El costo marginal de la electricidad en la barra Polpaico, en la Región Metropolitana, promedió US$3,4 por megawatt-hora (MWh) entre el 12 y el 18 de octubre de 2026. Es su menor promedio semanal desde junio de 2002, de acuerdo con el informe de la consultora DNV.
El valor cayó 62,8% respecto de la semana anterior y 89,8% frente al mismo período de 2025. El antecedente más bajo identificado por la consultora corresponde a junio de 2002, cuando el promedio semanal llegó a US$1,7 por MWh.
Qué significa el costo marginal y por qué no es la tarifa de la luz
El costo marginal representa el costo de suministrar una unidad adicional de energía en un punto y momento determinados del sistema eléctrico. Es un valor utilizado en el mercado de corto plazo para calcular transferencias de energía entre empresas generadoras.
El indicador puede cambiar durante el día según la demanda, las centrales disponibles y las condiciones de transmisión. En Polpaico, DNV contabilizó 74 horas con costo marginal cero durante la semana examinada, cerca del 44% de las 168 horas del período.
Ese registro no equivale al precio que pagan directamente los hogares ni significa que la electricidad haya sido gratuita para los clientes residenciales. Las cuentas de los usuarios regulados consideran componentes asociados a la energía, la transmisión, la distribución y otros cargos establecidos en el sistema tarifario. Una caída semanal del costo marginal no modifica automáticamente la boleta.
Para las empresas generadoras, en cambio, el efecto depende de su situación comercial. Un menor costo marginal reduce el valor de las compras de energía en el mercado de corto plazo, pero también disminuye el valor de los excedentes que se venden en ese mercado. Los ingresos de cada compañía dependen, además, de sus contratos y de la energía que produce o necesita retirar.
La energía renovable que no pudo aprovecharse
La baja coincidió con una alta disponibilidad de energía renovable y restricciones de transmisión. DNV relacionó esas condiciones con las numerosas horas de costo cero observadas en distintos puntos de la red.
Al mismo tiempo, aumentaron los recortes de generación solar y eólica. Estos ocurren cuando centrales que podrían producir electricidad deben reducir su generación, por ejemplo, porque existe más oferta de la que el sistema puede utilizar o porque hay restricciones para transportarla.
La tasa conjunta de recorte calculada por DNV llegó a 25,5%, un alza de 6,9 puntos porcentuales frente a la semana anterior. En volumen, la reducción sumó 231,5 gigawatt-hora (GWh): 171,3 GWh de energía solar y 60,2 GWh de energía eólica.
Las restricciones de transmisión son una de las causas posibles, aunque no explican por sí solas todos los recortes. El Coordinador Eléctrico Nacional también ha advertido que estos pueden producirse por exceso de oferta, cuando la generación disponible supera lo que el sistema requiere en determinadas horas.
El aumento registrado en esa semana de octubre tampoco describe por sí solo la evolución del año. Entre enero y septiembre de 2026, los recortes acumulados de generación solar y eólica llegaron a 3.546 GWh, un 4,6% menos que en igual período de 2025, según la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, con datos del Coordinador.
Puerto Montt tuvo un costo mucho mayor
El mínimo de Polpaico no se repitió con la misma intensidad en todos los puntos del país. Durante la semana, los promedios fueron de US$3,5 por MWh en Crucero y Cardones, US$3,4 en Pan de Azúcar y US$3,1 en Charrúa.
En Puerto Montt, en cambio, el costo marginal promedio alcanzó US$83,4 por MWh. DNV atribuyó la diferencia principalmente a la congestión de la línea Lastarria-Ciruelos, de 220 kilovoltios, que durante parte de la semana hizo que el precio de ese nodo se desacoplara del resto del sistema.
En esas condiciones, el costo marginal de Puerto Montt fue determinado alternativamente por generación local a diésel y por centrales eólicas, dependiendo de las condiciones de operación.
La cantidad de horas con costo cero también varió entre barras: fueron 90 en Charrúa y 50 en Puerto Montt. En Crucero, Cardones, Pan de Azúcar y Polpaico se registraron 74.
El papel de las baterías
Los sistemas de almacenamiento permiten guardar energía para entregarla en otro momento, lo que puede ayudar a utilizar producción renovable disponible cuando la demanda o la capacidad de transmisión son limitadas.
Durante la semana analizada, las baterías inyectaron 118,8 GWh al sistema, 11,2 GWh menos que en la semana anterior. Su participación en la generación alcanzó un máximo de 26,3% a las 21:00 horas del domingo 18 de octubre, según DNV.
A septiembre de 2026, el país contaba con 3.125 megawatts de potencia en sistemas de almacenamiento en operación. Otros 5.130 megawatts estaban en construcción, de acuerdo con el catastro de la asociación de energías renovables. Se trata de proyectos en distintas etapas: la capacidad en construcción aún debe incorporarse a la operación para aportar al sistema.
REDIMIN Responde
¿Cuál fue el costo marginal promedio de la electricidad en la barra Polpaico entre el 12 y el 18 de octubre de 2026?
El costo marginal promedio fue de US$3,4 por megawatt-hora (MWh).
¿Cuántas horas con costo marginal cero se registraron en Polpaico durante la semana analizada?
Se registraron 74 horas con costo marginal cero, lo que representa cerca del 44% de las 168 horas del período.
¿Qué factores contribuyeron a la baja del costo marginal en Polpaico?
La baja coincidió con una alta disponibilidad de energía renovable y restricciones de transmisión, lo que resultó en numerosas horas de costo cero y un aumento en los recortes de generación solar y eólica.
¿Cuál fue la tasa de recorte de generación solar y eólica durante la semana analizada?
La tasa conjunta de recorte fue de 25,5%, un aumento de 6,9 puntos porcentuales respecto a la semana anterior, con una reducción total de 231,5 gigawatt-hora (GWh).
¿Cómo se comparó el costo marginal en Puerto Montt con el de Polpaico durante la misma semana?
El costo marginal promedio en Puerto Montt fue significativamente mayor, alcanzando US$83,4 por MWh, debido principalmente a la congestión de la línea Lastarria-Ciruelos y la dependencia de generación local a diésel y centrales eólicas.
