El SEN superó los 40.700 MW de capacidad instalada, con una generación de 7.536,7 GWh en junio y el ingreso comercial de nuevos sistemas de almacenamiento.
El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) publicó su informe mensual de la operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con datos al cierre de junio de 2026, revelando que la capacidad instalada bruta en el país alcanzó un máximo histórico de 40.748,6 MW. La cifra incluye un volumen de 3.176,9 MW en proyectos en periodo de puesta en servicio (PES), donde los sistemas de almacenamiento de energía mediante baterías (BESS) se consolidaron como la principal tecnología en fase de pruebas, abarcando el 48,9% de la potencia en ensayos a nivel nacional.
Desglose de la matriz eléctrica y proyectos en periodo de pruebas
Al cierre del primer semestre de 2026, la matriz energética de Chile se compone de un 33,3% de tecnología solar (13.556,4 MW), un 31,0% de generación térmica (12.632,3 MW), un 18,5% de generación hídrica (7.554,6 MW) y un 17,0% de energía eólica (6.910,4 MW), complementada por un 0,2% geotérmico (94,9 MW). En el segmento térmico, el gas natural lidera con 5.384,5 MW (13,2%), seguido por el carbón con 3.138,2 MW (7,7%) y el diésel con 3.086,6 MW (7,6%).
En cuanto a los proyectos que se encuentran ejecutando pruebas de energización e inyección antes de su entrega oficial a la operación comercial, la tecnología BESS suma 14 proyectos en pruebas que concentran el 48,9% de la capacidad en ensayo. Destacan iniciativas de gran escala como BESS Elena (485 MW) de Solar Elena SpA en la Región de Antofagasta, BESS Arenales (300 MW) de Punta del Sol SpA, BESS Libélula (199,2 MW) de ENGIE Energía Chile S.A. en la Región Metropolitana, BESS Estepa Solar (188 MW) en Antofagasta, BESS Tamarico (90 MW) en Atacama y BESS Sol de Los Andes (89,71 MW).
Asimismo, ingresaron a la operación comercial definitiva (EO) durante junio nuevos sistemas de baterías, encabezados por Arena BESS (220 MW) en Antofagasta, Punta de Talca BESS (60 MW) en Coquimbo y BESS Arica II (30 MW) operado por ENGIE en la Región de Arica y Parinacota.
Generación de energía y demanda industrial en junio
Durante junio de 2026, la generación total de electricidad en el SEN alcanzó los 7.536,7 GWh, registrando un crecimiento de 4,3% en comparación con los 7.226,5 GWh producidos en igual mes de 2025. El pico máximo de demanda horaria se registró el miércoles 10 de junio a las 13:00 horas, alcanzando los 14.157,5 MWh/h (+17,2% interanual).
Por tipo de tecnología, las centrales térmicas aportaron el 47,1% de la electricidad mensual (3.551,7 GWh, lideradas por un 23,3% a carbón y 19,1% a gas natural). La generación solar representó el 18,8% (1.419,1 GWh), la hídrica se ubicó en 18,5% (1.392,0 GWh, acusando el impacto de un año hidrológico con un 96% de probabilidad de excedencia o tipo seco) y la eólica aportó el 15,4% (1.159,5 GWh). En total, las Energías Renovables No Convencionales (ERNC bajo Ley N° 20.257) generaron 2.926,9 GWh, equivalentes al 38,8% del total.
En materia de ventas de energía, la demanda total acumulada en el mes sumó 7.055,3 GWh (+4,0% respecto a junio de 2025). Las ventas hacia Clientes Libres —asociadas principalmente a faenas de la gran minería e industria pesada— alcanzaron los 4.153,6 GWh (+4,0%), mientras que las ventas a Clientes Regulados sumaron 2.901,7 GWh (+4,0%).
Evolución de los costos marginales en el Sistema Eléctrico Nacional
Los costos marginales reales promedio reflejaron discrepancias geográficas derivadas de la congestión en las redes de transmisión y las condiciones hídricas del periodo seco. En las nudos del norte del país, los costos marginales aumentaron respecto a junio de 2025: en la barra Crucero promediaron US$ 82,9 por MWh (+37,0%) y en Pan de Azúcar alcanzaron US$ 85,5 por MWh (+39,9%).
Por el contrario, en la zona central los costos marginales anotaron caídas interanuales: en Quillota promediaron US$ 93,9 por MWh (-12,6%), en Alto Jahuel se ubicaron en US$ 94,6 por MWh (-12,5%) y en Charrúa marcaron US$ 93,9 por MWh (-12,4%). En el extremo sur, la barra Puerto Montt registró un aumento de 11,1%, promediando US$ 115,5 por MWh.
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