Energía solar en Chile: de 6,7 MW en 2013 a liderar la matriz eléctrica

La energía solar en Chile pasó de 6,7 MW en 2013 a 14.099 MW en agosto de 2026, un tercio de la capacidad del sistema eléctrico. El salto reordenó la matriz, hundió los costos y creó un problema nuevo: qué hacer con la electricidad que sobra al mediodía.

Chile no descubrió el sol en 2026. Lo que cambió es la escala: en trece años la tecnología pasó de tres plantas piloto a ser la primera fuente de capacidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por delante del carbón, el gas y la hidroelectricidad. Este es el recorrido, con las cifras del Coordinador Eléctrico Nacional y las leyes que empujaron el cambio.

Energía solar en Chile: las cifras de agosto de 2026

El informe mensual del Coordinador, la entidad que opera el sistema, midió 41.196,1 MW de capacidad instalada bruta al cierre de agosto de 2026, incluidos 1.582 MW de proyectos que seguían en período de puesta en servicio. La solar lidera la matriz con 34,2% del total, seguida por el conjunto de las centrales térmicas.

Dentro de la térmica, el carbón aporta 16,7% de la capacidad, el gas natural 7,6%, el diésel 7,5% y la biomasa 2,5%. La termosolar suma apenas 0,3%. La cifra solar cambia según quién la mida: la Comisión Nacional de Energía informa capacidad neta en operación y el Coordinador capacidad bruta declarada, así que cada serie se compara consigo misma.

De Tambo Real a los parques del desierto

La primera planta fotovoltaica que inyectó energía al Sistema Interconectado Central fue Tambo Real, en Vicuña: 1,2 MW, 5.200 paneles sobre 2,5 hectáreas y una inversión cercana a US$3 millones. Se conectó en noviembre de 2012 y se inauguró el 10 de enero de 2013, según Cooperativa. No fue la primera del país, porque la antecedieron Calama 3, de 1 MW para autoconsumo de Codelco, y La Huayca, de 1,4 MW en el sistema del norte. Fue la que demostró que el negocio cerraba.

El marco legal había llegado antes. La Ley 20.257, publicada el 1 de abril de 2008, obligó a las eléctricas a que un 5% de la energía vendida a clientes finales proviniera de fuentes renovables no convencionales desde 2010, con una meta de 10% para 2024. La Ley 20.698, de octubre de 2013, subió la exigencia a 20% al año 2025. Con demanda asegurada por ley, los proyectos solares dejaron de ser pilotos.

El hito tecnológico fue otro. El 8 de junio de 2021 se inauguró Cerro Dominador, en María Elena: 100 MW fotovoltaicos más una torre termosolar de 110 MW con 10.600 heliostatos, 17,5 horas de almacenamiento en sales fundidas y más de 700 hectáreas. Fue la primera planta de concentración solar de América Latina y, según Acciona, evita 630.000 toneladas de CO2 al año.

Por qué el norte concentra los proyectos

No es solo terreno barato. Según el atlas solar de la Dirección Meteorológica de Chile, en enero casi todo el territorio entre Arica y Parinacota y Biobío supera los 7 kWh/m² al día, y los máximos rozan los 8 kWh/m² en el interior del Norte Grande y el desierto de Atacama. Por eso Antofagasta y Atacama concentran la mayor parte del parque solar.

La contraparte es que ese parque está lejos de los centros de consumo: la energía del norte compite por líneas que se construyen más lento que los parques, y ese desacople es la raíz del fenómeno que domina la discusión actual.

Cuánta electricidad entrega el sol

Capacidad no es generación. En agosto de 2026 el sistema produjo 7.236,9 GWh, apenas 1,0% más que el mismo mes de 2025, con una composición muy distinta: la hidroelectricidad aportó 39,3% (2.842,2 GWh) gracias a un invierno húmedo asociado a El Niño, la solar 22,6% (1.633,5 GWh), la eólica 16,8% (1.217,0 GWh) y la térmica tradicional cayó de 39,8% a 21,2% (1.531,6 GWh).

La diferencia entre 34,2% de capacidad y 22,6% de generación se explica porque el sol no produce de noche y rinde menos en invierno. En las horas de luz, en cambio, suele ser la primera fuente del sistema.

