Custos marginais abaixo de US$ 5 já cobrem 75% das madrugadas e as baterias, mais de 80% do pico noturno no Chile

Os custos marginais quase nulos já não são coisa só do meio-dia no Chile. Em outubro de 2026, 74,7% das horas de madrugada ao norte da barra Charrúa, na região do Biobío, tiveram custo marginal inferior a US$ 5 por megawatt-hora (MWh). Um ano antes, em outubro de 2025, essa proporção era de apenas 2,8%. Ao sul de Charrúa, o indicador saltou de 26,9% para 88,8%, segundo o último balanço operacional da Aclai Consultores, publicado em 5 de novembro pela Electrominería.

A consultoria descreve isso como uma das mudanças mais relevantes do perfil horário de preços do Sistema Elétrico Nacional (SEN). Em paralelo, uma análise da Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento (Acera) e da SPEC Energy Consulting concluiu que os sistemas de armazenamento em baterias já fornecem mais de 80% da energia do bloco de pico noturno, faixa antes coberta por turbinas a gás e motores a diesel, com descargas médias de quase 1.700 MW às 21h.

O custo marginal é o preço pelo qual a energia é negociada entre geradoras a cada hora e em cada barra do sistema: corresponde ao custo de produzir o último MWh necessário para atender à demanda. Quando sobra energia solar ou eólica, que não paga combustível, esse valor se aproxima de zero. Por isso os preços baixos eram, até pouco tempo atrás, um fenômeno das horas de sol.

O que o balanço da Aclai mostra é que os custos marginais baixos também chegaram à madrugada. Entre outubro de 2025 e outubro de 2026, a proporção de horas de madrugada com custo marginal abaixo de US$ 5/MWh se multiplicou por 26,7 ao norte de Charrúa e por 3,3 ao sul. “O fenômeno se estendeu tanto ao norte quanto ao sul de Charrúa”, diz o relatório, que pede monitorar seu impacto sobre geradoras e sistemas de armazenamento.

Fonte: Aclai Consultores, balanço operacional de outubro de 2026, via Electrominería. O indicador mede a proporção de horas do bloco de madrugada com custo marginal menor que US$ 5/MWh. A barra Charrúa, perto de Cabrero, é um dos nós que dividem o sistema: ao norte ficam as grandes usinas solares e a maior parte das baterias; ao sul, as hidrelétricas a fio d'água e boa parte da energia eólica.

Claudio Espinoza, sócio-fundador da Aclai, adverte que ainda é preciso determinar se a mudança é persistente no perfil horário de preços ou se responde principalmente às condições de oferta desta primavera. A dúvida é razoável: outubro de 2026 combinou degelo abundante, alta radiação e vento, num mês de demanda moderada. Já na semana de 12 a 18 de outubro, o custo marginal caiu para US$ 3,4 por MWh em Polpaico, o menor nível desde 2002, segundo a DNV.

A outra peça da mudança está no pico noturno, entre o pôr do sol e a meia-noite, quando a demanda continua alta e a geração solar já desapareceu. Segundo o estudo da Acera e da SPEC, feito com a plataforma de análise Galilei e divulgado em 4 de novembro, a participação das baterias na energia desse bloco passou de 42% em 2024 para 55% em 2025 e mais de 80% em 2026.

As baterias carregam quando a energia é barata e descarregam quando é cara. Em 2026 carregaram 4,3 TWh, e quase três quartos dessa energia foram comprados a custo marginal zero. Entre janeiro e agosto, 70% dos 2.900 GWh de nova geração eólica e solar foram absorvidos por unidades de armazenamento, segundo a mesma análise. Ou seja, boa parte da energia que antes se perdia por curtailment agora é guardada e usada à noite.

Fonte: Acera e SPEC Energy Consulting, via Electrominería (4 de novembro de 2026). As baterias também sustentam a segurança do sistema: 18 sistemas participam da regulação de frequência e, em setembro, forneceram mais de 50% da reserva de controle secundário e entre um terço e metade do controle primário.

