Chile registró un cambio significativo en la composición de su generación eléctrica durante septiembre de 2026. Las fuentes hidráulica, solar, eólica y geotérmica aportaron conjuntamente el 83,6% de la electricidad producida en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), mientras que la generación termoeléctrica se redujo prácticamente a la mitad respecto del mismo mes de 2025.
Las cifras corresponden al informe mensual publicado el 27 de octubre por el Coordinador Eléctrico Nacional, organismo encargado de coordinar la operación del sistema que se extiende desde Arica y Parinacota hasta la isla Grande de Chiloé.
Durante septiembre, la producción eléctrica total alcanzó los 6.788,9 gigavatios hora (GWh), un aumento de apenas 0,4% frente a los 6.762,2 GWh registrados un año antes.
Esta variación revela uno de los aspectos más relevantes del período: el volumen total de generación prácticamente no cambió, pero sí las tecnologías utilizadas para producir la electricidad.
La hidroelectricidad protagoniza el mayor cambio de la matriz chilena
El principal movimiento se produjo en las centrales hidroeléctricas, cuya generación pasó de 1.733 GWh en septiembre de 2025 a 2.668,1 GWh durante el mismo mes de 2026.
El incremento equivale aproximadamente a un 54% interanual, mientras que su participación en la matriz eléctrica avanzó desde 25,6% hasta 39,3%.
En términos absolutos, las hidroeléctricas produjeron 935,1 GWh adicionales, convirtiéndose en la principal fuente de electricidad del sistema durante el período analizado.
La generación proveniente de embalses representó 1.758,7 GWh, equivalentes al 25,9% de la producción nacional. Las centrales de pasada, que aprovechan el flujo de los ríos, aportaron otros 909,5 GWh, correspondientes al 13,4%.
El aumento del aporte hidráulico fue determinante para modificar la composición de la generación y reducir la participación de otras tecnologías.
Sin embargo, el resultado de un mes no garantiza que esta distribución se mantenga durante el resto del año. La generación hidroeléctrica depende de factores como las precipitaciones, los caudales disponibles y el almacenamiento de agua en los embalses.
El Coordinador también identificó una probabilidad de excedencia hidrológica del 61,8% para el año hidrológico comprendido entre abril de 2025 y marzo de 2026, correspondiente a una clasificación de año seco.
Las centrales térmicas reducen su producción en más de 1.100 GWh
Mientras la hidroelectricidad aumentó considerablemente, las centrales termoeléctricas experimentaron un retroceso de magnitud similar, aunque en sentido contrario.
Su generación disminuyó desde 2.254,8 GWh en septiembre de 2025 hasta 1.115 GWh en septiembre de 2026.
Esto representa una reducción aproximada de 50,5% en un año, equivalente a 1.139,8 GWh menos.
Como consecuencia, la participación de la generación térmica cayó desde 33,3% hasta 16,4% del total.
Dentro de esta categoría, las centrales a carbón aportaron 557,9 GWh, equivalentes al 8,2% del sistema, mientras que las instalaciones que utilizan gas natural generaron 325,3 GWh, correspondientes al 4,8%.
El resto de la producción térmica estuvo distribuido entre instalaciones de cogeneración y centrales que utilizan biomasa, biogás, diésel y otros combustibles.
Aunque las cifras muestran una menor utilización de generación térmica durante septiembre, no significan que estas centrales hayan sido retiradas definitivamente de operación.
Su participación continúa dependiendo de las condiciones de abastecimiento, la disponibilidad de otras fuentes y los requerimientos de seguridad del sistema eléctrico.
La energía solar ya concentra más de un tercio de la capacidad instalada
La energía solar mantuvo una posición destacada en el sistema chileno, con una generación de 1.926,7 GWh durante septiembre.
Esta cifra representó el 28,4% de toda la electricidad producida, frente al 26,1% registrado en septiembre de 2025.
La generación eólica también aumentó, desde 1.001,6 hasta 1.059,4 GWh, alcanzando una participación de 15,6%.
En conjunto, ambas tecnologías aportaron 2.986,1 GWh durante el mes.
Al cierre de septiembre, la capacidad instalada total del SEN llegó a 41.314,9 megavatios (MW), considerando 1.625 MW correspondientes a proyectos en período de puesta en servicio.
La distribución por tecnologías muestra una diferencia importante entre la infraestructura disponible y la electricidad efectivamente generada.
Las centrales solares concentraban el 34,1% de la potencia instalada, con 14.081,15 MW. Les seguían las termoeléctricas, con 30,6%, y las hidroeléctricas, con 18,2%.
Las instalaciones eólicas representaban otro 16,9%.
Esto significa que, aunque la energía solar lidera en capacidad instalada, durante septiembre fue la hidroelectricidad la que produjo una mayor cantidad de electricidad.
Los costos marginales bajan hasta 66,7%, pero Puerto Montt registra un alza
La nueva composición de la generación coincidió con una disminución considerable de los costos marginales de la electricidad en distintas zonas del país.
