El vertimiento dejó de ser una anécdota operativa hace rato. En 2020 el Sistema Eléctrico Nacional dejó de inyectar 247 GWh solares y eólicos, un 1,8% de lo que esas centrales podían producir. En 2025 fueron 6.044 GWh y 15,6%: uno de cada seis megawatt-hora renovables disponibles no llegó a la red.
Contra ese fondo, 2026 parece la buena noticia que se venía esperando. Entraron más de tres mil megawatts de baterías, la tasa de vertimiento de enero a julio bajó de 13,0% a 11,7% y junio marcó un 2,5%, el mes más bajo desde mediados de 2022. La lectura fácil es que el almacenamiento empezó a resolver el problema.
Los datos horarios dicen algo distinto, y más interesante.
Primero: seis años y un factor de veinticuatro
La serie mensual no tiene ambigüedad. Entre 2020 y 2025 el vertimiento se multiplicó por veinticuatro y la tasa pasó de 1,8% a 15,6%. El peor mes de toda la serie es noviembre de 2024, con 26,6%: más de un cuarto de la energía solar y eólica disponible de ese mes se quedó sin inyectar.
Lo que se aplanó en 2025 no fue el volumen, fue la tasa: 6.044 GWh contra 5.632, pero 15,6% contra 15,8%. El sistema estaba vertiendo más energía en términos absolutos y perdiendo la misma proporción, porque el parque crecía al mismo ritmo que el problema.
Ese gráfico es el que conviene mirar dos veces. Las dos curvas de arriba —2025 y 2026— son la misma curva. Con 3.300 MW más de baterías en el sistema.
Segundo: el vertimiento no es un problema del sistema, es de nueve horas
Promediado sobre el año, el vertimiento parece un fenómeno difuso. Hora a hora no lo es: el 99% ocurre entre las 8 y las 19, y la punta está siempre en la misma franja de la tarde.
En 2021 la punta era de 59 MW a las tres de la tarde. En 2026 es de 1.459 MW a las cuatro, veinticinco veces más. Y el cambio de forma de este año está a la vista: el mediodía cede, las puntas de la mañana y del atardecer suben. La curva se ensanchó en vez de bajar.
Tercero: la batería llegó, y llegó rápido
En enero de 2023 el SEN tenía 84 MW de almacenamiento en operación, repartidos en cuatro instalaciones, y esas baterías inyectaban 0,4 GWh al mes. En agosto de 2026 son 60 centrales, 6.295 MW y 554 GWh mensuales. No hay muchas tecnologías que hayan escalado así en tres años y medio.
Y hacen exactamente lo que se les pide. Cargan al mediodía y descargan en la punta de la noche: entre las 9 y las 16 el parque absorbe energía a razón de más de mil megawatts promedio, y entre las 18 y las 23 la devuelve.
Cuarto: y sin embargo
Aquí está el resultado que da título a esta columna. Entre enero y julio de 2026 las baterías del SEN cargaron 2.610 GWh. En la misma ventana, el vertimiento solar y eólico fue de 2.677 GWh contra 2.638 del año anterior: subió 1,5%.
La explicación está en el denominador. La generación solar y eólica de enero a julio creció 2.538 GWh respecto de 2025. La batería absorbió 2.610. Los dos números son, dentro del error de redondeo, el mismo número.
El desglose por tecnología termina de ordenar la lectura. El vertimiento solar bajó 5% y en las horas centrales del día —de once a dos— cayó 14%: ahí sí se ve la batería trabajando. Pero el vertimiento eólico subió 24%, y lo hizo repartido por todo el día.
Son dos problemas distintos con el mismo nombre. El vertimiento solar es un excedente de energía en una franja horaria, y una batería lo mueve de hora. El vertimiento eólico chileno es, en buena medida, un problema de red: sopla donde la línea no da y a horas en que la batería ya está cargada o descargando. Guardar energía no arregla un límite de transmisión.
Quinto: dónde
Ocho de cada diez GWh vertidos en 2025 se perdieron en dos regiones. Antofagasta y Atacama concentran el 79%, y la concentración creció: en 2022 eran el 70%.
Y dentro de esas regiones, cuatro barras —Cumbre, Crucero, Cardones y Paposo— explican cuatro de cada diez GWh de todo lo que el sistema vertió en 2026, esta vez contando todas las tecnologías. Eso es una lista corta de lugares donde el problema es identificable, medible y, sobre todo, localizado.
Sexto: el precio cero, que es el mismo problema mirado de frente
El vertimiento es lo que el sistema deja de tomar. El costo marginal cero es lo que la energía vale cuando el sistema sí la toma pero no la necesita. Son la misma condición vista desde dos lados, y la segunda se mide sin ambigüedad: cuántas horas del mes el costo marginal quedó en cero.
En 2019 esto no existía: cero coma algo por ciento del tiempo. En 2025 Crucero pasó el 36% de las horas del año a precio cero, con meses de 46%. Y lo que 2026 agrega es divergencia entre zonas: respecto de 2024, la zona central bajó de 31% a 22% y Puerto Montt de 23% a 11%, mientras Crucero apenas cedió, de 35% a 32% en el primer semestre.
El norte no cede. Es el mismo mapa del gráfico anterior, dicho en precios.
La otra mitad del problema: lo que esa energía vale
Hay una consecuencia que no aparece en ninguna estadística de vertimiento, porque no es energía perdida sino energía que se entrega y no se paga. El ingreso spot por MWh que captura la flota solar del SEN llegó a 1,6 USD/MWh en noviembre de 2024, y promedió 17,8 en 2025 contra un costo marginal que ese año rondó los 60 USD/MWh en las barras de referencia.
Una central solar sin contrato y sin batería está vendiendo, en los meses malos, a menos de una décima parte del precio medio del sistema. El vertimiento le quita volumen; el precio cero le quita el valor del volumen que sí entrega. La segunda pérdida es mucho mayor que la primera y casi nunca se discute.
Qué mirar de aquí en adelante
Hay 5.148 MW de baterías en construcción según el catastro de la CNE, con 22.034 MWh de almacenamiento —unas 4,3 horas de duración media— y 4.693 de esos megawatts con fecha estimada de conexión en 2026 y 2027. Es casi duplicar el parque actual. La pregunta no es si va a entrar, sino qué se puede esperar de él.
- El almacenamiento compra tiempo, no resuelve el crecimiento. Mientras la generación variable siga creciendo al ritmo al que crece, cada bloque de baterías se consume absorbiendo lo nuevo. Que el vertimiento baje en términos absolutos exige que la batería entre más rápido que el panel, y eso hoy no está ocurriendo.
- La mitad del problema es red, no energía. El vertimiento eólico subió 24% en un año en que el solar bajó. Ningún volumen de almacenamiento arregla un límite de transmisión si la batería no está del lado correcto de la línea.
- La localización importa más que el total. Cuatro barras explican cuatro de cada diez GWh vertidos. Un megawatt de batería en Cumbre o en Paposo no vale lo mismo que un megawatt de batería en cualquier otra parte, y la señal económica que hoy reciben los proyectos no distingue bien entre las dos cosas.
- El indicador que hay que seguir es la tasa, no el volumen. El volumen sube porque el parque sube. La tasa sobre energía disponible es la única serie que dice si el sistema está mejorando o simplemente creciendo.