Generación eléctrica de septiembre: 83,6% renovable, la térmica cae a la mitad y el agua vuelve a liderar

En septiembre de 2026, el 83,6% de la electricidad que generó el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) salió de fuentes renovables: agua, sol, viento y geotermia. La generación con carbón, gas y diésel cayó a 16,4%, la mitad de su peso de un año antes, según el reporte mensual del Coordinador Eléctrico Nacional publicado el 27 de octubre y resumido por REDIMIN el 30 de octubre.

El cambio lo explica el agua. La hidroelectricidad pasó de 1.733 GWh en septiembre de 2025 a 2.668,1 GWh en septiembre de 2026, un alza de 54%, y volvió a ser la primera fuente del país con 39,3% de la generación. La generación total apenas se movió: 6.788,9 GWh, un 0,4% más que un año antes.

Con más agua y más sol, las centrales térmicas, que son las más caras de operar, quedaron fuera de servicio buena parte del mes. Su producción cayó de 2.254,8 GWh a 1.115 GWh, una baja de 50,5%, y los costos marginales de la energía bajaron entre 35% y 67% en casi todo el país.

La tabla resume cuánto aportó cada tecnología en septiembre, con la comparación frente al mismo mes de 2025 cuando el reporte la entrega.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional, reporte mensual de septiembre de 2026, vía REDIMIN. La participación solar de septiembre de 2025 fue de 26,1%. Dentro de la térmica, el carbón generó 557,9 GWh (8,2%) y el gas natural 325,3 GWh (4,8%); el resto corresponde a cogeneración, biomasa, biogás y diésel.

Dentro de la hidroelectricidad, las centrales de embalse produjeron 1.758,7 GWh (25,9%) y las de pasada, que usan el caudal del río sin grandes represas, 909,5 GWh (13,4%). La solar y la eólica sumaron 2.986,1 GWh, el 44% del total.

La caída de la térmica es la más fuerte en lo que va del año, pero el propio reporte advierte que las centrales no se han retirado: siguen disponibles y vuelven a operar cuando baja el agua, cuando el viento no sopla o cuando el sistema las necesita por seguridad, por ejemplo para controlar la tensión en zonas alejadas de los grandes nodos.

Un solo mes tampoco define el año hidrológico. El Coordinador había clasificado el periodo de abril de 2025 a marzo de 2026 como un año seco, con una probabilidad de excedencia de 61,8%. El salto de septiembre responde a un invierno con más lluvias y nieve en el centro del país, que se nota en los embalses y en los ríos.

En capacidad instalada, el sistema llegó a 41.314,9 MW a fines de septiembre, incluidos 1.625 MW en pruebas. La solar es la tecnología con más potencia, 14.081,15 MW (34,1%), seguida por la térmica (30,6%), la hidráulica (18,2%) y la eólica (16,9%). Es decir, el sol lidera en potencia, pero en septiembre el agua generó más energía.

La Comisión Nacional de Energía (CNE), con su propia metodología, informó en su último reporte sectorial que las energías renovables no convencionales (ERNC, que excluyen las grandes hidroeléctricas) llegaron a 20.579 MW, el 53% de la capacidad instalada, con 12.754 MW solares y 6.314 MW eólicos, según Electrominería. Las ERNC inyectaron 3.431 GWh en septiembre, la mitad de la generación del mes. Las cifras del Coordinador y de la CNE no coinciden porque usan bases distintas para contar las centrales.

El costo marginal es el precio al que se valoriza la energía en cada nodo del sistema en cada hora, y lo fija la central más cara que está operando. Cuando sobra agua y sol, las térmicas salen y el costo baja. En septiembre, cayó en todos los nodos principales del norte y el centro, con una excepción en el sur.

Fuente: Coordinador Eléctrico Nacional, vía REDIMIN. Las variaciones son las que informa el reporte; con los valores redondeados, algunos porcentajes difieren levemente. REDIMIN no publica el costo de septiembre de 2025 en Crucero y Pan de Azúcar.

