El Coordinador Eléctrico reporta 7.493 GWh de generación en julio, con sistemas de baterías concentrando el 56% de la capacidad en pruebas.
El Coordinador Eléctrico Nacional publicó su informe mensual de operaciones correspondiente al cierre de julio de 2026, revelando que la capacidad instalada bruta del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) alcanzó los 40.435,5 MW (incluyendo 1.104,8 MW en periodo de puesta en servicio).
La energía solar fotovoltaica se consolidó como la principal tecnología de la matriz con 13.341,3 MW (33,0% del total), seguida por el parque térmico con 12.608,9 MW (31,2%), la energía hidroeléctrica con 7.556,1 MW (18,7%), la generación eólica con 6.834,4 MW (16,9%) y la geotermia con 94,9 MW (0,2%).
En el desglose térmico, el gas natural representa el 8,7% de la potencia instalada, el diésel un 10,6%, el carbón un 7,8% y la termosolar un 0,3%.
Generación mensual de 7.493 GWh: Alza hídrica amortigua la participación térmica
Durante julio, la generación neta total del SEN se ubicó en 7.493,9 GWh, anotando un incremento interanual de 1,8%. El pico de máxima demanda horaria se registró el lunes 6 de julio a las 13:00 horas, alcanzando un récord de 13.994,8 MWh/h (+16,0%).
La generación hidroeléctrica creció un 39,2% interanual hasta los 1.913,1 GWh (25,5% del mix) gracias a una mayor acumulación de aguas, desplazando a la generación térmica, que cayó a 2.867,6 GWh (38,3%), mientras que la solar aportó 1.384,4 GWh (18,5%) y la eólica 1.313,8 GWh (17,5%).
Las Energías Renovables No Convencionales (ERNC Ley 20.257) totalizaron 3.090,3 GWh (41,2% del total inyectado). Por regiones, Antofagasta lideró la producción con 2.214 GWh, seguida por Biobío (1.290 GWh), Valparaíso (955 GWh) y Atacama (884 GWh).
Costos marginales al alza en el norte y demanda de clientes libres crece 2,0%
En materia de demanda, las ventas totales de energía crecieron un 2,0% interanual hasta los 7.015,2 GWh. El segmento de clientes libres (minería e industria) demandó 4.142,8 GWh (+2,0%), mientras que los clientes regulados consumieron 2.872,4 GWh (+2,0%).
Los costos marginales reales exhibieron alzas significativas en las barras del norte: la subestación Crucero promedió US$ 72,4/MWh (+23,2%) y Pan de Azúcar US$ 76,4/MWh (+23,8%).
En la zona centro y sur, los costos promediaron US$ 89,6/MWh en Quillota (+3,6%), US$ 90,3/MWh en Alto Jahuel (+3,6%), US$ 86,6/MWh en Charrúa (-1,4%) y US$ 108,4/MWh en Puerto Montt (+4,5%).
Boom de almacenamiento: Sistemas BESS representan el 56% de los proyectos en pruebas
El reporte del Coordinador evidenció un salto en la integración de almacenamiento: actualmente existen 2.357,2 MW de capacidad en etapa de Puesta en Servicio (PES), donde los sistemas de baterías BESS representan el 56,0% del total con 12 proyectos en pruebas.
Entre las megabaterías en pruebas destacan BESS Elena (485 MW en Antofagasta), BESS Arenales (300 MW en Antofagasta) y BESS Libélula (199,2 MW en la RM).
Asimismo, durante julio se entregaron oficialmente a la operación comercial (EO) los parques solares PF Estepa Solar (214 MW), PFV Gabriela (220 MW) y PV Libélula (139,7 MW), junto a los sistemas de almacenamiento BESS Estepa Solar (188 MW), BESS Bolero (146 MW) y BESS Los Loros (46 MW).
En transmisión, AES Andes completó la primera energización de la línea de 220 kV Monte Mina – Cristales y el transformador de 440 MVA en la Subestación Cristales.
Fuente: Reporte minero