Alerta Legal – Modificaciones al Reglamento de la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional

El 17 de junio de 2026, se publicó en el Diario Oficial el Decreto Supremo N° 32, de 2025, del Ministerio de Energía (“DS 32/2025”), que modifica el Reglamento de la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional (en adelante, el “Reglamento” o “DS 125/2017”).

La modificación busca, entre otros objetivos, armonizar el Reglamento con la Ley N° 21.505, que promueve una mayor participación de energías renovables mediante la incorporación de tecnologías de almacenamiento. Asimismo, desarrolla el marco regulatorio aplicable a los Sistemas de Generación-Consumo (“SGC”), categoría introducida por ese mismo cuerpo legal para facilitar la conexión eficiente de infraestructura productiva con generación renovable propia.

A continuación, se detallan las principales modificaciones:

I. DESPACHO CENTRALIZADO DE LOS SISTEMAS DE ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA (“SAE”) Y LAS CENTRALES DE ALMACENAMIENTO POR BOMBEO

• Programación centralizada: el nuevo artículo 103° dispone que el Coordinador Eléctrico Nacional (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 de forma centralizada la colocación de su energía almacenada para un horizonte de tiempo determinado, con dos objetivos: (i) minimizar el costo total de operación y falla del sistema; y (ii) preservar su seguridad.

• Autodespacho: como alternativa a la determinación centralizada, los SAE y las Centrales con Almacenamiento por Bombeo de hasta 9 MW de capacidad de inyección podrán optar por un régimen de Autodespacho.

II. MODIFICACIONES A LA PROGRAMACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL (“SEN”)

• Incorporación formal de los conceptos de Costo de Producción, Costo de Oportunidad y Costo Variable: el Costo de Producción corresponde al valor utilizado por el Coordinador para determinar el orden de colocación de las instalaciones en el sistema. Dependiendo de la tecnología de que se trate, este podrá corresponder a: (i) un Costo Variable, asociado a los costos de producir o inyectar energía; o a (ii) un Costo de Oportunidad, aplicable a las instalaciones con capacidad de almacenamiento o embalse y que refleja el valor asignado a la energía gestionable para minimizar los costos presentes y futuros de la operación del sistema.

• Metodología de cálculo: el Coordinador podrá adoptar diversas metodologías para calcular dicho Costo de Oportunidad, de acuerdo con la tecnología o capacidad de almacenamiento de la instalación, según lo defina la norma técnica respectiva.

• Piso para el Costo de Oportunidad: el valor que el Coordinador determine para la energía almacenada – el Costo de Oportunidad – no podrá ser inferior al Costo Variable de la instalación.

• Nuevas reglas de prorrata por falta de capacidad de colocación: el nuevo artículo 45 bis modifica el criterio de prorrata aplicable cuando dos o más instalaciones comparten el mismo Costo de Producción y no existe capacidad de colocación suficiente para todas ellas.

Bajo el régimen anterior la prorrata se realizaba en función de la Potencia Máxima. La nueva regulación establece que esta deberá efectuarse considerando el pronóstico de Potencia Disponible, o, en el caso de los SGC, sus Excedentes de Potencia, sustituyendo así un criterio estático por uno basado en la capacidad efectiva de inyección.

III. OPERACIÓN EN TIEMPO REAL

• Facultad de instrucción respecto de instalaciones con Autodespacho (artículo 117): se faculta expresamente al Coordinador para instruir la operación de las instalaciones que operen bajo régimen de Autodespacho cuando resulte necesario aplicar las reglas de prorrata del artículo 126, permitiendo su intervención respecto de instalaciones cuya operación es determinada por sus propios titulares.

• Prorrata en tiempo real: para los ajustes que el Coordinador instruya en tiempo real, el DS 32/2025 adopta criterios equivalentes a los del artículo 45 bis, considerando la Potencia Disponible de cada instalación y, en el caso de los SGC, sus Excedentes de Potencia.

• Despacho económico automático: el Coordinador deberá supervisar y coordinar la operación en tiempo real utilizando herramientas automáticas de despacho económico. Asimismo, los Coordinados deberán implementar los esquemas el control, comunicación y monitoreo necesarios para permitir su funcionamiento, conforme lo disponga la norma técnica. Este dispondrá de un plazo de 36 meses contado desde la publicación del DS 32/2025 para implementar estas herramientas.

• Simulacros de recuperación de servicio: el Coordinador deberá planificar y ejecutar, al menos cada dos años, simulacros técnicos y operativos de recuperación de servicio ante un escenario de pérdida total de abastecimiento de energía en el SEN. Los resultados de estos simulacros deberán documentarse en un informe técnico con propuestas de mejora.

IV. NUEVO MARCO REGULATORIO PARA LOS SISTEMAS GENERACIÓN-CONSUMO (“SGC”)

El DS 32/2025 agrega un nuevo Capítulo 7 al Título III del Reglamento, desarrollando el régimen aplicable a los SGC tras su creación por la Ley N° 21.505 que promueve el Almacenamiento de Energía Eléctrica y la Electromovilidad.

