Solar y viento baten récord en 2025 y reordenan la economía eléctrica: más renovables, más baterías y un sistema que exige flexibilidad

• El Coordinador Eléctrico Nacional reportó que ambas fuentes aportaron cerca del 38% de la energía del año y, en momentos puntuales, llegaron a cubrir cerca del 79% de la demanda, mientras el almacenamiento acelera inversiones y la salida de carbón en el norte cambia el equilibrio de costos.

La electricidad chilena cerró 2025 con una señal potente para el mercado y para las cuentas del sistema: la producción solar y eólica alcanzó su mayor participación histórica dentro del Sistema Eléctrico Nacional, aportando en conjunto cerca del 38% de la energía inyectada durante el ejercicio. El dato, levantado desde registros operacionales del Coordinador Eléctrico Nacional, refuerza una tendencia que ya venía desplazando a las tecnologías convencionales: al sumar hidráulica y otras alternativas limpias, dos tercios del suministro anual provino de fuentes renovables.

El hito no es solo ambiental; tiene lectura económica inmediata. Una matriz con mayor peso de generación variable tiende a empujar a la baja el costo marginal en horas de alta irradiación o buen régimen de viento, pero también obliga a pagar por flexibilidad, respaldo y servicios complementarios cuando cae el sol o cambia el frente meteorológico. Esa dualidad marcó el año: hubo jornadas en que el binomio solar-eólico abasteció hasta cerca del 79% de la demanda, una cifra que muestra hasta dónde llegó la integración, pero que también expone la necesidad de una coordinación más exigente para sostener continuidad y estabilidad.

En ese tablero, 2025 también dejó un recordatorio incómodo: la sequía sigue siendo un factor económico relevante, porque altera el mix y encarece el despacho cuando obliga a reemplazar agua por combustibles. El reporte del Coordinador indicó una caída de 23,0% en la producción hidroeléctrica, en un año ubicado entre los cinco más secos de la estadística, mientras la generación térmica a carbón subió 14,5% y la de gas natural avanzó 6,5%.

La fotografía, lejos de un relato lineal de descarbonización, evidencia que la transición convive con restricciones físicas: menos hidrología puede empujar de vuelta a tecnologías fósiles si no existe suficiente capacidad de almacenamiento, transmisión o gestión de demanda.

La gran novedad que empieza a cambiar esa ecuación es el almacenamiento. El Coordinador informó que los sistemas tipo baterías ya suman energía equivalente del orden de 2 TWh y que su despliegue está creciendo a una velocidad que hace pocos años era impensada: alrededor de 1.700 MW ya operan, con otros 600 MW en pruebas, y para 2026 se proyecta la entrada de cerca de 4.500 MW que hoy están en construcción.

En términos de negocio, esto no es un accesorio: es una nueva capa de infraestructura que captura excedentes renovables en horas baratas, reduce recortes de producción y, cuando descarga, compite con el respaldo térmico en franjas donde históricamente se pagaba más caro.

El mismo balance anual ubica a 2025 como el ejercicio con mayor ingreso de nuevas unidades generadoras desde 2021, con 3.182 MW incorporados a noviembre, empujados en buena parte por la irrupción de almacenamiento.

En la economía del sector, el mensaje es claro: la expansión ya no se explica solo por parques solares o aerogeneradores; ahora se está financiando capacidad que “mueve” energía en el tiempo, un servicio que vale más mientras más variable se vuelve la matriz.

Este giro, además, coincide con un hito que modifica la oferta de base en el norte. Con el inicio de 2026 se materializó el retiro de aproximadamente 700 MW de capacidad a carbón en la zona de Mejillones, vinculada a las unidades CTM1 y CTM2 y al inicio del proceso de reconversión de Infraestructura Energética Mejillones (IEM) hacia gas natural.

En el plano empresarial, ENGIE detalló que desconectó CTM1 y CTM2 el 31 de diciembre y dio partida a la conversión de IEM, como parte de su salida del carbón.

La transición, por tanto, no solo depende de nueva oferta renovable: también se apoya en una reconfiguración del parque térmico hacia tecnologías más flexibles, capaces de subir y bajar carga con mayor rapidez.

La dimensión financiera del sistema no se movió en la misma dirección del récord renovable. Pese a la presión de un año seco, los costos de operación se mantuvieron en torno a US$ 1.600 millones, un nivel similar al de 2024, según el Coordinador.

En una lectura económica, la cifra sugiere que la mayor participación renovable no garantiza por sí sola una reducción del gasto operativo agregado, porque la variabilidad puede trasladar costos hacia servicios complementarios, redispatch, restricciones de red o respaldo, especialmente cuando la transmisión no acompaña el ritmo de conexión de proyectos.

Por eso, el organismo también puso énfasis en obras de infraestructura: durante el año adjudicó construcción y desarrollo de proyectos de transmisión, con una inversión estimada de US$ 120 millones en nuevas iniciativas, además de ampliaciones.

La señal es consistente con el principal cuello de botella de la transición chilena: no basta con producir energía limpia, hay que llevarla donde se consume, con redes capaces de absorber picos solares, evacuar viento nocturno y evitar congestiones que terminan convirtiéndose en recortes de generación y pérdidas económicas.

El presidente del Consejo Directivo del Coordinador, Juan Carlos Olmedo, sintetizó la tensión del nuevo ciclo: el avance hacia una matriz más renovable “también más exigente desde el punto de vista operacional”, con el mandato institucional de mantener seguridad y calidad de suministro.

En clave económica, esa frase funciona como advertencia: el país puede acelerar electrificación, sumar demanda y atraer inversión, pero el sistema deberá pagar por resiliencia, disciplina técnica y cumplimiento normativo en un escenario donde cada MW renovable adicional aumenta la complejidad del equilibrio.

El cierre de 2025 deja, así, un doble saldo. Por un lado, confirma que Chile ya opera con un volumen relevante de energía solar y eólica, capaz de cubrir una parte mayoritaria de la demanda en ciertas horas, lo que fortalece competitividad y reduce emisiones en el margen.

Por otro, muestra que el costo país de la transición no se mide solo en cuánta energía limpia se instala, sino en cuánta flexibilidad se construye, qué tan rápido se refuerza la transmisión y cuán ordenada resulta la salida de unidades a carbón sin trasladar riesgos ni sobrecostos al consumidor final.