Custo marginal da eletricidade no Chile cai para US$ 3,4 por MWh, o menor desde 2002, e o curtailment chega a 25,5%

O custo marginal da eletricidade no Chile atingiu seu nível mais baixo em mais de duas décadas. Na semana de 12 a 18 de outubro de 2026, a média na barra de Polpaico, na Região Metropolitana de Santiago, foi de US$ 3,4 por megawatt-hora (MWh), o menor valor semanal desde junho de 2002, quando chegou a US$ 1,7/MWh, segundo o relatório semanal Power Markets Weekly da DNV, publicado em 23 de outubro.

O valor é 62,8% menor que o da semana anterior e 89,8% menor que o da mesma semana de 2025. A consultoria atribui a queda à combinação de alta disponibilidade de energia renovável e falta de capacidade de transmissão: havia tanta eletricidade solar e eólica que, em boa parte das horas de sol, o sistema não tinha para onde enviá-la.

O outro lado do preço baixo é o curtailment (corte de geração), a energia que as usinas poderiam produzir, mas que o sistema manda reduzir. Nessa mesma semana, foram perdidos 25,5% da geração solar e eólica disponível, 6,9 pontos a mais que na semana anterior.

O custo marginal é o custo de produzir o último MWh de que o sistema precisa em cada hora e em cada ponto da rede. O Coordenador Elétrico Nacional do Chile despacha primeiro as usinas mais baratas; quando o sol e o vento bastam para cobrir a demanda, a usina marginal é uma renovável sem custo de combustível e o preço cai a zero. Assim terminou a semana nas seis barras acompanhadas pela DNV:

Fonte: DNV, Power Markets Weekly Chile, vol. 13, n.º 14, semana de 12 a 18 de outubro de 2026. Uma semana tem 168 horas: em quase metade delas (74), a eletricidade não custou nada na maior parte do país, e em Charrúa foram 90 horas.

A exceção foi Puerto Montt, com US$ 83,4/MWh. A linha Lastarria-Ciruelos de 220 kV ficou congestionada quase a semana toda e separou essa zona do resto do sistema entre terça e sexta-feira. Isolada, seu preço foi definido alternadamente por usinas a diesel locais e parques eólicos do sul. A linha Charrúa-Ancoa de 500 kV também ficou congestionada na segunda-feira e na madrugada de domingo, o que reduziu os preços de Charrúa para o sul.

Como se compara com semanas anteriores

O outono de 2026 teve preços muito mais altos. Na semana de 27 de abril a 3 de maio, a média de Polpaico foi de US$ 45,7/MWh, com picos acima de US$ 160/MWh na noite de segunda-feira, segundo o relatório da DNV daquela semana. A primavera traz mais horas de sol, degelo para as hidrelétricas e vento, e a demanda ainda não sobe com o ar-condicionado do verão:

Os valores de outubro de 2025 e da semana de 5 a 11 de outubro são cálculos da Energía Futura a partir das variações percentuais informadas pela DNV (-89,8% anual e -62,8% semanal); o relatório não publica esses valores absolutos.

O preço baixo e o curtailment são dois lados do mesmo fenômeno. Quando as linhas de transmissão ficam cheias, as usinas do lado congestionado precisam reduzir sua produção. Na semana analisada, o corte foi muito maior na energia solar, que se concentra no norte e nas mesmas horas:

Fonte: DNV, Power Markets Weekly Chile, semana de 12 a 18 de outubro de 2026. Como referência, os 231,5 GWh perdidos em sete dias equivalem ao consumo de um mês de mais de 1,1 milhão de residências que gastem 200 kWh por mês, um cálculo da Energía Futura.

As baterias ajudaram, mas não foram suficientes. Os sistemas BESS injetaram 118,8 GWh na semana, 11,2 GWh a menos que na anterior, e, em seu pico, às 21h de domingo, cobriram 26,3% da geração do país. A demanda máxima foi de 10,9 GW, na sexta-feira às 10h, e nessa hora a energia solar e eólica forneceram 57%.

