El costo marginal de la electricidad en el nodo Alto Jahuel, un punto relevante para el abastecimiento de Santiago, promedió cerca de US$7 por megawatt hora (MWh) durante octubre, según una estimación de la consultora SPEC difundida el 29 de ese mes. El valor parcial se sitúa en su menor nivel para un promedio mensual desde noviembre de 2002.
La medición se conoció antes de que terminara octubre, por lo que el promedio definitivo todavía puede variar. Aun así, el resultado muestra un cambio frente a los meses de invierno, cuando el sistema eléctrico enfrentó mayores costos y preocupaciones por la disponibilidad de energía.
Según los registros del Coordinador Eléctrico Nacional, el costo marginal real promedio en Alto Jahuel fue de US$90,3 por MWh en julio y de US$23,6 por MWh en septiembre. Ambas cifras corresponden a meses completos, mientras que la estimación de octubre es parcial.
Más agua y menos generación térmica
La reducción coincide con una mayor disponibilidad de recursos hídricos, el aporte de las centrales solares y eólicas, y el uso creciente de baterías para entregar electricidad fuera de las horas de mayor producción solar.
En septiembre, la generación hidroeléctrica del Sistema Eléctrico Nacional alcanzó 2.668 gigawatt hora (GWh), frente a 1.733 GWh en el mismo mes de 2025. El aumento fue de aproximadamente 54%, de acuerdo con las cifras del Coordinador.
En el mismo período, la generación térmica —que incluye centrales que utilizan combustibles como carbón, gas natural y diésel— pasó de 2.255 GWh a 1.115 GWh. Es decir, cayó cerca de la mitad.
El escenario contrasta con el de comienzos de julio. Entonces, el Coordinador advirtió que el retraso de las lluvias en zonas donde se ubican centrales hidroeléctricas y la indisponibilidad de algunas unidades podían elevar la exigencia sobre el abastecimiento bajo determinadas contingencias.
Las condiciones hídricas pueden cambiar durante el año, por lo que el bajo promedio observado en octubre no permite asegurar que el costo se mantendrá en ese nivel en los meses siguientes.
Las baterías trasladan energía hacia la noche
El almacenamiento cumple otra función en la baja de costos. Las baterías pueden cargarse durante las horas de abundante producción solar y devolver esa electricidad al sistema más tarde, cuando disminuye la radiación y suele aumentar la necesidad de otras fuentes.
Esa entrega puede desplazar parte de la generación térmica que se requeriría para cubrir la demanda en la tarde y la noche. Las baterías no crean electricidad: guardan energía producida previamente y permiten utilizarla en otro momento.
Durante septiembre, los sistemas de almacenamiento inyectaron 584 GWh al sistema, según la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA). El dato refleja el mayor peso que ha adquirido esta tecnología en la operación eléctrica.
Por qué la baja no llega de inmediato a las boletas
El costo marginal representa el costo de suministrar una unidad adicional de energía en un punto del sistema y en un momento determinado. Es una referencia para las transferencias de electricidad entre participantes del mercado mayorista.
La cuenta de una vivienda se calcula de otra manera. El precio de suministro para clientes regulados considera, entre otros elementos, contratos de compra de energía de las distribuidoras, además de cargos asociados a la transmisión y distribución eléctrica.
La Comisión Nacional de Energía explica que los precios de nudo promedio que se traspasan a clientes regulados consideran los contratos de suministro y se determinan mediante procesos tarifarios. Por ello, una baja puntual del costo marginal no se convierte directamente en una rebaja equivalente en la siguiente boleta.
En el caso de grandes consumidores, como algunas mineras e industrias, el efecto depende de las condiciones pactadas. Los contratos que vinculan parte de su precio al mercado de corto plazo pueden reflejar con mayor rapidez sus variaciones.
También hay efectos distintos entre generadoras. Una empresa que necesita comprar energía en el mercado para cumplir sus contratos puede enfrentar menores costos; otra que vende su producción a precio de mercado puede recibir menos ingresos cuando ese valor cae.
El desafío de aprovechar la energía disponible
Los precios bajos conviven con períodos en que el sistema no logra aprovechar toda la generación renovable disponible. Esto puede ocurrir por exceso de oferta en determinadas horas, restricciones de transmisión u otras condiciones de operación.
Entre enero y septiembre de 2026 se recortaron 3.546 GWh de generación solar y eólica, según el balance de ACERA. La cifra fue 4,6% inferior a la del mismo período de 2025, aunque esa reducción no puede atribuirse únicamente al almacenamiento: también influyen la demanda, la disponibilidad de las centrales y las condiciones de la red.
Las baterías pueden ayudar a desplazar parte de esos excedentes hacia otras horas. Su aporte dependerá, entre otros factores, de dónde se instalen, de su capacidad y de las condiciones del sistema en cada momento.
REDIMIN Responde
¿Cuál fue el costo marginal promedio de la electricidad en el nodo Alto Jahuel durante octubre?
El costo marginal promedio de la electricidad en el nodo Alto Jahuel durante octubre fue estimado en cerca de US$7 por megawatt hora (MWh), según la consultora SPEC.
¿Cómo se compara el costo marginal de octubre con los meses de invierno?
El costo marginal de octubre muestra una disminución significativa en comparación con los meses de invierno, cuando el sistema eléctrico enfrentó mayores costos, alcanzando US$90,3 por MWh en julio.
¿Qué factores contribuyeron a la reducción del costo marginal de la electricidad?
La reducción del costo marginal se debe a una mayor disponibilidad de recursos hídricos, el aporte de las centrales solares y eólicas, y el uso creciente de baterías para entregar electricidad fuera de las horas de mayor producción solar.
¿Cómo afecta el costo marginal a las boletas de electricidad de los clientes regulados?
El costo marginal no se traduce directamente en una rebaja en las boletas de electricidad de los clientes regulados, ya que el precio de suministro considera contratos de compra de energía y cargos de transmisión y distribución, determinados mediante procesos tarifarios.
¿Cuánto se recortó de generación solar y eólica entre enero y septiembre de 2026?
Entre enero y septiembre de 2026 se recortaron 3.546 GWh de generación solar y eólica, lo que representa una reducción del 4,6% en comparación con el mismo período de 2025.
