El último reporte de Acera confirma que el Sistema Eléctrico Nacional ya es capaz de operar, en ciertos momentos, con una penetración extraordinariamente alta de energías renovables. El 14 de marzo a las 16:00 horas, la participación ERNC alcanzó un 85,8%, con un predominio significativo sobre la energía solar. Sin embargo, el mismo informe revela que a marzo de 2026 ya se han recortado 1.877 GWh de energía renovable, un 18% más que el año anterior.

En conversación con Hub Sustentabilidad, la directora ejecutiva de Acera, Ana Lía Rojas, cuenta que ambas cifras describen con precisión el momento que vive la transición energética en Chile, donde el desafío dejó de ser instalar capacidad renovable y pasó a ser integrarla correctamente al sistema. Los datos del estudio de marzo muestran que la participación ERNC acumulada del año ya alcanza 46,3% de la matriz eléctrica, con un crecimiento de 14,1% respecto a marzo de 2025.

“El 14 de marzo a las 16:00 horas, la participación ERNC llegó a 85,8%, y dentro de ese peak, la energía solar explicó 79,1% de la generación, mientras que la eólica aportó un 15,2%. Eso confirma que Chile ya no está en una etapa de prueba de concepto, sino en una etapa de operación real de un sistema con alta participación de recursos renovables”, explica Rojas.

El problema, advierte, es que esos máximos horarios aún no se transforman en una condición habitual. “La brecha está en que todavía no transformamos esos máximos horarios en una condición estructural y recurrente del sistema. Hoy persisten restricciones de transmisión, vertimientos y necesidades de mayor flexibilidad para gestionar rampas renovables, especialmente solares, sin comprometer la seguridad de operación”.

Esa tensión entre descarbonización y seguridad técnica del sistema se puede ver incluso en decisiones más recientes. “Por razones de seguridad del sistema, se debió postergar el retiro de centrales a carbón hasta mayo de 2027, (…) lo que evidencia que aún no están plenamente reemplazadas todas las capacidades técnicas que aportan las unidades síncronas”, señala Rojas.

Tres urgencias a abordar

El reporte evidencia también el aumento de los vertimientos. A marzo de 2026, la energía ERNC recortada llega a 1.877 GWh, pese a que la generación renovable sigue creciendo, y esto, para Rojas, no es una paradoja, sino que una señal que muestra dónde está el verdadero estancamiento. “No es una contradicción; es la señal más clara de que el cuello de botella de la transición energética dejó de estar en la incorporación de capacidad renovable y pasó a estar en su integración sistémica. Seguimos agregando oferta limpia, pero el sistema no está logrando absorberla, transportarla o desplazarla en el tiempo con la velocidad requerida”.

Aquí aparecen tres urgencias que el reporte deja en evidencia: acelerar las obras de transmisión, habilitar almacenamiento a gran escala y, quizás el punto menos discutido, reactivar el crecimiento de la demanda eléctrica, que hoy está prácticamente estancado. “Hoy el consumo está prácticamente en 0% de crecimiento. Sin un proceso decidido de electrificación en sectores como minería, transporte, industria y nuevos consumos como data centers, la brecha entre oferta renovable y demanda seguirá ampliándose, y los vertimientos continuarán aumentando”.

En esta línea, para Rojas, el almacenamiento se vuelve directamente infraestructura urgente en su estabilidad. El informe muestra que ya existen 6.385 MW / 29.018 MWh de almacenamiento en construcción, con una autonomía promedio de 4,5 horas, y que el 81% corresponde a hibridación con proyectos solares. “El dato es muy elocuente. El almacenamiento dejó de ser una tecnología complementaria y pasó a ser infraestructura crítica para la operación del sistema. Lo que falta ahora es que la regulación acompañe este cambio y reconozca y remunere adecuadamente el valor sistémico del almacenamiento”.

Ese valor, explica, no solo está en mover energía entre horas, sino en atributos técnicos claves como la suficiencia, control de frecuencia, soporte de tensión, black start (o arranque autógeno) y funcionalidades de grid-forming como inercia sintética.

Mirar hacia fuera

Finalmente, para Rojas, mirar experiencias internacionales ha sido clave porque varios sistemas eléctricos ya están enfrentando el mismo desafío que tiene Chile sobre cómo operar con altísima penetración de energías renovables sin comprometer la seguridad y estabilidad de la red. Destaca tres ejemplos concretos.

En Australia, explica, el foco ha estado en abordar esta transición desde una lógica de ingeniería de sistema. El operador Australian Energy Market Operator (AEMO) ha reportado participaciones renovables instantáneas superiores al 78% en el National Electricity Market (NEM) y ha priorizado el desarrollo de baterías con capacidades grid-forming, nuevos esquemas para gestionar escenarios de mínima demanda y la creación de servicios específicos de seguridad para sistemas dominados por electrónica de potencia.

En España y California, en tanto, destaca el integrar el almacenamiento como parte estructural de la operación. Según cuenta, la empresa Red Eléctrica de España logró adaptar sus sistemas de información y operación para distinguir entre energía generada y almacenada, con un rol histórico del bombeo hidráulico y una incorporación creciente de baterías. En California, por su parte, el California Independent System Operator combina una altísima penetración solar con un despliegue acelerado de almacenamiento y un seguimiento muy transparente del comportamiento del sistema. En ambos ejemplos, Rojas rescata que, superado cierto umbral renovable, el debate deja de centrarse en cuánta capacidad se instala y pasa a enfocarse en cómo se gestionan la flexibilidad, “desde un diseño sistémico: redes, almacenamiento, servicios de seguridad, demanda flexible y reglas de mercado alineadas con esa nueva realidad”.