lunes 13 de abril del 2026.- El Coordinador Eléctrico Nacional publicó el Informe de Monitoreo de la Competencia en el Mercado Eléctrico 2025, documento que analiza la evolución de las condiciones de competencia en el Sistema Eléctrico Nacional a partir del seguimiento de indicadores estructurales, variables operacionales y señales económicas relevantes para el funcionamiento del mercado.

El informe destaca que el sistema eléctrico siguió avanzando en su transición hacia una matriz con mayor participación de energía renovable. Al cierre de 2025, la capacidad instalada total alcanzó los 39,2 GW. La participación conjunta de la generación solar y eólica llegó a un máximo histórico de 46,2% en diciembre de 2025; y el almacenamiento con baterías registró una expansión significativa, pasando de cerca de 1,2 GW a 3,2 GW en un año.

Estos datos reflejan un sistema con menores emisiones y con una creciente incorporación de nuevas tecnologías. Sin embargo, ese avance convive con desafíos que influyen en los niveles de competencia, la eficiencia económica y la seguridad con que opera el sistema.

En ese contexto, el informe advierte que una mirada agregada del mercado puede mostrar señales de menor concentración, pero que al observar lo que ocurre a nivel horario y por zonas del sistema, aparecen riesgos para la competencia.

En 2025, la frecuencia de escenarios altamente concentrados aumentó de 20% a 29%, mientras que las horas en que un solo agente resultó indispensable para abastecer la demanda subieron de 36% a 42%. Esto significa que, en ciertos momentos y en determinadas zonas geográficas, siguen existiendo condiciones en que pocos actores, o incluso uno solo, tienen un peso decisivo para el funcionamiento del sistema.

Evolución de los PMGD

Otro de los focos del informe es el segmento de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), identificado desde el informe de monitoreo de la competencia del año 2021, como una de las principales distorsiones económicas y operativas del mercado. Al cierre de 2025, los PMGD alcanzaron una capacidad instalada de 3.688 MW, equivalente al 10% del total del sistema, mientras que las compensaciones totales netas acumuladas por centrales solares de pequeña escala llegaron a $ 783.668 millones, de los cuales $ 246.728 millones corresponden solo a 2025.

El informe advierte que este diseño ha incentivado una sobreinversión concentrada plantas de este tipo con tecnología solar y ha generado brechas de visibilidad y control en tiempo real.

En materia de transmisión, el reporte advierte un alto número de obras cuyas licitaciones han resultado desiertas. En la segunda y tercera relicitación por el artículo 157; 71,9% y 63,6% de las obras, respectivamente, quedaron desiertas, mientras que en licitaciones de obras nuevas el porcentaje alcanzó hasta 55%.

El informe también revela la rápida expansión del almacenamiento y los desafíos que este proceso plantea para el diseño del mercado. A la fuerte incorporación de baterías durante 2025 se suma la proyección de entrada en operación de aproximadamente 4,6 GW adicionales en 2026. Frente a este escenario, el informe subraya la necesidad de acelerar cambios normativos y operacionales orientados a corregir fallas de mercado, reducir distorsiones y mejorar la eficiencia del sistema.

Recomendaciones Normativas

El Coordinador Eléctrico propuso dos recomendaciones normativas a la Comisión Nacional de Energía. La primera de ellas busca mejorar la eficiencia en el mercado de servicios complementarios, para avanzar desde un esquema de remuneración “pay as bid” hacia uno “pay as clear”, reemplazando el actual valor ofertado por un parámetro relacionado con la oferta más alta adjudicada.

Esto contribuiría a mejorar las señales económicas y la eficiencia asignativa; y, por otra, establecer un valor máximo para dicho parámetro, junto con la mantención de mecanismos orientados a resguardar la competencia y evitar distorsiones en el mercado.

En materia de pagos laterales, se recomendó modificar la metodología establecida en la Norma Técnica de Coordinación y Operación, con el objetivo de mejorar la eficiencia del mercado y alinear los incentivos económicos. De este modo, se propone transitar desde un esquema de cálculo basado en bloques de 15 minutos hacia uno estructurado en torno al ciclo de despacho de las unidades, definiendo los pagos como estrictamente compensatorios de los costos no cubiertos.

Estas modificaciones buscan reducir distorsiones y promover una mayor flexibilidad en la operación de las unidades térmicas, así como la integración más eficiente de nuevas tecnologías en el sistema.