Chile demuestra que la energía limpia puede ser una estrategia de competitividad, y no solo un compromiso ambiental. En una década, el país pasó de una generación de energía a partir de combustibles fósiles de aproximadamente 63% en 2013 a un sistema en el que las energías renovables proporcionaban alrededor de 70% de electricidad en 2024, con la energía solar y eólica representando aproximadamente un tercio de la generación nacional.
La parte difícil no fue “construir renovables”. La parte difícil fue construir sistemas que escalen —redes, flexibilidad, capacidad de permisos y licencia social— lo suficientemente rápido como para que la energía renovable barata se convierta en energía utilizable, no en energía limitada. La experiencia de Chile lo hace visible: la limitación de la energía solar y eólica alcanzó aproximadamente 6 TWh en 2024, una señal de advertencia de que la infraestructura y la gobernanza pueden quedarse atrás de la inversión privada.
La transición de Chile se llevó a cabo gracias al diseño del mercado y a la capacidad del Estado. Las subastas competitivas y los contratos a largo plazo hicieron bajar los precios —las ofertas alcanzaron los US$1,413/MWh en la subasta de suministro de 2021, con un precio promedio adjudicado de US$2,400/MWh— y la demanda minera sirvió como comprador de referencia a través de acuerdos corporativos de compra de energía (PPA). La reforma de la transmisión y las mejoras institucionales tuvieron como objetivo mantener la confiabilidad del sistema a medida que crecían las energías renovables.
Para los países de ALC, la recompensa es clara: menores costos de energía, mayor competitividad exportadora y una vía creíble hacia la transformación, sin provocar reacciones negativas de las comunidades ni desestabilizar la red. Este blog destaca qué cambió en Chile, por qué cambió, por qué ganaron las renovables y qué hizo el Estado para convertir el capital privado en escala, así como dónde todavía necesita ponerse al día.
Qué cambió: activos, dinero, flujos de poder e instituciones
Capital natural – los recursos solares del desierto de Atacama – se tradujeron en capacidad solar fotovoltaica (FV) instalada. La capacidad pasó de menos de 500 MW en 2014 a más de 13 GW en 2024. La capacidad eólica se expandió de 1 GW a más de 4 GW en el mismo período. El capital socioeconómico se fortaleció a través de la inversión y nuevas carteras de energía industrial. Para 2023, había una cartera de inversiones renovables planificadas que superaba los US$1,5 billones, en su mayoría inversión extranjera directa en energía solar, transmisión y almacenamiento en Atacama. Empresas mineras y energéticas construyó nuevas carteras a largo plazo de activos a escala de servicios públicos de energía fotovoltaica, eólica y de almacenamiento para abordar los riesgos de los precios de los combustibles importados y estabilizar el suministro de energía. Chile se movió cultural e institucionalmente hacia la “energía verde” y se alejó de la “escasez de energía”.”
Los flujos de energía se descarbonizaron, pero también se vieron limitados por la red eléctrica. Chile redujo su dependencia de las importaciones de combustibles fósiles. La generación a partir de combustibles fósiles representó alrededor de 631 TWh en 2013, y las energías renovables alcanzaron unos 701 TWh en 2024. Sin embargo, el éxito en atraer financiamiento para la generación creó congestión: la restricción de las energías renovables alcanzó alrededor de 6 TWh en 2024, debido a que la oferta de bajo costo superó la capacidad de transmisión y la flexibilidad de la red. El financiamiento se orientó hacia precios competitivos y nuevos instrumentos. Chile atrajo financiamiento para energías renovables de bajo costo y pasó de la financiación de proyectos convencionales a los bonos verdes y los préstamos vinculados a la sostenibilidad. El diseño de las subastas y la contratación a largo plazo condujeron a reducciones drásticas de los precios: las ofertas solares cayeron de más de 1,410 dólares por MWh en 2013 a alrededor de 1,310 dólares por MWh en 2021, lo que reforzó la reasignación de capital hacia las energías renovables. Los flujos de conocimiento se aceleraron a través del aprendizaje práctico y las mejoras en las operaciones del sistema: se desarrollaron nuevas capacidades en la gestión de la red, el despacho y la integración del almacenamiento. Para 2025, 1,7 GW de almacenamiento estaban operativos o en fase de prueba, con más de 1 GW operativo a mediados de 2025, desplegado en parte para mitigar los desafíos de la restricción de la generación. Las asociaciones público-privadas (por ejemplo, a través de la Corporación de Fomento de la Producción de Chile, CORFO) ilustran que Chile no solo importaba tecnología, sino que también la adaptaba a las condiciones operativas nacionales y locales.
