Costo marginal de la electricidad cae a US$3,4 por MWh, su nivel más bajo desde 2002, y el vertimiento llega a 25,5%

El costo marginal de la electricidad en Chile tocó su nivel más bajo en más de dos décadas. En la semana del 12 al 18 de octubre de 2026, el promedio en la barra de Polpaico, en la Región Metropolitana, fue de US$3,4 por megawatt-hora (MWh), el valor semanal más bajo desde junio de 2002, cuando llegó a US$1,7/MWh, según el informe semanal Power Markets Weekly de DNV publicado el 23 de octubre.

La cifra es 62,8% menor que la de la semana anterior y 89,8% menor que la de la misma semana de 2025. La consultora atribuye la caída a la combinación de alta disponibilidad de energía renovable y falta de capacidad de transmisión: hubo tanta electricidad solar y eólica que en buena parte de las horas de sol el sistema no tuvo dónde colocarla.

La otra cara del precio bajo es el vertimiento, la energía que las centrales podrían producir pero que el sistema les ordena recortar. En esa misma semana se perdió el 25,5% de la generación solar y eólica disponible, 6,9 puntos más que la semana previa.

El costo marginal es el costo de producir el último MWh que necesita el sistema en cada hora y en cada punto de la red. El Coordinador Eléctrico Nacional despacha primero las centrales más baratas; cuando el sol y el viento alcanzan para cubrir la demanda, la central marginal es una renovable sin costo de combustible y el precio cae a cero. Así quedó la semana en las seis barras que sigue DNV:

Fuente: DNV, Power Markets Weekly Chile, vol. 13, n.º 14, semana del 12 al 18 de octubre de 2026. Una semana tiene 168 horas: en casi la mitad de ellas (74), la electricidad no costó nada en la mayor parte del país, y en Charrúa fueron 90 horas.

La excepción fue Puerto Montt, con US$83,4/MWh. La línea Lastarria-Ciruelos de 220 kV estuvo congestionada casi toda la semana y separó a esa zona del resto del sistema entre el martes y el viernes. Aislada, su precio lo fijaron alternadamente centrales diésel locales y parques eólicos del sur. La línea Charrúa-Ancoa de 500 kV también se congestionó el lunes y la madrugada del domingo, lo que bajó los precios desde Charrúa al sur.

Cómo se compara con semanas anteriores

El otoño de 2026 tuvo precios mucho más altos. En la semana del 27 de abril al 3 de mayo, el promedio de Polpaico fue de US$45,7/MWh, con alzas sobre US$160/MWh en la noche del lunes, según el informe de DNV de esa semana. La primavera trae más horas de sol, deshielo en las centrales hidroeléctricas y viento, y la demanda todavía no sube por el aire acondicionado del verano:

Los valores de octubre de 2025 y de la semana del 5 al 11 de octubre son cálculos de Energía Futura a partir de las variaciones porcentuales que informa DNV (-89,8% anual y -62,8% semanal); el informe no publica esos montos absolutos.

El precio bajo y el vertimiento son dos caras del mismo fenómeno. Cuando las líneas de transmisión se llenan, las centrales que quedan del lado congestionado deben recortar su producción. En la semana analizada, el recorte fue mucho mayor en la energía solar, que se concentra en el norte y en las mismas horas:

Fuente: DNV, Power Markets Weekly Chile, semana del 12 al 18 de octubre de 2026. Los 231,5 GWh perdidos en siete días equivalen, como referencia, al consumo de un mes de más de 1,1 millones de hogares que gasten 200 kWh mensuales, un cálculo de Energía Futura.

Las baterías ayudaron, pero no alcanzaron. Los sistemas BESS inyectaron 118,8 GWh en la semana, 11,2 GWh menos que la anterior, y en su peak, a las 21:00 del domingo, cubrieron el 26,3% de la generación del país. La demanda máxima fue de 10,9 GW, el viernes a las 10:00, y en esa hora la energía solar y eólica aportaron el 57%.