Puerto Montt es la excepción: su costo subió 31,7%, a US$46 por MWh. Es la misma limitación de transmisión que explica por qué, según la ministra de Energía, las cuentas de luz de Los Ríos y Los Lagos no bajarían en 2027: las líneas hacia el sur no tienen capacidad para llevar la energía barata del norte. Los precios bajos de octubre en el nodo Polpaico, que analizamos en la nota sobre el costo marginal más bajo desde 2002, confirman la tendencia.

Un costo marginal más bajo no se traduce directo en una cuenta de luz más barata. Los hogares pagan precios fijados en contratos de largo plazo y en las tarifas reguladas, que se ajustan por decreto cada seis meses. Donde sí pesa es en los generadores que venden en el mercado de corto plazo y en los clientes libres con contratos indexados.

Lo que viene para la hidroelectricidad depende de la nieve acumulada en la cordillera, que se derrite entre primavera y verano y alimenta ríos y embalses. Las noticias son buenas para el centro y el norte chico. Según el boletín hidrometeorológico de la Dirección General de Aguas (DGA) con datos al 26 de octubre, citado por Reporte Minero, la altura de nieve tiene un superávit de 55% frente al promedio 1991-2020, y el agua equivalente en nieve, un superávit de 58%.

Fuente: DGA, boletín hidrometeorológico con datos al 26 de octubre de 2026, vía Reporte Minero. El agua equivalente en nieve promedio llegó a 618 mm.

Hay un matiz importante para el sistema eléctrico: las grandes centrales de embalse están en las cuencas del Maule y del Biobío, como Colbún, Pehuenche, Ralco y Pangue, y ahí las estaciones muestran déficit: -55% en Lo Aguirre y -75% en Alto Mallines. El superávit más grande está en Coquimbo y Valparaíso, donde hay menos potencia hidroeléctrica instalada. Para entender cuánto cambió el panorama después de la megasequía, sirve revisar la crisis hídrica de Chile en cifras.

Con más renovables también crece la energía que no se puede aprovechar. Según la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), el vertimiento solar y eólico, la energía que se pierde porque la red no la puede recibir, sumó 3.546 GWh entre enero y septiembre de 2026, un 4,6% menos que en el mismo periodo de 2025, pero todavía un volumen grande.

Las baterías son la respuesta que más avanza: Chile tenía a septiembre 3.125 MW de sistemas de almacenamiento en operación, con 13.555 MWh de capacidad, y otros 5.130 MW (22.123 MWh) en construcción, según ACERA. Esas baterías guardan la energía solar del mediodía para la noche, cuando antes la entregaban las térmicas. Su peso creciente lo analizamos en la nota sobre el aporte de las baterías a la electricidad de Chile.

¿Cuánta electricidad renovable generó Chile en septiembre de 2026?

El 83,6% del total, según el Coordinador Eléctrico Nacional: hidroeléctrica (39,3%), solar (28,4%), eólica (15,6%) y una fracción menor de geotermia. La térmica aportó el 16,4%.

¿Por qué cayó tanto la generación térmica?

Porque hubo mucha más agua: la hidroelectricidad subió 54% frente a septiembre de 2025. Como la demanda casi no cambió, la energía hidráulica y solar desplazó a las centrales a carbón y gas, que son más caras de operar.

¿Bajará la cuenta de la luz por estos costos marginales?

No en forma directa. Las tarifas de los hogares dependen de contratos de largo plazo y de decretos tarifarios. Los costos marginales afectan sobre todo a generadoras y grandes clientes con contratos indexados.

¿Qué dice la nieve sobre el verano?

La DGA informa un superávit nacional de 58% en agua equivalente en nieve al 26 de octubre, concentrado en Coquimbo y Valparaíso. En el Maule y el Biobío, donde están los grandes embalses, varias estaciones muestran déficit.