Costos marginales bajo US$5 ya cubren el 75% de las madrugadas y las baterías, más del 80% de la punta nocturna

Los costos marginales casi nulos ya no son solo cosa del mediodía. En octubre de 2026, el 74,7% de las horas de madrugada al norte de la barra Charrúa, en el Biobío, tuvo un costo marginal inferior a US$5 por megawatt-hora (MWh). Un año antes, en octubre de 2025, esa proporción era de apenas 2,8%. Al sur de Charrúa, el indicador saltó de 26,9% a 88,8%, según el último balance operativo de Aclai Consultores, publicado el 5 de noviembre por Electrominería.

La consultora lo describe como uno de los cambios más relevantes del perfil horario de precios del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). En paralelo, un análisis de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera) y SPEC Energy Consulting concluyó que los sistemas de almacenamiento en baterías ya aportan más del 80% de la energía del bloque de punta nocturna, el tramo que antes cubrían turbinas a gas y motores diésel, con descargas promedio de casi 1.700 MW a las 21:00 horas.

El costo marginal es el precio al que se transa la energía entre generadoras en cada hora y en cada barra del sistema: corresponde al costo de producir el último MWh que se necesita para abastecer la demanda. Cuando sobra energía solar o eólica, que no paga combustible, ese valor se acerca a cero. Por eso los precios bajos eran, hasta hace poco, un fenómeno de las horas de sol.

Lo que muestra el balance de Aclai es que los costos marginales bajos se trasladaron también a la madrugada. Entre octubre de 2025 y octubre de 2026, la proporción de horas de madrugada con costo marginal inferior a US$5/MWh se multiplicó por 26,7 al norte de Charrúa y por 3,3 al sur. “El fenómeno se extendió tanto al norte como al sur de Charrúa”, señala el informe, que pide monitorear su impacto en generadores y sistemas de almacenamiento.

Fuente: Aclai Consultores, balance operativo de octubre de 2026, vía Electrominería. El indicador mide la proporción de horas del bloque de madrugada con costo marginal menor a US$5/MWh. La barra Charrúa, cerca de Cabrero, es uno de los nudos que dividen el sistema: al norte quedan las grandes plantas solares y la mayor parte de las baterías; al sur, la hidroelectricidad de pasada y buena parte de la energía eólica.

Claudio Espinoza, socio fundador de Aclai, advierte que todavía hay que determinar si el cambio es persistente en el perfil horario de precios o si responde principalmente a las condiciones de oferta de esta primavera. La duda es razonable: octubre de 2026 combinó deshielo abundante, alta radiación y viento, en un mes de demanda moderada. Ya en la semana del 12 al 18 de octubre, el costo marginal cayó a US$3,4 por MWh en Polpaico, su nivel más bajo desde 2002, según DNV.

La otra pieza del cambio está en la punta nocturna, entre la puesta de sol y la medianoche, cuando la demanda sigue alta y la generación solar ya desapareció. Según el estudio de Acera y SPEC, hecho con la plataforma de análisis Galilei y difundido el 4 de noviembre, la participación de las baterías en la energía de ese bloque pasó de 42% en 2024 a 55% en 2025 y a más de 80% en 2026.

Las baterías cargan cuando la energía es barata y descargan cuando es cara. Durante 2026 cargaron 4,3 TWh, y casi tres cuartas partes de esa energía se compró a costo marginal nulo. Entre enero y agosto, el 70% de los 2.900 GWh de nueva generación eólica y solar fue absorbido por unidades de almacenamiento, según el mismo análisis. Es decir, buena parte de la energía que antes se perdía por vertimiento ahora se guarda y se usa de noche.

Fuente: Acera y SPEC Energy Consulting, vía Electrominería (4 de noviembre de 2026). Las baterías también sostienen la seguridad del sistema: 18 sistemas participan en la regulación de frecuencia y en septiembre aportaron más del 50% de la reserva de control secundario y entre un tercio y la mitad del control primario.