• Definición (artículo 2): “Sistema formado por toda infraestructura productiva destinada a fines tales como la producción de hidrogeno verde o la desalinización del agua, con capacidad de generación propia, mediante medios de generación renovables, que se conecta al sistema eléctrico a través de un único Punto de Conexión y que puede retirar energía del sistema eléctrico a través de un suministrador o inyectarle sus Excedentes.”

• Programación: el SGC se incorpora a la programación de la operación con un Costo de Producción igual al Costo Variable declarado de su componente de generación.

• Autodespacho: los SGC cuyos Excedentes no superen los 9 MW podrán optar por un régimen de Autodespacho.

• Modos de operación y cargos: se distinguen un Modo Consumo y un Modo Inyección de Excedentes, que no pueden ocurrir de forma simultánea.

• Cargos: los retiros que efectúe el SGC quedan sujetos a los cargos de clientes finales, salvo el autoconsumo que abastezca con su propia generación o almacenamiento.

• Incorporación al mercado: el SGC queda habilitado para participar del Mercado de Corto Plazo y para prestar SSCC, en los mismos términos que una Empresa Generadora.

• Normativa aplicable: a falta de reglas específicas para SGC, se le aplican las disposiciones de generación o de clientes finales no regulados, según la componente de que se trate, primando las de generación en caso de conflicto entre ambas.

V. CAMBIOS AL PROCEDIMIENTO DE DECLARACIÓN EN CONSTRUCCIÓN (“DEC”)

• Nuevo hito de inicio de construcción: se incorpora al cronograma del proyecto un hito de inicio de construcción, cuya fecha no podrá exceder de un año contado desde la presentación de la solicitud de DeC. Excepcionalmente, la Comisión Nacional de Energía (“CNE”) podrá autorizar un plazo mayor, el que no podrá superar los dos años.

• Actualización de antecedentes: una vez obtenida la DeC, el titular queda obligado a mantener actualizados los antecedentes que la sustentaron. La omisión del deber de informar estas modificaciones pasa a ser sancionable por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (“SEC”).

• Nueva causal de revocación: se incorpora como causal de revocación de la DeC el incumplimiento injustificado del hito de inicio de construcción. Esta se suma a las ya existentes, relativas al incumplimiento del cronograma de obras y a los cambios significativos del proyecto.

VI. RETIRO, MODIFICACIÓN Y DESCONEXIÓN DE INSTALACIONES

• Ampliación del plazo de aviso: la obligación de informar con al menos 24 meses de anticipación el retiro, la modificación relevante, el cese de operaciones o la desconexión de instalaciones se extiende a los SAE y los SGC.

• Informe de seguridad más exigente: se precisan las materias sobre las cuales deberá pronunciarse el informe de seguridad elaborado por el Coordinador para evaluar estas solicitudes, incluyendo la seguridad de abastecimiento, la provisión de Servicios Complementarios (“SSCC”), la respuesta del sistema ante contingencias operacionales y los efectos sobre las condiciones de competencia.

• Programa de retiro no vinculante: se aclara que la propuesta de programa de retiro presentada por el Coordinado al Coordinador no es vinculante para la programación de la operación del SEN.

VII. MERCADO DE CORTO PLAZO: GARANTÍAS DE PAGO E INCORPORACIÓN DE PAGOS POR POTENCIA

• Extensión a SGC y SAE: las reglas sobre garantías de pago y sobre las consecuencias de su incumplimiento – incluida la suspensión de la participación en el Mercado de Corto Plazo – se extienden expresamente a los titulares de SGC y de SAE.

• Nuevo componente de potencia: hasta ahora, el monto de la garantía se calculaba únicamente sobre la base del déficit de energía, comparando, para los tres meses más críticos, el costo marginal de la generación de la empresa con sus retiros esperados para abastecer sus contratos. El DS 32/2025 agrega un segundo componente – calculado de forma análoga – pero para la potencia: compara la potencia de suficiencia definitiva de la empresa, valorizada a precio de nudo de corto plazo, con sus retiros de potencia esperados.

El monto final de la garantía es la suma de ambos componentes.

VIII. TÉRMINO ANTICIPADO DE CONTRATOS DE SUMINISTRO A CLIENTES LIBRES

• Nuevo artículo 143 bis: se regula el procedimiento para el término anticipado de un contrato de suministro entre un suministrador y un Cliente Libre conectado a transmisión, estableciendo plazos de aviso y notificación entre el cliente, el suministrador y el Coordinador.

• Rol limitado del Coordinador: la norma aclara que no le corresponde al Coordinador calificar la pertinencia o idoneidad del término anticipado, sino únicamente constatar la existencia de un acuerdo entre las partes, o de una resolución judicial o arbitral que dé cuenta de él.

*Nota: el DS 32/2025 también introduce ajustes al Reglamento del Coordinador Independiente del Sistema Eléctrico Nacional (entre ellos un nuevo mecanismo para que los Coordinados propongan iniciativas de mejora a los procesos de coordinación) y deroga el Reglamento para Centrales de Bombeo sin Variabilidad Hidrológica.