El problema del mediodía: el vertimiento

Cuando la generación renovable supera lo que el sistema puede consumir, almacenar o transportar, el Coordinador ordena recortar. Esa energía se pierde y se llama vertimiento. En 2025 se botó uno de cada seis MWh solares y eólicos disponibles, y el acumulado de 2026 se mantiene en la misma trayectoria: 3.518 GWh a septiembre contra 3.715 GWh del año anterior, y 4.007 GWh al 18 de octubre, según el análisis de SPEC con datos del Coordinador.

El fenómeno tiene horario y domicilio. El 97% del vertimiento ocurre entre las 8:00 y las 19:00, y en 2025 Antofagasta y Atacama reunieron cuatro de cada cinco GWh recortados. El efecto sobre los precios es directo: en septiembre de 2026 la barra Charrúa registró costo marginal cero en 62% de las horas, la cifra más alta de la serie, y el ingreso spot de la generación solar cayó a 1,9 dólares por MWh.

Baterías: el capítulo que se escribió después

La respuesta del mercado fue almacenar. Al 30 de septiembre de 2026 había 3.123 MW de almacenamiento operativos, 52% de la meta de 6.000 MW que el país se puso para 2030. La Comisión Nacional de Energía proyecta que en 2027 se conecten 12.394 MWh nuevos, con 76 iniciativas ya declaradas en construcción: la capacidad acumulada pasaría de unos 10.000 MWh a más de 20.000 MWh a fines de ese año, según Energía Futura.

El resultado es más matizado de lo que sugiere el titular. Entre enero y agosto de 2026 el sistema sumó cerca de 2.900 GWh de generación solar y eólica, y 70% de ese crecimiento terminó cargando baterías, no reemplazando energía que antes se vertía: el vertimiento bajó solo 4% en el período. En octubre, ya con la primavera, las baterías cargaban unos 19 GWh diarios mientras el sistema botaba del orden de 26 GWh al día. Una batería de cuatro horas resuelve bien un excedente de cuatro horas; con uno más largo, cubre una parte.

Qué viene: tres cuellos de botella

El primero es la transmisión: sin líneas nuevas, el excedente del norte no llega al centro. En 2026 el vertimiento empezó a mudarse: bajó en el norte y subió de Coquimbo al sur, justo donde no hay baterías. El segundo es la duración del almacenamiento, porque la mayoría de los proyectos opera con cuatro horas. El tercero es la demanda flexible: mover consumo hacia el mediodía, desde la minería del cobre hasta la electrificación de la calefacción y el transporte, vale tanto como instalar más paneles.

Para los consumidores, la consecuencia es menos obvia de lo que parece. El costo marginal cercano a cero en horas de sol no se traduce automáticamente en una cuenta más barata: la tarifa regulada también paga transmisión, distribución y mecanismos de estabilización de precios. Lo que sí cambia es la lógica de inversión, porque con precios spot tan bajos al mediodía un proyecto solar sin contrato ni baterías es cada vez más difícil de financiar, y el costo del dinero, que depende de la TPM y del riesgo país, pesa más que el precio del panel.

Preguntas frecuentes

¿Cuánta capacidad solar tiene Chile?

Al cierre de agosto de 2026 el Coordinador Eléctrico Nacional registró 14.099,98 MW solares, equivalentes a 34,2% de la capacidad bruta del sistema. La Comisión Nacional de Energía, que mide capacidad neta en operación, informaba 12.184 MW en mayo de 2026. Ambas cifras confirman el mismo hecho: la solar es la primera fuente de capacidad del país.

¿Cuál fue la primera planta solar conectada a la red?

Tambo Real, de 1,2 MW, en Vicuña, región de Coquimbo. Se conectó al Sistema Interconectado Central en noviembre de 2012 y se inauguró en enero de 2013. Antes existían Calama 3, de 1 MW y para autoconsumo de Codelco, y La Huayca, de 1,4 MW en el sistema del norte.

¿Por qué se bota energía solar si el país necesita electricidad?

Porque la electricidad debe consumirse en el instante en que se produce o almacenarse. Cuando la oferta solar supera la demanda y la capacidad de las baterías y las líneas de transmisión, el operador recorta centrales para mantener la seguridad del sistema. En 2025 se vertió uno de cada seis MWh solares y eólicos disponibles.

¿Cuánta electricidad aporta el sol a la matriz?

En agosto de 2026 la solar generó 1.633,5 GWh, 22,6% del total. Su peso en generación es menor que en capacidad porque no produce de noche y rinde menos en invierno; en las horas de sol suele liderar.

El próximo capítulo de la energía solar en Chile ya no se juega en los paneles, sino en las líneas, las baterías y la capacidad de mover el consumo hacia el mediodía.

Redacción Liven