Pocas veces un sistema eléctrico cambia tanto en tan poco tiempo. En algo más de una década, Chile pasó a tener uno de los sistemas más renovables del mundo: en las horas de sol, buena parte de la demanda del país se abastece con energía hidro, solar y eólica a un costo variable prácticamente nulo. Es un logro que vale la pena dimensionar, y que trajo consigo un fenómeno que hasta hace unos años era marginal: el vertimiento, esto es, la energía renovable disponible que el sistema no alcanza a aprovechar. En 2025 fue uno de cada seis MWh solares y eólicos.
Vale la pena partir por una precisión: el vertimiento es endémico de los sistemas altamente renovables. Todo sistema que apuesta en serio por fuentes variables convive con algún grado de excedente, y lo relevante es cuánto, cuándo y dónde. Visto así, el vertimiento nos dice que la capacidad de producir energía limpia avanzó más rápido que la capacidad del sistema para consumirla, almacenarla o moverla de una hora a otra o a otro sitio; más que un problema en sí mismo, es un termómetro de su flexibilidad.
En 2026, esa flexibilidad recibió un impulso significativo: el parque de baterías en operación comercial y en pruebas se duplicó en pocos meses. El vertimiento bajó, pero bastante menos de lo que esa expansión haría esperar. Para entender por qué, tenemos que mirar cómo funciona, hora a hora, un sistema con esta composición.
Un sistema que produce más de lo que puede usar al mediodía
La primera característica de un sistema profundamente renovable es que la oferta deja de seguir a la demanda: la determina el recurso. Durante el día, la generación solar crece hasta superar lo que el sistema es capaz de consumir, y el excedente aparece justamente en las horas de mayor producción. A medida que el parque solar y eólico se expandió, el vertimiento pasó de ser un evento ocasional a formar parte de la operación diaria.
Esta serie esconde un matiz relevante. Durante los últimos años el volumen vertido siguió creciendo, pero la fracción de la energía disponible que no se aprovecha se estabilizó en torno al 16%. En otras palabras: el sistema no está perdiendo capacidad para integrar energía renovable; está creciendo, y el vertimiento crece con él. La pregunta de fondo, por tanto, no es cuánta energía se vierte, sino qué fracción, y si esa fracción efectivamente cede a medida que el sistema incorpora flexibilidad.
En 2026 el acumulado se separa del año anterior durante el invierno, para luego volver a avanzar en paralelo con la llegada de la primavera. Con el doble de almacenamiento, la trayectoria anual prácticamente no cambió de forma. Eso es lo que hay que explicar.
La forma del día
Pensemos el vertimiento, primero, como un problema de horario. De noche, el sistema prácticamente no vierte: la demanda supera con holgura a la generación renovable disponible. El excedente se concentra en las horas de sol y alcanza su máximo durante la primera parte de la tarde, cuando la producción solar sigue alta y la demanda aún no inicia su subida hacia la punta nocturna.
Año a año, la curva creció en altura. En 2026, además, cambió de forma: el centro del día cede, mientras las horas de la mañana y del atardecer ganan peso. Muestra cómo el sistema comenzó a desplazar energía desde el mediodía hacia otras horas, y cómo el excedente se ensancha hacia los bordes de la jornada solar.
El almacenamiento alcanza escala sistémica
Esa forma del día es, precisamente, el problema que el almacenamiento está llamado a resolver. Lo que una batería hace, en esencia, es mover energía de una hora a otra: la toma cuando sobra y la entrega cuando el sistema la necesita. Hace apenas tres años las baterías eran un recurso marginal en el SEN, con 84 MW en operación; hoy superan los 7.000 MW en operación comercial y en pruebas. Pocas tecnologías han escalado a ese ritmo en la historia del sistema.
La operación de esta flota es consistente con lo esperado. Las baterías cargan en las horas de excedente y descargan en la punta de la noche, desplazando generación que de otro modo sería térmica. En términos de energía, ya son un actor relevante del balance diario del sistema.