Para las centrales solares que venden en el mercado spot, el resultado fue duro: su precio de captura, el precio promedio que recibe cada MWh que efectivamente inyectan, fue de US$0,1/MWh en las cinco barras entre Crucero y Charrúa. Las baterías que cargaron a mediodía y descargaron de noche capturaron entre US$5 y US$10,6/MWh en la descarga, según DNV.

La semana fue extrema, pero el acumulado del año muestra una mejora. Según el boletín estadístico de septiembre de ACERA, la asociación de energías renovables y almacenamiento, entre enero y septiembre de 2026 se recortaron 3.546 GWh de energía solar y eólica, un 4,6% menos que en el mismo período de 2025. El gremio toma el dato del resumen ejecutivo de operación del Coordinador al 30 de septiembre.

Hasta julio, el vertimiento acumulado iba 1,6% arriba del de 2025; agosto y septiembre revirtieron la tendencia, según la nota de ACERA recogida por Electrominería. Las cifras de 2025 dependen de la fuente: ACERA calcula 6.084 GWh, y un estudio de Deloitte habló de 6.205 GWh, como explicamos en la nota sobre transmisión y vertimiento.

Fuente: ACERA, boletín de estadísticas de septiembre de 2026, actualizado el 1 de octubre. Del almacenamiento en construcción, el 76% está asociado a plantas solares y el 24% son baterías independientes (stand-alone). ACERA aclara que los datos no permiten atribuir la baja del vertimiento solo a las baterías.

Las baterías ya pesan en la generación: en septiembre aportaron el 7,9% de la energía del sistema, como detallamos en la nota sobre el aporte de las baterías. La línea de corriente continua Kimal-Lo Aguirre, que unirá Antofagasta con la Región Metropolitana, es la otra apuesta para sacar la energía del norte.

Para los hogares, la caída del costo marginal no se traduce en una baja inmediata de la cuenta. Los clientes regulados (casas y pequeños comercios) pagan la energía a precios fijados en contratos de largo plazo que las distribuidoras firmaron en las licitaciones de suministro, más los cargos de transmisión y distribución. El costo marginal es el precio del mercado de corto plazo, donde las generadoras se compran y venden energía entre sí.

Quienes sí lo sienten son los clientes libres con contratos indexados al costo marginal y las generadoras: las que tienen contratos y deben comprar energía en el spot para cumplirlos ganan con precios bajos, y las que venden su producción sin contrato pierden. Para las cuentas reguladas, lo que viene es una baja promedio de 4,3% desde enero de 2027, según las cifras preliminares de la CNE que revisamos en la nota sobre las cuentas de la luz en 2027.

Los precios a cero también son una señal para invertir: muestran que el sistema necesita más transmisión y almacenamiento para mover la energía barata hacia las horas y los lugares donde hace falta. Con el verano, la demanda sube por el aire acondicionado y el deshielo se reduce, por lo que el costo marginal suele subir en los meses siguientes.

¿Qué es el costo marginal de la electricidad?

Es el costo de producir el último MWh que necesita el sistema en una hora y en un punto de la red. Lo determina la central más cara que está operando. Cuando la demanda se cubre solo con energía solar o eólica, el costo marginal cae a cero.

¿Cuánto fue el costo marginal en Polpaico en octubre de 2026?

En la semana del 12 al 18 de octubre, el promedio fue de US$3,4/MWh, el más bajo desde junio de 2002, según DNV.

¿Por qué hay tanta energía renovable vertida?

Porque las líneas de transmisión no alcanzan a llevar toda la energía solar y eólica del norte y del sur hacia el centro en las horas de mayor producción. En esa semana se perdió el 25,5% de la generación solar y eólica disponible.

¿Baja la cuenta de la luz cuando el costo marginal es cero?

No de forma directa. Los clientes regulados pagan precios de contratos de largo plazo. El efecto llega a los clientes libres y a las generadoras.