Las instituciones de mercado se reorganizaron en torno a subastas y PPA corporativos. El sistema de subastas de Chile y la contratación bilateral (especialmente para clientes grandes) se volvieron centrales para dirigir la inversión. Compañías mineras se convirtieron en compradores importantes de energía renovable a través de PPAs corporativos, convirtiendo la demanda industrial en un ‘ancla’ que redujo el riesgo y aceleró la escala. Instituciones técnicas como el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y la Comisión Nacional de Energía (CNE) fortalecieron la planificación y el despacho para modernizar el sistema energético, pero persistieron brechas de coordinación. La Ley de Transición Energética (2024) tuvo la intención de agilizar la adopción de tecnologías de transmisión y formadoras de red, una respuesta institucional a la complejidad del sistema. El orden social cambió con nuevas tensiones distributivas. Si bien las energías renovables mejoraron la calidad del aire en regiones con alta dependencia del carbón y apoyaron la competitividad a través de precios más bajos, los cambios provocaron conflictos por el uso del suelo, corredores de transmisión, consulta y gobernanza del agua, especialmente en el Desierto de Atacama.
Por qué las cosas cambiaron: experimentación → selección de mercado → escalamiento rápido
La transición de Chile comenzó con caminos competitivos hacia la autosuficiencia energética: expansión del carbón, importación de gas natural licuado y energías renovables. Durante la década, el sistema puso a prueba la energía fotovoltaica a gran escala, la energía eólica en tierra y la energía solar concentrada con almacenamiento, como Cerro Dominador, así como proyectos de generación distribuida a pequeña escala (500 kW–9 MW) bajo regímenes de precios estabilizados. También surgieron proyectos híbridos que combinaban energías renovables con sistemas de almacenamiento de energía de baterías de 4 horas para abordar la intermitencia. La innovación política produjo ‘variación institucional.Una reforma clave fue el rediseño de las subastas (a partir de 2014), que permitió a los proveedores de energías renovables pujar por bloques de tiempo específicos, posibilitando que la energía solar compitiera con la generación térmica de 24/7 sobre una base de producto más comparable. La variación espacial importó: la fortaleza del recurso de Atacama atrajo un despliegue masivo, pero también resaltó la importancia de la ubicación, el acceso a la red y la licencia social, lo que llevó a resultados de proyectos desiguales en diferentes regiones.
La selección basada en los costos favoreció claramente a la energía solar y eólica. Las subastas competitivas y las adquisiciones corporativas revelaron que la energía solar era la opción escalable más económica; el carbón y otros activos térmicos perdieron viabilidad cuando los precios de la energía solar bajaron a alrededor de 1,413 dólares por MWh en 2021. La selección ambiental y política aceleró el declive del carbón, incluso a través de acuerdos de eliminación gradual del carbón acompañados de estrategias de transición justa para las comunidades. Para 2024, 11 plantas, o alrededor de 1,2 GW de capacidad de carbón, habían sido retiradas o convertidas, lo que refleja tanto la dirección de la política climática como los cambios económicos. La selección industrial, especialmente por parte de la minería, está reforzando los argumentos a favor de las energías renovables. Las grandes empresas mineras (por ejemplo, Codelco y BHP) optaron por las energías renovables para reducir los costos y satisfacer la emergente demanda de ‘cobre verde’, lo que convirtió la competitividad de las exportaciones en una presión de selección directa.
Difusión tecnológica fue rápida: la energía solar y eólica se extendió desde los corredores de Atacama/norte hacia la zona central de Chile a medida que maduraban las capacidades y las plantillas de financiamiento. La difusión del almacenamiento siguió las presiones que surgieron de la interrupción. También ocurrió una difusión institucional: el ‘modelo chileno’ de subastas ha sido estudiado y adaptado por otros países de ALC (por ejemplo, Colombia) para reducir el riesgo de las carteras de energía renovable. La difusión dependió de la infraestructura habilitante. Los principales proyectos de transmisión, por ejemplo, la línea Kimal-Lo Aguirre de 1500 km, se consideraron bienes públicos y se diseñaron para conectar la energía solar de Atacama con la demanda central. Por lo tanto, la difusión requirió tanto señales del mercado como la expansión de la red.