El costo marginal representa el valor de producir una unidad adicional de electricidad en un punto del sistema y constituye una referencia relevante para las operaciones del mercado eléctrico.
En Charrúa, en la Región del Biobío, este indicador disminuyó desde 39 dólares por megavatio hora (MWh) en septiembre de 2025 hasta 13 dólares por MWh en septiembre de 2026.
La reducción alcanzó el 66,7% interanual, convirtiéndose en la mayor caída entre las barras representativas incluidas en el informe.
En Quillota, el costo marginal pasó de 40,2 a 23,5 dólares por MWh, mientras que en Alto Jahuel disminuyó desde 40,5 hasta 23,6 dólares por MWh. Ambos puntos registraron reducciones de 41,7%.
En el norte, Crucero presentó una caída de 35,7%, hasta 23,3 dólares por MWh, mientras que Pan de Azúcar retrocedió 34,8%, hasta 23,2 dólares por MWh.
Sin embargo, el comportamiento no fue uniforme.
Puerto Montt registró un aumento de 31,7%, pasando desde 35 hasta 46 dólares por MWh.
Las diferencias muestran que el desempeño del mercado eléctrico también está condicionado por las características regionales de generación, transmisión y operación.
Además, una disminución del costo marginal no implica necesariamente una rebaja inmediata de las cuentas de electricidad de hogares y empresas, cuyos precios dependen de contratos, tarifas reguladas y otros componentes.
El desafío pendiente: almacenar la electricidad renovable que Chile produce
El avance renovable también plantea exigencias para la infraestructura eléctrica, particularmente en transmisión y almacenamiento.
El boletín estadístico de septiembre de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) identificó 3.125 MW de sistemas de baterías en operación, con una capacidad de almacenamiento energético de 13.555 megavatios hora (MWh).
Adicionalmente, contabilizó 5.130 MW de almacenamiento en construcción, equivalentes a 22.123 MWh de capacidad energética proyectada.
Estos sistemas permiten almacenar electricidad para utilizarla posteriormente, contribuyendo a gestionar las diferencias entre los horarios de producción renovable y los períodos de mayor consumo.
No obstante, la expansión de las tecnologías limpias todavía enfrenta restricciones.
Entre enero y septiembre de 2026, los recortes de generación solar y eólica acumularon 3.546 GWh, de acuerdo con las estadísticas de ACERA.
Aunque esta cantidad representa una disminución de 4,6% respecto del mismo período de 2025, sigue reflejando un volumen considerable de electricidad renovable que no pudo incorporarse al sistema.
Los recortes ocurren cuando las instalaciones deben reducir su producción por limitaciones de transmisión, restricciones operacionales u otras condiciones que impiden aprovechar toda la energía disponible.
Por ello, la expansión de baterías y redes de transmisión será relevante para utilizar una mayor proporción de la electricidad renovable que Chile está en condiciones de generar.
El balance de septiembre confirma que el sistema chileno puede operar durante un mes con una participación renovable cercana al 84%. El desafío es sostener una alta proporción de estas fuentes bajo distintas condiciones hidrológicas y de demanda, manteniendo la seguridad del suministro y aprovechando mejor la infraestructura disponible.
REDIMIN Responde
¿Qué porcentaje de la electricidad en Chile fue generada por fuentes renovables en septiembre de 2026?
En septiembre de 2026, las fuentes hidráulica, solar, eólica y geotérmica aportaron conjuntamente el 83,6% de la electricidad producida en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Chile.
¿Cómo cambió la generación hidroeléctrica en Chile entre septiembre de 2025 y septiembre de 2026?
La generación hidroeléctrica en Chile aumentó de 1.733 GWh en septiembre de 2025 a 2.668,1 GWh en septiembre de 2026, lo que representa un incremento de aproximadamente un 54% interanual.
¿Cuál fue la reducción en la generación termoeléctrica en Chile durante septiembre de 2026 en comparación con el mismo mes del año anterior?
La generación termoeléctrica en Chile disminuyó de 2.254,8 GWh en septiembre de 2025 a 1.115 GWh en septiembre de 2026, lo que representa una reducción de aproximadamente 50,5%.
¿Qué cambios se observaron en los costos marginales de electricidad en Chile en septiembre de 2026?
En septiembre de 2026, los costos marginales de electricidad disminuyeron significativamente en varias zonas de Chile. Por ejemplo, en Charrúa, el costo marginal cayó un 66,7% interanual, de 39 a 13 dólares por MWh. Sin embargo, en Puerto Montt, el costo marginal aumentó un 31,7%, de 35 a 46 dólares por MWh.
¿Cuál es la capacidad de almacenamiento energético en sistemas de baterías en Chile según el boletín de ACERA de septiembre de 2026?
Según el boletín de ACERA de septiembre de 2026, Chile cuenta con 3.125 MW de sistemas de baterías en operación, con una capacidad de almacenamiento energético de 13.555 MWh. Además, hay 5.130 MW de almacenamiento en construcción, equivalentes a 22.123 MWh de capacidad energética proyectada.