Durante 2025, el Sistema Eléctrico Nacional registró el mayor nivel de participación de generación solar y eólica. Este desempeño consolidó a ambas tecnologías como uno de los pilares de la matriz energética del país.

Según los registros operacionales del Coordinador Eléctrico Nacional, la energía solar y eólica representó cerca de 38% de la energía total inyectada al sistema. Al considerar otras tecnologías renovables, como la hidráulica, dos tercios de la electricidad generada fue de origen renovable.

Integración de generación variable

El resultado refleja el crecimiento sostenido de la capacidad instalada renovable. También evidencia avances en la operación y coordinación del sistema eléctrico. Estos factores permitieron integrar mayores volúmenes de generación variable, manteniendo estándares de seguridad y continuidad del suministro.

En determinadas horas del año, la generación solar y eólica llegó a cubrir hasta 79% de la demanda.

Variaciones por tecnología de generación

El reporte estadístico de la operación del Sistema Eléctrico Nacional mostró una disminución de 23,0% en la generación hidroeléctrica. Esta baja se explicó por la condición de sequía, que ubicó al ejercicio entre los cinco más secos de la estadística.

En paralelo, la generación térmica a carbón registró un aumento de 14,5%. La generación a gas natural presentó un incremento de 6,5% durante el mismo período.

Incorporación de almacenamiento energético

El año estuvo marcado por la entrada de sistemas de almacenamiento. Estos sistemas sumaron energía eléctrica equivalente al orden de 2 TWh. Este volumen fue superior en más de cuatro veces a toda la generación con tecnología diésel.

Actualmente, el almacenamiento cuenta con 1.700 MW de equipos instalados. A esta cifra se agregan 600 MW adicionales en pruebas. Para el próximo año, podrían incorporarse 4.500 MW actualmente en construcción.

En el balance anual, 2025 cerró como el ejercicio con mayor ingreso de nuevas unidades generadoras después de 2021. A noviembre, la capacidad incorporada alcanzó 3.182 MW, donde una parte relevante corresponde a sistemas de almacenamiento.

Retiro de generación térmica y exigencias normativas

El 1 de enero de 2026 se concretará el retiro de aproximadamente 700 MW de capacidad térmica a carbón en la zona norte. Este retiro corresponde a Central Térmica Mejillones 1 y 2, además de Infraestructura Eléctrica Mejillones (IEM).

IEM iniciará su proceso de reconversión a gas natural. Este hito se enmarca en el proceso de transición energética del país. La salida de estas centrales refuerza la necesidad de una operación más flexible. También exige cumplimiento estricto de la normativa por parte de las empresas.

Desde el Coordinador Eléctrico Nacional señalaron que estos cambios plantean desafíos operacionales. Entre ellos destacan el balance generación-consumo, la suficiencia y la gestión de la variabilidad. Al mismo tiempo, se abren oportunidades para profundizar tecnologías complementarias.

Estas incluyen almacenamiento, gestión de la demanda, recursos energéticos distribuidos y transmisión.

Juan Carlos Olmedo, Presidente del Consejo Directivo, señaló: «El récord de participación de la energía solar y eólica en 2025 demuestra que el sistema eléctrico chileno está avanzando a paso firme hacia una matriz eléctrica renovable, pero también más exigente desde el punto de vista operacional. Nuestro rol es asegurar que esta transición se realice manteniendo los estándares de seguridad y calidad del suministro para todos los usuarios».

Costos de operación y transmisión

Los costos de operación del sistema se mantuvieron en torno a US$ 1.600 millones. La cifra fue similar a la registrada en 2024. Esto ocurrió pese a que el ejercicio se ubicó entre los cinco más secos registrados.

Durante el año, el Coordinador adjudicó obras de transmisión. En nuevos proyectos, la inversión estimada alcanzó US$ 120 millones. A este monto se suman ampliaciones de infraestructura existente.

El Coordinador continuará trabajando en planificación, coordinación y operación. El objetivo es promover la integración eficiente de nuevas tecnologías. También acompañará el retiro de generación térmica convencional. Todo ello ocurre en un contexto de crecimiento renovable y transformación estructural del sector eléctrico.

Medidas posteriores al 25 de febrero

En el balance de la operación, el director ejecutivo Ernesto Huber abordó las medidas adoptadas tras el apagón del 25 de febrero de 2025.

Entre los cambios implementados, destacó:

• Corrección de parámetros en plantas cuya reacción no se ajustó a la normativa técnica, incluidas grandes centrales y Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD).
• Modificación del Plan de Recuperación del Servicio (PRS), incorporando nuevos centros y alternativas de recuperación.
• Inclusión de pruebas anuales de partida autónoma en el PRS, con 100% de plantas hidráulicas verificadas.
• Instrucción de aumento de capacidad en recursos de desconexión automática de carga (EDAC-BF).
• Incorporación de mayor generación renovable variable al esquema de desconexión automática en la zona norte.
• Inicio de implementación gradual de control de tensión dinámico en plantas solares y eólicas.
• Puesta en marcha de una plataforma para visualizar la generación PMGD en tiempo real.
• Realización y publicación de estudios independientes sobre la falla del 25F.
• Finalización de dos auditorías técnicas a empresas transmisoras.
• Desarrollo de un plan de medidas de mediano y largo plazo, cuyo reporte está disponible en el enlace informado.