Dónde fue la energía nueva
Si las baterías cargan justamente cuando el sistema vierte, ¿por qué el vertimiento bajó tan poco? La respuesta es que el sistema no se quedó quieto mientras el almacenamiento crecía. Entre enero y agosto se incorporaron cerca de 2.900 GWh de generación solar y eólica adicional, y la mayor parte de esa energía terminó, precisamente, cargando baterías. En el mismo periodo, el vertimiento bajó 4%.
Esto no le resta mérito al almacenamiento; por el contrario. Sin baterías, toda esa generación nueva se habría sumado al vertimiento. Lo que los datos muestran es que, en un sistema que sigue incorporando energía renovable a un ritmo tan acelerado, la flexibilidad debe crecer al menos a la misma velocidad que la generación variable para que el excedente efectivamente disminuya.
El desglose por tecnología agrega una pieza adicional. El vertimiento solar del mediodía cayó con claridad: ahí la batería encuentra el problema para el cual fue diseñada. El vertimiento eólico, en cambio, aumentó, y lo hizo a lo largo de todo el día.
Este contraste muestra tanto el alcance como el límite del almacenamiento. Donde el excedente se concentra en pocas horas, la batería lo desplaza. Sin embargo, el vertimiento es estructuralmente un fenómeno sistémico: una sobreproducción respecto de lo que el sistema consume y es capaz de gestionar en cada momento. En esas horas permanecen despachadas unidades que no pueden reducir su producción —centrales térmicas operando a mínimo técnico y centrales hidroeléctricas sujetas al uso del agua y, durante la época estival, a convenios de riego—, y la generación variable que no cabe sobre esa base termina siendo recortada. El viento, que sopla también en horas en que las baterías ya están llenas o descargando, enfrenta ese mismo techo.
Las estaciones
El acumulado anual oculta una estacionalidad marcada, probablemente la parte más reveladora del año. En verano, con el recurso solar en su máximo, 2026 vertió más que el año anterior pese al nuevo almacenamiento. En invierno la relación se invirtió con fuerza debido a eventos de nubosidad relevantes producto de la llegada de El Niño. Con la primavera, la diferencia se ha vuelto a estrechar.
Como se podrá anticipar, en invierno, el excedente diario es lo suficientemente acotado como para que la flota de baterías lo almacene casi por completo. En los meses de mayor radiación, en cambio, el excedente es varias veces mayor y las baterías se llenan antes de que termine la tarde: en octubre cargan cerca de 19 GWh diarios y, aun así, el sistema vierte del orden de 26. Una batería de cuatro horas resuelve muy bien un excedente de cuatro horas; frente a uno más largo, solo cubre una parte.
La hidrología agrega otra capa. El invierno de 2026 fue húmedo: la generación hidroeléctrica aumentó con fuerza y la térmica se redujo de manera significativa. Cuando el agua abunda, el margen de generación térmica que el sistema puede desplazar se estrecha, y la propia hidroelectricidad comienza a registrar vertimiento.
Lo que viene podría pesar más que lo observado. Dado el nivel de nieve acumulada en las cuencas, se anticipa una temporada de deshielo muy marcada, con niveles de producción hidroeléctrica no observados en los últimos años, coincidente además con los meses de mayor radiación solar. Está por verse, entonces, si el vertimiento efectivamente cae en 2026.
La geografía
El SEN es un sistema largo y delgado, y el vertimiento tiene domicilio. Durante años se concentró en el norte, donde se instaló la mayor parte del parque solar: en 2025, Antofagasta y Atacama reunieron cuatro de cada cinco GWh vertidos. En 2026 esa distribución comenzó a cambiar. El norte vierte menos que el año anterior, mientras que de Coquimbo al sur el vertimiento aumenta en todas las regiones. Las baterías, en cambio, siguen concentradas casi por completo en el norte, donde se registra más del 90% de su carga.
El patrón de ambos gráficos es consistente con la forma en que opera el almacenamiento. Una batería que carga en las horas de mayor excedente alivia a todo su entorno eléctrico, no solo a la central a la que está asociada. Su efecto se observa, por tanto, a escala de sistema —en el mediodía solar y en la zona donde se concentra la flota— y, por la misma razón, el vertimiento remanente tiende a crecer allí donde no hay baterías.
