Desde junio, el costo de oportunidad de las baterías dejó de ser un dato técnico. El DS 32/2026 modificó el Reglamento de la Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional (DS 125) y estableció que, para los sistemas de almacenamiento que no operan en autodespacho, el Costo de Producción es su costo de oportunidad (Art. 37). Ese número define el orden en que el Coordinador despacha las unidades y, cuando una batería es la unidad marginal, puede fijar el costo marginal. La mecánica específica debe ser definida en la Norma Técnica.
El problema es que ese precio sale de un modelo de optimización, y con baterías esos modelos rara vez tienen una única respuesta.
Muchas soluciones, un mismo costo
Pensemos en dos baterías de la misma eficiencia, en la misma zona, que pueden desplazar a la misma central a gas en la punta de la tarde. Para el sistema da exactamente igual cuál descarga, o en qué proporción: el costo total es el mismo. El modelo que arma el programa de operación encuentra una de esas soluciones, pero nada en el problema la distingue de las demás. Qué batería descarga, y a qué hora, termina dependiendo del algoritmo del software, de la tolerancia con que se detiene o de diferencias mínimas entre una corrida y la siguiente.
Es exactamente lo que pasa con el vertimiento: al operador del sistema le es indiferente la unidad que vierte energía, si el costo operacional no cambia.
En la lógica actual, con un despacho que sigue un equivalente térmico se fuerza a calcular un escalar para representar el costo de oportunidad. Así, el costo de oportunidad que entrega el modelo (como se ha usado en el caso del BESS Salvador) es el precio sombra de la energía almacenada: la pendiente de la función de costo futuro del sistema, evaluada en el estado de carga de la batería. Esa función tiene quiebres —cada tramo corresponde a la central que la energía guardada desplazaría más adelante—, y sentido: lo que le cuesta al sistema tener 1 MWh menos guardado y lo que ahorra con 1 MWh más. Cualquier valor entre ambas es un precio sombra igual de válido.
El modelo solo exige que su costo de oportunidad quede entre el costo marginal multiplicado por su eficiencia y el costo marginal dividido por ella: con 45 USD/MWh y 95% de eficiencia, cualquier valor entre 42,8 y 47,4 USD/MWh es óptimo. El software informa un punto de esa banda, sin ningún criterio, y nada le impide asignar valores distintos a dos baterías idénticas en el mismo estado. Con el DS 32, ese punto decide quién entra primero al despacho.
En la jerga, esto se llama degeneración. No es un error de cálculo, sino una propiedad del problema. Pero tiene consecuencias.
Cuándo se transforma en transferencias económicas
En el mercado chileno, las transferencias económicas se liquidan al costo marginal real, y el programa se equivoca bastante: entre mayo y octubre de este año, el programa del día anterior proyectó costos marginales alrededor de 30% por sobre los reales en cuatro de las cinco barras analizadas de norte a sur. Con esa brecha, lo que el modelo trató como indiferente se convierte en ganadores y perdedores.
Los contratos lo amplifican. Una batería con un contrato que paga por energía inyectada gana más mientras más MWh le asignen, aunque al sistema le dé lo mismo. Una con un contrato por bloque horario queda más o menos expuesta al spot según las horas en que le toque descargar.
La regla vigente no alcanza
El DS 125 sí tiene una regla de empate: con igual Costo de Producción y sin espacio suficiente en el listado de prioridad, se prorratea según la Potencia Disponible pronosticada de cada instalación (Art. 45 bis). Pero esa regla opera en el listado de tiempo real; no toca los programas, que es donde se forma el costo de oportunidad. Y su lectura para baterías no es neutra. Si la Potencia Disponible se entiende como lo que la batería puede entregar en el intervalo, la prorrata es en la práctica por MW: las baterías de dos horas se vacían primero, y las que invirtieron en más horas de almacenamiento descargan menos por cada MWh instalado.
Propuesta: tres cosas que la Norma Técnica puede definir
La buena noticia es que el DS 125 vigente da espacio para resolverlo sin cambiar el decreto.
Primero, una segunda etapa pública. El programa se resuelve como hoy, para obtener el costo y los precios, y luego una segunda vez: entre todas las soluciones de ese mismo costo, se elige la que mejor cumple un criterio fijado en la norma. Por ejemplo, que todas las baterías mantengan el mismo porcentaje de carga, o que el nuevo programa se aleje lo menos posible del vigente. No cambia el costo ni los precios —todas las soluciones óptimas de un problema lineal son compatibles con los mismos costos marginales y costos de oportunidad—, y cualquiera puede reproducir el resultado. Lo que cambia es el reparto, y ningún criterio es neutro por defecto. Pero el criterio es una decisión regulatoria, no del software.
Segundo, el mismo criterio en tiempo real. La Norma puede definir la Potencia Disponible de una batería como la potencia que puede sostener durante lo que queda de la ventana de descarga: el menor valor entre su potencia y su energía almacenada dividida por las horas restantes. Si esa ventana es un solo intervalo, la regla equivale a una prorrata por MW; si es la ventana completa, es neutral por MWh. Y cabe en la definición del decreto, que pide considerar la energía almacenada y los supuestos de la programación.
Tercero, una convención explícita para el costo de oportunidad. Definir grupos de baterías similares, donde bajo un umbral de tolerancia un set de baterías comparten un costo variable.
Nada de esto reemplaza lo más importante: un programa que se parezca más a la operación. La operación del sistema chileno cuenta con decisiones operativas que no se representan adecuadamente al momento de definir el programa. Un cálculo recurrente del programa intradiario también ayuda a cerrar la brecha entre el programa y la operación real.
Cuando el óptimo no es único, alguien elige. Hoy elige el software. La Norma Técnica puede hacer que elija una regla pública, neutral y auditable.