se incorpora un nuevo artículo 117 bis, que obliga al coordinador a utilizar herramientas automáticas de despacho económico para la supervisión y coordinación de la operación en tiempo real, determinando los niveles de generación, carga e inyección que minimicen costos de operación y falla del sistema.
• Regulación de los sistemas generación-consumo (SGC): se incorpora un nuevo capítulo 7 al título III, que regula íntegramente las instalaciones con esquemas de autoconsumo o SGC. Se establecen requisitos de conexión de los SGC; su incorporación en la programación de la operación con un costo de producción igual al costo variable declarado de su componente de generación; el derecho de los SGC, cuyos excedentes no superen 9 MW, de optar por un régimen de autodespacho; se dispone que los retiros del sistema están sujetos a cargos de clientes finales; la posibilidad de prestar servicios complementarios; y la distinción entre modo consumo y modo inyección de excedentes.
• Mercado de corto plazo y garantías financieras: se reformulan los artículos relativos a garantías financieras para participación en el mercado de corto plazo, especificando los instrumentos admisibles (certificados de depósito a la vista, boletas bancarias de garantía a la vista, certificados de depósitos de menos de 360 días o carta de crédito stand by) y los criterios de cálculo del monto de garantías. Se incorporan los titulares de SGC y de sistemas de almacenamiento de energía como participantes sujetos a dichas exigencias.
• Habilitación de intermediario financiero: se añade al artículo 140 la posibilidad de que el coordinador habilite a un tercero para intermediar las operaciones financieras resultantes del balance de transferencias económicas, siempre que posea los más altos estándares financieros y no genere mayores costos para coordinados o clientes finales.
• Denuncia directa ante la Fiscalía Nacional Económica: se faculta a la unidad del coordinador a cargo de monitorear la competencia del mercado eléctrico para formular denuncias directamente ante la Fiscalía Nacional Económica, sin requerir aprobación del Consejo Directivo.
• Término anticipado de contratos de suministro con clientes libres: se incorpora un nuevo artículo 143 bis que regula el procedimiento de término anticipado de contratos de suministro entre un suministrador y un cliente libre conectado a la red de transmisión. El aviso de término podrá ser informado al coordinador por el cliente, el suministrador o ambos, a más tardar al tercer día hábil siguiente al hecho que puso fin al contrato. Si el aviso se acompaña de un acuerdo entre las partes o de una resolución judicial o arbitral, el coordinador notificará al cliente para que informe, en 15 días, si cambiará de suministrador. Si no existe acuerdo, la contraparte dispondrá de 15 días para impugnar el término, en cuyo caso el coordinador instruirá al suministrador abstenerse de solicitar la suspensión del suministro hasta que se resuelva la controversia. El coordinador no califica la pertinencia del término, sino que únicamente constata la existencia de un acuerdo o resolución que dé cuenta del término indubitado del contrato.
• Modificaciones al reglamento del coordinador: se establece que las contrataciones del coordinador deberán regirse por principios de libre acceso, competencia, publicidad, transparencia, igualdad de trato, probidad y eficiencia. Asimismo, se crea un mecanismo de recepción de propuestas de los coordinados para mejorar procesos de coordinación, incorporando un informe anual de iniciativas que el coordinador deberá publicar en abril de cada año.

Normas transitorias

Adicionalmente, el Decreto 32 contempla artículos transitorios con plazos para su implementación, siendo los siguientes especialmente relevantes:

• El coordinador tiene 36 meses para implementar las herramientas automáticas de despacho del artículo 117 bis, debiendo publicar un plan de trabajo por fases dentro de los primeros 60 días corridos.
• Durante los primeros 24 meses de vigencia del Decreto 32, las prorratas de los artículos 45 bis y 126 del Reglamento de Coordinación y Operación se calcularán con base en la potencia máxima (no la potencia disponible). Además, el ajuste de prorratas para instalaciones en redes de distribución -donde se ubica la mayoría de los PMGD- solo comenzará a regir transcurridos esos 24 meses.

El coordinador dispone de 24 meses para implementar los nuevos artículos 37 y 38 del Reglamento de Coordinación y Operación, sobre costo de oportunidad. Mientras tanto, se mantendrán las normas vigentes del Decreto 125 para centrales renovables con regulación o almacenamiento. A su vez, hasta que se dicte o modifique la norma técnica respectiva, el costo de producción será cero para instalaciones basadas en recursos variables (solares, eólicos) y para almacenamiento sin costo de oportunidad.

Solo podrán calificar como SGC las instalaciones no interconectadas al sistema a la fecha de publicación que cumplan el artículo 116 bis del Reglamento de Coordinación y Operación. Los titulares de centrales renovables con almacenamiento cuya puesta en servicio haya iniciado antes de la publicación deberán comunicar al coordinador, en 30 días corridos, su metodología de programación, pudiendo modificarla una sola vez.

La entrada en vigencia del Decreto 32 marca un cambio estructural en la forma en operación del sistema eléctrico, con impacto en toda la generación, los SAE y las centrales de almacenamiento por bombeo. Si bien el nuevo régimen de prorratas en distribución no será exigible durante los primeros 24 meses, los titulares de estas instalaciones deberán considerar desde ya la necesidad de adecuar sus sistemas de monitoreo, control y comunicación para cumplir con las nuevas exigencias que progresivamente se irán implementando. Asimismo, conviene tener presente que el Decreto N° 88 podrá introducir reglas adicionales específicas para PMGD en materia de prorratas, por lo que se recomienda un seguimiento atento de la actividad normativa complementaria.