El precio cero
El vertimiento es la energía que el sistema no toma. El costo marginal cero es su contraparte en el mercado. Ambas son caras de una misma condición, y la segunda permite seguir el fenómeno con precisión a lo largo del territorio.
Hace pocos años, las horas a precio cero eran una rareza; hoy forman parte del funcionamiento normal del sistema durante buena parte del año. En septiembre de 2026, Charrúa registró costo marginal cero en el 62% de las horas, el valor más alto de la serie para cualquiera de las barras de referencia.
El valor de la energía
En los meses de mayor excedente, el ingreso spot que captura la generación solar cae a niveles mínimos: en septiembre de 2026 fue de 1,9 USD por MWh, muy por debajo del costo marginal medio del sistema.
Para una central solar sin contrato y sin almacenamiento, el vertimiento reduce el volumen que vende, y el precio cero reduce el valor del volumen que sí entrega. La segunda pérdida es considerablemente mayor que la primera. Es, a su vez, la señal económica más clara de que el sistema requiere flexibilidad: la energía solar del mediodía vale poco precisamente porque abunda, y esa diferencia de valor entre horas es lo que hace rentable al almacenamiento.
La flexibilidad como desafío central
Los análisis de esta columna convergen en una misma idea. La batería desplaza energía en el tiempo, y lo hace bien. Pero el tamaño del excedente no depende únicamente de cuánta energía puede desplazarse: depende también de cuánta generación permanece despachada sin capacidad de reducir su producción.
Pensemos el mediodía como una suma. Sobre una base que no puede reducirse —térmica a mínimo técnico, hidroelectricidad comprometida por el uso del agua y el riego— se apilan el sol y el viento. Cada megawatt de almacenamiento sube la vara de lo que el sistema puede absorber; cada megawatt de base inflexible la baja. Así, mientras la base y la generación variable crezcan juntas, el almacenamiento reducirá el excedente en las horas que alcanza a cubrir, pero no lo eliminará.
Esa es, en el fondo, la buena noticia. Un sistema que vierte energía renovable es un sistema que ya produce más energía limpia de la que puede utilizar en ciertas horas. El foco pasa, entonces, de cuánto se construye a cómo se opera lo construido: no se trata de producir más, sino de aprovechar mejor lo que se produce.
Qué mirar de aquí en adelante
La cartera de baterías en construcción, cercana a los 4.900 MW según el catastro de la CNE, equivale a dos tercios de la flota actual y se concentra, al igual que la existente, en el norte del país. Su efecto dependerá tanto de su tamaño como de lo que ocurra con el resto del sistema. Entre otros aspectos, vale la pena seguir:
- Si la flexibilidad crece más rápido que la generación variable. Este año, el almacenamiento absorbió la mayor parte del crecimiento renovable. Para que el vertimiento baje de forma sostenida, la flexibilidad del sistema debe avanzar más rápido que la nueva generación.
- Cómo evoluciona la base inflexible. El vertimiento es un fenómeno sistémico: depende de cuánta generación térmica opera a mínimo técnico y de cuánta hidroelectricidad está comprometida por el uso del agua y el riego. Ahí existe tanto espacio de mejora como en el propio almacenamiento.
- Dónde se ubica la nueva flexibilidad. El efecto de una batería se observa en la zona donde opera. Con el vertimiento creciendo en el centro-sur y la cartera concentrada en el norte, la localización importa tanto como la capacidad.
- El deshielo. La nieve acumulada anticipa una temporada hidroeléctrica excepcional, coincidente con los meses de mayor radiación solar. Será la prueba más exigente que haya enfrentado la flota de baterías hasta ahora.
- La tasa mensual, más que el volumen. El volumen crece junto con el parque, y el acumulado anual mezcla estaciones muy distintas. La tasa mensual sobre la energía disponible es la serie que permite distinguir si el sistema está ganando flexibilidad o simplemente creciendo.
El punto de partida es auspicioso. El sistema ya mostró que puede integrar energía renovable a una escala que pocos anticipaban. Lo que corresponde ahora es que la forma de operarlo, sus reglas y sus precios se pongan a la altura de la infraestructura ya construida.