Para as usinas solares que vendem no mercado spot, o resultado foi duro: seu preço de captura, o preço médio recebido por cada MWh efetivamente injetado, foi de US$ 0,1/MWh nas cinco barras entre Crucero e Charrúa. As baterias que carregaram ao meio-dia e descarregaram à noite capturaram entre US$ 5 e US$ 10,6/MWh na descarga, segundo a DNV.

A semana foi extrema, mas o acumulado do ano mostra uma melhora. Segundo o boletim estatístico de setembro da ACERA, a associação chilena de energias renováveis e armazenamento, entre janeiro e setembro de 2026 foram cortados 3.546 GWh de energia solar e eólica, 4,6% a menos que no mesmo período de 2025. A entidade usa o dado do resumo executivo de operação do Coordenador em 30 de setembro.

Até julho, o curtailment acumulado estava 1,6% acima do de 2025; agosto e setembro reverteram a tendência, segundo a nota da ACERA publicada pela Electrominería. Os números de 2025 dependem da fonte: a ACERA calcula 6.084 GWh, e um estudo da Deloitte apontou 6.205 GWh, como explicamos na reportagem sobre transmissão e curtailment.

Fonte: ACERA, boletim de estatísticas de setembro de 2026, atualizado em 1º de outubro. Do armazenamento em construção, 76% está associado a usinas solares e 24% são baterias independentes (stand-alone). A ACERA esclarece que os dados não permitem atribuir a queda do curtailment apenas às baterias.

As baterias já pesam na geração: em setembro, forneceram 7,9% da energia do sistema, como detalhamos na reportagem sobre a contribuição das baterias. A linha de corrente contínua Kimal-Lo Aguirre, que vai ligar Antofagasta à Região Metropolitana, é a outra aposta para escoar a energia do norte.

Para as residências, a queda do custo marginal não se traduz em uma redução imediata da conta. Os clientes regulados (casas e pequenos comércios) pagam a energia a preços fixados em contratos de longo prazo que as distribuidoras assinaram nos leilões de suprimento, mais as tarifas de transmissão e distribuição. O custo marginal é o preço do mercado de curto prazo, no qual as geradoras compram e vendem energia entre si.

Quem sente o efeito são os clientes livres com contratos indexados ao custo marginal e as geradoras: as que têm contratos e precisam comprar energia no spot para cumpri-los ganham com preços baixos, e as que vendem sua produção sem contrato perdem. Para as contas reguladas, o que vem é uma redução média de 4,3% a partir de janeiro de 2027, segundo os números preliminares da CNE que analisamos na reportagem sobre as contas de luz em 2027.

Os preços a zero também são um sinal para investir: mostram que o sistema precisa de mais transmissão e armazenamento para levar a energia barata às horas e aos lugares onde ela faz falta. Com o verão, a demanda sobe por causa do ar-condicionado e o degelo diminui, por isso o custo marginal costuma subir nos meses seguintes.

O que é o custo marginal da eletricidade?

É o custo de produzir o último MWh de que o sistema precisa em uma hora e em um ponto da rede. É definido pela usina mais cara em operação. Quando a demanda é coberta apenas com energia solar ou eólica, o custo marginal cai a zero.

Quanto foi o custo marginal em Polpaico em outubro de 2026?

Na semana de 12 a 18 de outubro, a média foi de US$ 3,4/MWh, a menor desde junho de 2002, segundo a DNV.

Por que tanta energia renovável é cortada?

Porque as linhas de transmissão não conseguem levar toda a energia solar e eólica do norte e do sul para o centro do país nas horas de maior produção. Naquela semana, foram perdidos 25,5% da geração solar e eólica disponível.

A conta de luz cai quando o custo marginal é zero?

Não diretamente. Os clientes regulados pagam preços de contratos de longo prazo. O efeito chega aos clientes livres e às geradoras.