Há uma explicação aparente nesses números. Se as baterias levam a energia barata do meio-dia e a entregam à noite, o preço noturno deveria cair, porque deslocam as usinas térmicas, que são as que fixam os preços altos. Quanto mais baterias descarregam à noite, menos horas o sistema precisa de uma turbina a diesel para fechar a conta. Somam-se a isso a geração eólica, que costuma soprar mais forte à noite em várias zonas, e a hidreletricidade de uma primavera com neve abundante.

O tamanho do parque de baterias explica a velocidade da mudança. O Chile soma 11,3 GW de armazenamento entre projetos em serviço, em testes e em construção, contra apenas 84 MW há três anos: 3,2 GW operam, 3,7 GW estão em testes e 4,3 GW em construção. 84% dessa potência fica entre Arica y Parinacota e Atacama, e só a comuna de María Elena concentra 2,3 GW em 14 projetos. O detalhe está em nossa matéria sobre o armazenamento no Chile, que já chega a 11,3 GW.

Para as geradoras que vendem no mercado spot, um custo marginal de US$ 5/MWh na madrugada significa receita mínima por cada MWh injetado nessas horas. As usinas solares sem armazenamento já conheciam esse cenário ao meio-dia; agora também o enfrentam os parques eólicos que produzem à noite e as hidrelétricas a fio d'água que não podem guardar a água.

Para as baterias, o negócio depende da diferença de preço entre a hora em que carregam e a hora em que descarregam. Se a noite também fica mais barata, essa margem diminui, sobretudo nas horas posteriores ao pico. Por isso a Aclai pede acompanhar o fenômeno: o valor de um projeto de armazenamento é calculado sobre essa diferença, e uma mudança permanente obrigaria a revisar fluxos de caixa. O sinal chega enquanto a indústria fecha financiamentos de bilhões de dólares para novas baterias.

Para os clientes regulados, por outro lado, o efeito imediato é limitado. As tarifas residenciais são fixadas pelos preços dos contratos de fornecimento licitados anos atrás, não pelo custo marginal de cada hora. Grandes clientes livres com contratos indexados ao mercado spot, como algumas mineradoras e indústrias, podem capturar parte da queda. A geração de setembro, 83,6% renovável, já mostrava o recuo da térmica que explica esses preços.

A prova de fogo virá com o verão, quando cair a contribuição hidrelétrica e subir a demanda por climatização. Se os custos marginais da madrugada continuarem baixos com menos água, a mudança será estrutural e não sazonal. A entrada dos 3,7 GW de baterias em testes e dos 4,3 GW em construção vai empurrar nessa direção, porque mais energia solar do dia ficará disponível para a noite.

A transmissão é a outra variável. Grande parte dos preços baixos se explica por congestionamento: quando as linhas não conseguem escoar a energia do norte ou do sul, os preços se descolam entre zonas. Obras como a linha Kimal-Lo Aguirre, prevista para o fim desta década, vão conectar melhor os mercados e podem mudar o mapa de preços por barra.

O que é o custo marginal da eletricidade?

É o custo de produzir o último MWh necessário para atender à demanda em uma hora e barra do sistema. É o preço pelo qual as geradoras negociam no mercado spot.

Quantas madrugadas tiveram custos marginais abaixo de US$ 5?

Em outubro de 2026, 74,7% das horas de madrugada ao norte de Charrúa e 88,8% ao sul, segundo a Aclai. Um ano antes eram 2,8% e 26,9%.

Quanto as baterias fornecem à noite?

Mais de 80% da energia do bloco de pico noturno em 2026, com descargas médias de quase 1.700 MW às 21h, segundo a Acera e a SPEC.

A conta de luz das residências vai cair?

Não de imediato. As tarifas reguladas dependem dos contratos de fornecimento licitados, não do custo marginal de cada hora.

A mudança é permanente?

Ainda não se sabe. A Aclai adverte que pode responder às condições de oferta desta primavera; o verão, com menos água e mais demanda, será a prova.