Lo que hizo el Estado: mercados, redes, riesgo y legitimidad
Chile utilizó planificación y políticas a largo plazo para proporcionar una ‘estrella polar’ para inversionistas y agencias. Energía 2050 es una política estatal diseñada para perdurar más allá de los ciclos políticos, en línea con la dirección establecida por la Ley Marco de Cambio Climático. El rol de coordinación del estado fue esencial porque la transición climática es intersectorial. La política energética interactuó con la competitividad minera, la justicia ambiental y la gobernanza territorial; la capacidad de convocatoria y planificación gubernamental dio forma al ritmo y la credibilidad de la transición. Donde la coordinación rezagó —especialmente entre el crecimiento de la generación y la expansión de la red— los costos del sistema aumentaron debido a la congestión y el descarte de energía, lo que subraya la responsabilidad del estado en la secuenciación de reformas e infraestructuras.
Las subastas tecnológicamente neutrales recompensaron el menor costo y crearon señales de precios transparentes. Las reformas de subastas y el diseño de bloques horarios permitieron que las energías renovables compitieran de manera creíble y proporcionaron un descubrimiento de precios que reorientó la inversión lejos de las opciones fósiles. El acceso a la red y las reglas del sistema evolucionaron para soportar una mayor penetración de renovables variables. Los cambios incluyeron agencias técnicas más fuertes (CEN y CNE), la modernización del sistema energético nacional y reformas para permitir el acceso no discriminatorio a la red y precios estabilizados para desarrolladores más pequeños. Los estándares ambientales y sociales fueron tanto habilitadores como restrictivos. Chile trabajó para agilizar los permisos y desarrollar estándares (por ejemplo, certificación de hidrógeno verde y evaluaciones de impacto ambiental). Pero los impactos locales desiguales (uso del agua, conflictos de tierras y consulta indígena) demuestran que los estándares y la capacidad de aplicación deben escalar con el despliegue.
La reforma del sistema de transmisión constituyó una intervención estatal decisiva. La ley de transmisión de 2016 permitió la integración de la energía solar a larga distancia, y el Estado consideró los grandes proyectos (por ejemplo, la línea de alta tensión de corriente continua US$2B Kimal–Lo Aguirre) como bienes públicos esenciales para la transición. La absorción del riesgo por parte del Estado catalizó las inversiones iniciales y los proyectos pioneros. La financiación combinada y el reparto temprano de riesgos, incluso a través de instrumentos estatales y financiación para el desarrollo, como en el caso del proyecto geotérmico Cerro Pabellón, redujeron las barreras hasta que la financiación privada alcanzó la escala necesaria. Se fomentaron activamente los ecosistemas de innovación. CORFO apoyó la investigación y el desarrollo, así como la financiación en condiciones favorables para instalaciones de hidrógeno verde pioneras e iniciativas público-privadas, desarrollando la capacidad de Chile para implementar y adaptar parcialmente las tecnologías en lugar de limitarse a importarlas.
La conclusión para América Latina y el Caribe: construir sistemas que se puedan escalar
Tres titulares de la década de Chile:
· El diseño de mercado puede desbloquear la escala. Las subastas tecnológicamente neutras y los contratos a largo plazo bancables hicieron que las energías renovables fueran invertibles y propiciaron un descubrimiento de precios espectacular.
· La competitividad ancla las transiciones. La demanda minera y los PPA corporativos ayudaron a convertir el potencial de las energías renovables en inversión real y ventaja industrial.
· El éxito crea nuevos desafíos. Cuando la expansión y la flexibilidad de la red se quedan rezagadas, la abundancia se convierte en desperdicio: recortes solares y eólicos en 2024, demostrando que el cuello de botella de la transición cambia de “construir MW” a “integrar MW”.”
Para los responsables de políticas de ALC, algunas lecciones clave incluyen que las subastas y los contratos bien diseñados pueden recompensar la generación de bajo costo y la capacidad de entrega; invertir temprano en la flexibilidad de la transmisión y la red eléctrica los bienes públicos evitan que la red se convierta en una limitación; y la capacidad de tramitación de permisos y consultas para que los proyectos tengan licencia social al ritmo necesario para su despliegue, la legitimidad es tan crítica como las finanzas.
No se trata solo de construir más renovables, sino de construir sistemas que valoren las renovables fiables y las hagan políticamente duraderas.
