Según La Tercera, un estudio de octubre de la consultora Deloitte concluye que la infraestructura de transmisión eléctrica de Chile no soporta la cantidad de energía disponible en el sistema. El principal cuello de botella, dice el informe, está en las subestaciones.
El diagnóstico parte de un dato simple: la oferta de energía creció más rápido que la demanda. El informe afirma que «la constante expansión de la capacidad instalada del sistema ha generado que tanto las líneas de transmisión como las subestaciones no den abasto». Por eso, una parte relevante de la generación no llega a los centros de consumo.
Piensa en una carretera con muchos camiones cargados y un peaje con pocas casetas. Las subestaciones, que son los nodos donde la electricidad se transforma y se reparte, funcionan como esas casetas. Según Deloitte, «no cuentan con la capacidad suficiente para evacuar toda la energía inyectada».
El efecto se nota en los precios. En el norte, donde se concentran las plantas solares, el precio spot (el valor de la energía en el mercado de corto plazo) es prácticamente cero en horas de sol. La congestión crea diferencias de precio entre zonas y reduce la competencia en ese mercado.
La energía que no se puede transportar se pierde, lo que se conoce como vertimiento. De acuerdo con el informe, en 2025 Chile vertió 6.205 GWh. El 71% vino de plantas solares y el 26% de parques eólicos. La nota de La Tercera no detalla cuánto subió esa cifra respecto de años anteriores.
La salida que destaca el estudio son las baterías, que se cargan de día con energía barata y la entregan de noche. Entre las 18:00 y las 22:00, cuando la demanda sube, también sube el precio, tanto en el spot como en los PPA (acuerdos de compraventa de energía de largo plazo).
El costo de esa tecnología se desplomó. En 2016, almacenar energía costaba US$ 400 por kWh. En 2025 llegó a mínimos de US$ 70 por kWh, un 45% menos que en 2024. Según Deloitte, la capacidad de almacenamiento de Chile alcanzó un 76% en 2025, el primer lugar mundial, por delante de Australia (53%), Estados Unidos (20%) y China (18%).
Nicolás Ramos, gerente de finanzas corporativas y M&A (fusiones y adquisiciones) de Deloitte, explicó que los BESS, sistemas de almacenamiento con baterías, sumaban a julio de 2026 1.697 MW de los 3.314 MW de proyectos que entraron en operación durante el año. A su juicio, la discusión ya pasó de si Chile necesita almacenamiento a qué proyectos tienen sentido.
Ramos advirtió que los incentivos actuales, como la alta penetración solar y las diferencias de precio entre día y noche, «pueden ir diluyéndose en el mediano plazo». Eso dependerá de qué centrales se sumen al sistema y de cómo avance la transmisión.
Con datos del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), el organismo que opera el sistema, el estudio contabiliza a julio de 2026 61 proyectos en puesta en servicio, es decir, en pruebas, por 2.357 MW. Otros siete, por 957 MW, ya tienen autorización para operar. Las baterías representan el 51% de ese total y los proyectos solares, el 27%.
Deloitte también elaboró un ranking de los diez mayores financistas del sector entre 2020 y 2025, que prestaron US$ 16.516 millones. Lidera el japonés Sumitomo Mitsui Banking Corporation con US$ 3.031 millones, seguido de BNP Paribas, de Francia, con US$ 2.447 millones. Scotiabank figura séptimo con US$ 1.232 millones e Itaú Chile, octavo con US$ 1.002 millones.
La composición por país del ranking aparece con cifras distintas en la misma nota. En un pasaje menciona un grupo japonés, tres franceses y uno noruego. En otro habla de cuatro entidades francesas, dos japonesas y una chilena, una canadiense, una alemana y una noruega.
