El crecimiento de la demanda eléctrica y las dificultades para conseguir nuevos contratos PPA se instalaron entre las principales preocupaciones de los candidatos al Consejo Directivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), que renovará siete puestos el próximo 30 de octubre.
El debate ocurre en un escenario de abundante oferta de generación y una expansión moderada del consumo regulado. Según el Informe Final de Licitaciones 2026, publicado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) el 1 de octubre, este último alcanzaría 31.397 GWh durante el presente año y crecería a una tasa promedio del 1,2% anual en el próximo quinquenio.
El organismo también determinó que no se requieren convocatorias adicionales de corto plazo entre 2026 y 2028, debido a los excedentes contratados, aunque mantiene en marcha el proceso 2026/01 para cubrir necesidades posteriores. A partir de 2031, las proyecciones vuelven a identificar requerimientos de contratación, con déficits significativos de energía contratada desde 2032.
Este escenario plantea interrogantes sobre las oportunidades comerciales de una cartera renovable que necesita asegurar ingresos de largo plazo para concretar sus inversiones.
Para Carlos Cabrera, cofundador de Sphera Energy, el desafío ya no consiste únicamente en contar con proyectos técnicamente viables, sino en encontrar compradores y financiamiento.
“Hoy en el mercado no basta solamente tener un buen desarrollo y de calidad, sino que prácticamente tiene que ir acompañado con un PPA”, sostuvo durante el encuentro.
El ejecutivo vinculó esta dificultad con la cantidad de iniciativas que compiten por capacidad de conexión y oportunidades de contratación. En ese sentido, valoró las modificaciones a las reglas de acceso abierto, que buscan exigir un mayor grado de avance en la tramitación ambiental para determinados procedimientos.
Sin embargo, advirtió que mejorar la calidad de los desarrollos no garantiza que exista mercado para todos.
“Estimo, lamentablemente, que va a haber una gran mortandad de proyectos”, anticipó.
Data centers: una oportunidad que podría perderse
Ante este escenario, Alan Álvarez, gerente de Regulación de AES, propuso convertir la atracción de centros de datos en una prioridad para la industria renovable chilena.
“Yo creo que el data center tiene un potencial tanto más grande que el hidrógeno verde. Creo que eso hay que entenderlo”, afirmó.
El ejecutivo apuntó especialmente a las instalaciones destinadas a inteligencia artificial, algunas de las cuales pueden requerir potencias de 500 MW o superiores, generando oportunidades para empresas de generación, almacenamiento, transmisión y respaldo.
Esta perspectiva se relaciona con las proyecciones del Coordinador Eléctrico Nacional, que en abril anticipó una demanda del Sistema Eléctrico Nacional superior a 100 TWh anuales hacia 2030, impulsada por minería, desalación, industria y centros de datos, entre otros segmentos.
Se trata, no obstante, de un escenario distinto al del consumo regulado que analiza la CNE: el primero considera al sistema eléctrico en su conjunto, mientras que el segundo se concentra en los clientes abastecidos bajo ese régimen.
Álvarez consideró que la principal dificultad para capturar las oportunidades del sector digital está en la velocidad de respuesta del país, particularmente en los procedimientos de conexión y permisos.
“El país que no aprovecha y no se pone las pilas con esos timing va a perder la oportunidad de participar de esta nueva demanda”, alertó.
Según explicó, Chile tendría una ventana de aproximadamente tres a cinco años para posicionarse frente a estas inversiones, por lo que propuso fortalecer la colaboración entre ACERA, las autoridades y las organizaciones vinculadas a los centros de datos.
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El planteamiento busca acelerar la llegada de grandes consumidores en un mercado donde otras formas de electrificación, como la sustitución de combustibles fósiles en procesos industriales, pueden requerir plazos considerablemente mayores.
La electrificación también necesita nuevas reglas
La posibilidad de aumentar el consumo atravesó otras intervenciones, aunque con propuestas diferentes respecto de cómo conseguirlo.
Óscar Álamos, jefe de Asuntos Regulatorios de ISA Energía, planteó revisar los contratos de licitación para clientes regulados, un instrumento que históricamente ha contribuido a movilizar inversiones en generación.
“Tenemos que empezar a mirar la demanda”, sostuvo durante su exposición, en la que también destacó la necesidad de trasladar a los consumidores los beneficios económicos de la transición energética.
En este punto, la agenda regulatoria ya contempla mecanismos de contratación a futuro. La Licitación de Suministro 2026/01, actualmente en marcha, considera dos bloques de 1.575 y 1.260 GWh anuales, con contratos de 15 años y entregas desde 2029 y 2030, respectivamente.
El proceso incorpora segmentación horaria y geográfica, además de mecanismos destinados a gestionar riesgos de suministro y facilitar la participación de activos nuevos o existentes, incluidos sistemas de almacenamiento.
Las ofertas están previstas para diciembre de 2026 y su adjudicación para enero de 2027. De esta manera, aunque la CNE no prevé convocatorias adicionales para cubrir necesidades inmediatas, siguen existiendo oportunidades de contratación de largo plazo.
Desde otro ángulo, Rodrigo Güell, gerente de Nuevos Negocios y Regulación de Celeo, señaló que también resulta necesario modificar las señales que reciben los consumidores.
“¿Cómo es posible que nos dé lo mismo consumir energía a mediodía o en la noche?”, cuestionó durante su intervención.
Por ello, propuso avanzar en medición inteligente y mecanismos que permitan gestionar mejor el consumo, junto con mejorar el aprovechamiento de la infraestructura de transmisión.
Esta discusión adquiere especial relevancia en momentos en que Chile prepara una reforma de redes eléctricas, cuya implementación podría abrir espacio para nuevas herramientas de digitalización y gestión de la demanda.
Teresita Vial, socia de DV+ Abogados, también apuntó a los obstáculos que enfrentan los potenciales consumidores para electrificar sus actividades. Entre ellos mencionó los costos sistémicos asociados a la operación y la necesidad de fortalecer las redes de distribución.
Su planteamiento amplía el problema de la demanda: no alcanza con promover el reemplazo de combustibles si las condiciones de conexión y suministro no resultan convenientes para los clientes.
Una agenda que trasciende la elección
La necesidad de ampliar el mercado eléctrico también apareció en las intervenciones de Julio Lira, socio de B-Ambiental, quien propuso fortalecer la coordinación del gremio con organizaciones vinculadas a centros de datos, hidrógeno verde y transporte electrificado.
“Hay que adelantarse a los desafíos regulatorios”, sostuvo, al considerar que las experiencias acumuladas durante la expansión renovable pueden contribuir a evitar problemas similares en el desarrollo de nuevos consumos.
Por su parte, Alfredo Solar, regional manager de Atlas Renewable Energy, distinguió dos dimensiones que deberían contemplarse en las prioridades sectoriales: el crecimiento mediante nuevos contratos e inversiones y la operación eficiente de los activos existentes.
Su planteamiento apunta a preservar condiciones regulatorias que permitan desarrollar proyectos, financiarlos y obtener retornos sobre el capital comprometido.
Con diez candidatos para siete puestos, la renovación del Consejo Directivo de ACERA pondrá a prueba la capacidad del gremio para convertir estas propuestas en prioridades concretas. La discusión dejó una coincidencia entre representantes de distintos segmentos: el futuro de las inversiones renovables dependerá no solo de cuánto pueda generar Chile, sino también de su capacidad para encontrar nuevos consumidores.
Por Energía Estratégica
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