Hay una explicación aparente en estas cifras. Si las baterías se llevan la energía barata del mediodía y la entregan de noche, el precio nocturno debería bajar, porque desplazan a las centrales térmicas, que son las que fijan los precios altos. Mientras más baterías descargan en la noche, menos horas necesita el sistema una turbina diésel para cerrar la cuenta. A eso se suman la generación eólica, que suele soplar más fuerte de noche en varias zonas, y la hidroelectricidad de una primavera con nieve abundante.

El tamaño del parque de baterías explica la velocidad del cambio. Chile suma 11,3 GW de almacenamiento entre proyectos en servicio, en pruebas y en construcción, contra solo 84 MW de hace tres años: 3,2 GW operan, 3,7 GW están en pruebas y 4,3 GW en construcción. El 84% de esa potencia está entre Arica y Parinacota y Atacama, y solo la comuna de María Elena concentra 2,3 GW en 14 proyectos. El detalle está en nuestra nota sobre el almacenamiento en Chile, que ya llega a 11,3 GW.

Para las generadoras que venden en el mercado spot, un costo marginal de US$5/MWh durante la madrugada significa ingresos mínimos por cada MWh que inyectan en esas horas. Las centrales solares sin almacenamiento ya conocían ese escenario al mediodía; ahora también lo enfrentan los parques eólicos que producen de noche y las centrales hidroeléctricas de pasada que no pueden guardar el agua.

Para las baterías, el negocio depende de la diferencia de precio entre la hora en que cargan y la hora en que descargan. Si la noche también se abarata, ese margen se achica, sobre todo en las horas posteriores a la punta. Por eso Aclai pide seguir el fenómeno: el valor de un proyecto de almacenamiento se calcula sobre esa brecha, y un cambio permanente obligaría a revisar flujos de caja. La señal llega mientras la industria cierra financiamientos de miles de millones de dólares para nuevas baterías.

Para los clientes regulados, en cambio, el efecto inmediato es acotado. Las tarifas de los hogares se fijan con los precios de los contratos de suministro licitados años atrás, no con el costo marginal de cada hora. Los grandes clientes libres con contratos indexados al mercado spot, como algunas mineras e industrias, sí pueden capturar parte de la baja. La generación de septiembre, 83,6% renovable, ya mostraba la retirada de la térmica que explica estos precios.

La prueba de fuego llegará con el verano, cuando baje el aporte hidroeléctrico y suba la demanda por climatización. Si los costos marginales de madrugada se mantienen bajos con menos agua, el cambio será estructural y no estacional. La entrada de los 3,7 GW de baterías que están en pruebas y de los 4,3 GW en construcción empujará en esa dirección, porque más energía solar del día quedará disponible para la noche.

La transmisión es la otra variable. Gran parte de los precios bajos se explica por congestión: cuando las líneas no pueden sacar la energía del norte o del sur, los precios se desacoplan entre zonas. Obras como la línea Kimal-Lo Aguirre, prevista para fines de esta década, unirán mejor los mercados y podrían cambiar el mapa de precios por barra.

¿Qué es el costo marginal de la electricidad?

Es el costo de producir el último MWh necesario para cubrir la demanda en una hora y una barra del sistema. Es el precio al que se transan las generadoras en el mercado spot.

¿Cuántas madrugadas tuvieron costos marginales bajo US$5?

En octubre de 2026, el 74,7% de las horas de madrugada al norte de Charrúa y el 88,8% al sur, según Aclai. Un año antes eran 2,8% y 26,9%.

¿Cuánto aportan las baterías en la noche?

Más del 80% de la energía del bloque de punta nocturna en 2026, con descargas promedio de casi 1.700 MW a las 21:00 horas, según Acera y SPEC.

¿Baja la cuenta de la luz de los hogares?

No de inmediato. Las tarifas reguladas dependen de los contratos de suministro licitados, no del costo marginal de cada hora.

¿El cambio es permanente?

Aún no se sabe. Aclai advierte que puede responder a las condiciones de oferta de esta primavera; el verano, con menos agua y más demanda, será la prueba.