El precio que el mercado ya no justifica
El precio estabilizado de los PMGD fue una política correcta cuando Chile necesitaba más generación. Hoy, con precios spot que colapsan en horas solares y un sector dominado por fondos internacionales de primera línea, ese mismo mecanismo opera como una renta por encima del mercado. Los DS88 y DS125 buscan corregirlo. En pleno ChileDay, once empresas le escribieron al ministro de Hacienda para frenarlo.
Una nota sobre diseño regulatorio, rentas de mercado y el costo de no corregir a tiempo.
En el marco del ChileDay 2026, once empresas del sector de Pequeños Medios de Generación Distribuida enviaron una carta al ministro de Hacienda, Jorge Quiroz, para expresar su preocupación por el reingreso de los Decretos Supremos N°88 y N°125 a la Contraloría General de la República. Las firmas —entre ellas Aediles Talinay y Akuo Chile— advierten que las modificaciones regulatorias podrían reducir hasta un 23% la energía generada por los PMGD, comprometiendo inversiones por cerca de US$5.000 millones y debilitando la percepción de estabilidad regulatoria del país.
Es un argumento legítimo. Y al mismo tiempo, no cuenta toda la historia.
Qué es el precio estabilizado y por qué tenía sentido
Los PMGD son centrales de generación de hasta 9 MW conectadas directamente a redes de distribución. Por su escala, no podían acceder al mercado de contratos de largo plazo —el mecanismo que permite a los generadores de mayor tamaño estabilizar sus ingresos y estructurar financiamiento. Para resolverlo, el regulador creó el precio estabilizado: un precio administrativo fijo que les permite vender su energía a un valor predecible, desacoplado de la volatilidad del mercado spot.
La lógica era correcta. En un sistema con déficit de oferta y necesidad urgente de incorporar nueva generación distribuida, reducir el riesgo de precio para proyectos pequeños tenía sentido como política de fomento. El mecanismo cumplió su función: facilitó el acceso a financiamiento y contribuyó a expandir la base de generación del sistema.
El problema no es que el mecanismo haya sido mal diseñado. Es que el sistema cambió completamente —y el mecanismo no.
Cómo el boom solar rompió la ecuación
Con la masiva incorporación de generación solar, el precio marginal del sistema en horas de alta radiación colapsó. Los vertimientos —energía generada que no puede ser absorbida por el sistema— alcanzaron un nuevo máximo en 2024 tras más que duplicarse respecto al año anterior. En esas horas, el costo marginal puede ser cercano a cero o incluso negativo.
Los PMGD, sin embargo, siguen cobrando el precio estabilizado: un valor administrativo fijo que se calcula a partir del precio nudo de corto plazo y que en la práctica es significativamente superior al precio de mercado en las horas en que la mayoría de los proyectos PMGD solares generan su energía.
La brecha entre lo que cobran y lo que el mercado valdría esa energía es un subsidio. Y ese subsidio lo pagan todos los consumidores del sistema.
Según estimaciones encargadas por Acenor y el Consejo Minero, el sobrecosto acumulado alcanza US$4.650 millones entre 2025 y 2043, con un costo anual de aproximadamente US$500 millones. Hasta ahora ese costo recaía principalmente sobre los clientes libres —empresas mineras e industriales. A partir de 2027, cuando los nuevos contratos incorporen estos costos sistémicos, comenzará a trasladarse gradualmente a los clientes regulados, es decir, a las tarifas residenciales.
El "pequeño" que ya no es pequeño
Hay un elemento estructural que complica el relato de la industria: los PMGD ya no son pequeños generadores locales que necesitan protección regulatoria para acceder a financiamiento.
El sector está hoy controlado en buena medida por fondos de inversión internacionales de primera línea: BlackRock, Brookfield, JP Morgan, Macquarie, Antin Infrastructure Partners, TPG. Son actores con acceso irrestricto al mercado de capitales global, con equipos especializados en estructuración de deuda y con portafolios de activos de infraestructura a escala mundial.
La política de fomento diseñada para democratizar la generación distribuida terminó siendo capturada por los actores que menos la necesitan. Eso no invalida el argumento sobre estabilidad regulatoria —pero sí cambia radicalmente el contexto en que ese argumento debe evaluarse.
Qué hacen los DS88 y DS125
Los decretos reingresados a la Contraloría el 7 de abril de 2026 no eliminan el precio estabilizado. Introducen una condición: los proyectos PMGD existentes que modifiquen sus condiciones de conexión u operación después de la publicación del decreto perderían el beneficio. En paralelo, incorporan mecanismos de reducción de despacho para horas de alta generación solar, que son precisamente las horas en que la brecha entre precio estabilizado y precio spot es más pronunciada.
Estos decretos son el resultado de más de tres años de negociación bajo la administración anterior. El gobierno actual los retiró al inicio de su mandato y los reingresó —sin modificaciones sustantivas— en abril de 2026.
La acusación de las empresas firmantes es que el gobierno de Kast está siguiendo "la orientación del ex ministro Pardow". Es una crítica política. El dato técnico es otro: la distorsión que los decretos buscan corregir existe independientemente de qué gobierno la diagnosticó primero.
La tensión legítima
El sector tiene razones para plantear sus preocupaciones. Los proyectos PMGD fueron estructurados financieramente sobre la base de flujos proyectados bajo el régimen existente. Una modificación abrupta de las reglas del juego genera un problema real de retroactividad regulatoria —uno que el sistema financiero y los tribunales toman en serio.
El argumento de gradualidad y disposiciones transitorias que plantean las once empresas no es descabellado. La pregunta es si ese argumento justifica mantener el mecanismo intacto indefinidamente, o si justifica diseñar una transición ordenada que cierre la distorsión en plazos razonables.
Esa es una distinción importante que tiende a perderse en el debate público.
La pregunta de fondo
El precio estabilizado de los PMGD no es un caso ideológico. No es regulación versus mercado, ni inversión extranjera versus soberanía nacional. Es un caso de diseño regulatorio: un instrumento creado para una condición de mercado que ya no existe, administrado a favor de actores que no necesitan la protección que el instrumento fue diseñado para dar, a un costo que comienza a trasladarse a los hogares.
La pregunta no es si se debe corregir. Es cómo hacerlo de manera que el sistema no pierda la credibilidad regulatoria que necesita para seguir atrayendo inversión —incluyendo la inversión en las tecnologías que el sistema realmente necesita hoy: almacenamiento, flexibilidad, transmisión.
Esa respuesta no cabe en una carta al ministro de Hacienda enviada durante un evento de relaciones públicas. Cabe en el proceso regulatorio que ya está en curso.
Fuentes: Acenor, "Precio estabilizado PMGD: un mecanismo que dejó de cumplir su función", enero 2025 · Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría / Consejo Minero, "Análisis del Precio Estabilizado de los PMGD y PMG", julio 2025 · Garrigues, "Chile: El Ministerio de Energía reingresa a la Contraloría los decretos del sector eléctrico", abril 2026 · Diario Financiero, "PMGD vuelven a la ofensiva en el marco de un ChileDay", mayo 2026 · El Mostrador, "Alto voltaje: Gobierno frena corrección al sistema eléctrico", marzo 2026.