El 22 de septiembre el Coordinador publicó una nueva corrida de su Programación de Largo Plazo, el PLP. Es el modelo que proyecta la operación del sistema semana a semana bajo, en esta época, 31 condiciones hidrológicas distintas. De aquí se extrae el valor del agua con que después se programa el día a día. Leída por hidrología, la corrida deja una imagen que el sector no había visto: semanas completas en que el costo marginal es cero a toda hora, no sólo al mediodía.
Eso tiene una consecuencia directa para un parque que a fin de año superará los 6.000 MW de baterías (y para empresas largas en el balance). Una batería gana con la diferencia entre el precio al que carga y el precio al que descarga. Si las dos puntas son cero, cada ciclo desgasta el equipo y no recupera nada.
Tres temporadas en siete meses
La corrida separa el horizonte en tres tramos muy distintos, y lo hace de manera casi idéntica en Crucero, en Polpaico y en Charrúa.
Entre septiembre y octubre el perfil es el que el sistema ya conoce: precio cero en las horas de sol y alrededor de 60 USD/MWh en la noche. Ese spread de 60 dólares es, literalmente, el negocio de una batería.
Entre noviembre y enero el spread desaparece junto con el precio. Las semanas del 23 y del 30 de noviembre las 31 hidrologías dejan Crucero en cero las 24 horas.
Desde febrero el precio vuelve, entre 48 y 54 USD/MWh.
Nada de esto tiene precedente en el norte. En 107 semanas de precio real, desde septiembre de 2024, Crucero nunca tuvo una semana con la mediana en cero en los tres bloques del día; su bloque nocturno más bajo fue 13,6 USD/MWh. En el sur sí está ocurriendo: Charrúa registró el bloque nocturno en cero en seis de las últimas nueve semanas, y Puerto Montt tuvo una semana completa en cero a fines de agosto. Lo que proyecta el PLP es esa condición del sur extendida a todo el sistema.
Lo que ve una batería en un precio plano
Para un generador lo que importa es el nivel del precio. Para una batería importa la forma: la diferencia entre la hora en que carga y la hora en que descarga. Con un día completo en cero esa diferencia es nula, y ciclar tiene dos costos que nadie remunera. Uno son las pérdidas de ida y vuelta, que a precio cero no cuestan nada. El otro es el desgaste: cada ciclo consume una fracción de la vida útil del equipo y de las garantías del fabricante, que se expresan en ciclos o en energía descargada, y ese costo no depende del precio.
¿Y por qué ciclarían?
Si el precio es cero en todas las horas, la respuesta eficiente —desde la óptica del propietario— es que la batería no haga nada, salvo lo que el sistema necesite de ella por seguridad o reservas. Cargar con un excedente que igual se iba a verter y descargar en una noche que tampoco lo necesita no desplaza generación alguna: convierte vertimiento en pérdidas y en desgaste.
Las reglas vigentes no garantizan ese resultado. La energía almacenada se valoriza por lo que costó cargarla, al costo marginal programado de las horas de carga, así que una batería que cargó a cero entra a la lista de mérito con costo variable cero. En tiempo real, además, las baterías siguen el perfil de carga y descarga del programa diario o intradiario vigente.
El sistema las necesita para minimizar el costo operativo
En esta condición que una batería u otra cargue/descargue es indiferente para el operador. El problema de optimización queda degenerado: hay miles de soluciones con el mismo costo total y el programa entrega una de ellas. Cuáles baterías ciclan, cuáles no y a qué estado de carga llegan al final del día lo decide el algoritmo, con criterios que no son públicos. Como advertimos en nuestra propuesta de julio, la aparente neutralidad de una solución matemática puede esconder decisiones distributivas relevantes. El sistema ya pasó por esto con la asignación del vertimiento.
La discrepancia 31 discute el otro problema
Esta discusión ocurre mientras el Panel de Expertos tramita la discrepancia 31-2026. Aela Generación reclama contra el Informe de Valorización de Transferencias Económicas de junio porque su batería de El Salvador fue instruida a inyectar en intervalos en que el costo marginal real de su barra quedó bajo su costo variable, que desde enero es el costo de oportunidad que el propio Coordinador le calcula. Aela pide que se le reconozcan pagos laterales por esa diferencia. El Coordinador responde que no hubo operación fuera de orden económico, porque el despacho resultó de la programación.
Los interesados que se presentaron dejan ver el alcance del caso. AES Andes recuerda que el Decreto Supremo 32, publicado en junio, extiende el cálculo del costo de oportunidad a todas las instalaciones de almacenamiento, de modo que lo que el Panel resuelva excede a una sola batería. ACENOR, por su parte, recuerda quién paga: los costos de producción no cubiertos se cargan a quienes retiran energía para clientes finales.
La discrepancia pregunta cómo se paga el valor de la energía guardada cuando el sistema la usa antes de que el precio lo reconozca. Un año húmedo plantea la pregunta inversa. Con precio cero en todas las horas, el costo de oportunidad de una batería, que se lee del modelo como el valor marginal de un MWh adicional en su estado de carga, también es cero. Costo variable cero y costo marginal cero: aunque el Panel le diera la razón a Aela, en una semana plana no habría diferencia que compensar. El costo de oportunidad resuelve el problema intertemporal de la energía, pero no le pone precio al ciclo.
Un diseño pensado para térmicas y embalses
El mercado chileno se programa sobre costos auditados, sin ofertas. A una central térmica le basta el costo del combustible y un costo variable no combustible por MWh. Un embalse tiene un valor del agua que el modelo calcula. Una batería no calza en ninguno de los dos casos. Su costo relevante no es la energía que compró, que en estas semanas no costó nada, ni sólo el valor futuro de esa energía, que en estas semanas tampoco vale nada. Es el desgaste de la celda, que depende del número de ciclos, de su profundidad y del estado de carga en que opera, y que hoy no forma parte de la tabla de costos con que se programa el sistema.
Por último, la inversión. Si durante tres meses de un año húmedo el arbitraje de energía no existe, el ingreso de una batería en ese período descansa en la potencia de suficiencia y en los servicios complementarios. La hidrología termina pesando en el negocio del almacenamiento bastante más de lo que suponen los modelos que evalúan esos proyectos con un año promedio.
Preguntas para la discusión
No existen respuestas cerradas para todo lo anterior. Algunas preguntas que el sector quizás debiera discutir antes de que llegue noviembre:
- ¿Debe el desgaste entrar a la tabla de costos? Como costo variable no combustible auditado, por ejemplo. Y si entra, ¿con qué métrica —USD por MWh descargado, por ciclo equivalente, según profundidad de descarga— y quién la audita?
- ¿Qué regla de desempate aplica el programa cuando la solución es degenerada, y debe ser pública? Prorrata, penalización mínima por ciclo o preservación de un estado de carga son alternativas con efectos distributivos distintos, y cada agente debiera poder saber cuál se aplica.
- ¿Quién guarda energía para la siguiente estrechez cuando embalses y baterías pierden su valor al mismo tiempo, y un año húmedo puede terminar en un otoño ajustado?