En enero de 2026, la generación renovable en Chile alcanzó el 71% de la generación bruta mensual del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), de acuerdo con el Boletín de Generadoras de Chile. La cifra se sostuvo durante los 31 días del mes, con participación renovable diaria sobre 50% y un máximo instantáneo de 93,6% registrado el 24 de enero a las 12:00.
Participación renovable en el SEN: 71% del total mensual
Durante el mes, el SEN registró 7.456 GWh de generación bruta, de los cuales 5.295 GWh correspondieron a energías renovables (71%). En la desagregación por tecnologías, la generación solar lideró con 2.342 GWh, equivalente a 31% del total mensual, confirmando el peso de la fotovoltaica como principal fuente renovable del sistema.
Generación solar, eólica e hidráulica: desempeño y peaks horarios
El boletín reporta que la generación eólica representó 13% del total mensual (986 GWh) y la generación hidráulica (pasada + embalse) 23% (944 GWh + 801 GWh). En términos de máximos instantáneos, el sistema alcanzó un peak de participación solar de 74,5% el 3 de enero a las 11:00, mientras que la participación eólica llegó a 33,7% el 30 de enero a las 20:00 y la participación hidro a 39,3% el 30 de enero a las 03:00.
En infraestructura, la capacidad instalada del SEN se ubicó en 35.784 MW, con una participación renovable de 24.931 MW (69,7%) y térmica de 10.853 MW (30,3%). En almacenamiento, la capacidad en operación alcanzó 2.159 MW (8.662 MWh), con 1.065 MW en pruebas y 6.731 MW en construcción, evidenciando la aceleración del despliegue de BESS como soporte a la integración de renovables variables.
Reducciones renovables: 793,6 GWh y señal de vertimientos
Un punto operativo central del mes fue el nivel de reducciones renovables, que totalizaron 793,6 GWh, equivalente a 22,9% de la generación solar y eólica. En el detalle, la reducción solar alcanzó 583,3 GWh (24,9% de su generación) y la eólica 210,3 GWh (18,7%), reforzando el diagnóstico de restricciones de flexibilidad y transmisión en determinados períodos horarios.
En transmisión, el boletín identifica como tramo más congestionado a Charrúa–Puerto Montt, con 46,1% de horas congestionadas en el mes y una diferencia promedio de costos marginales de 61,8 USD/MWh, dato que releva tensiones en el acople entre zonas de alta generación y los centros de consumo, además de su efecto en precios nodales y en la operación del sistema.
Costos marginales: máximos regionales y rol de ERV
En costos marginales, se observa una dispersión relevante entre barras, con un máximo promedio reportado en S/E Puerto Montt (118,6 USD/MWh). La fijación de costo marginal por energías renovables variables (ERV) se ubicó en torno a 35,6% de los minutos, lo que sugiere una presencia significativa de ERV en la formación de precios, en paralelo a episodios de congestión que amplifican diferencias zonales.
Fuente Reporte Minero