O custo marginal da eletricidade na barra de Polpaico, na Região Metropolitana, teve média de US$3,4 por megawatt-hora (MWh) entre 12 e 18 de outubro de 2026. É a menor média semanal desde junho de 2002, segundo relatório da consultoria DNV.
O valor caiu 62,8% em relação à semana anterior e 89,8% na comparação com o mesmo período de 2025. O menor patamar anterior identificado pela consultoria foi registrado em junho de 2002, quando a média semanal chegou a US$1,7 por MWh.
O que significa o custo marginal e por que ele não é a tarifa de energia
O custo marginal representa o custo para fornecer uma unidade adicional de energia em determinado ponto e momento do sistema elétrico. É um valor usado no mercado de curto prazo para calcular as transferências de energia entre empresas geradoras.
O indicador pode mudar ao longo do dia, conforme a demanda, as usinas disponíveis e as condições de transmissão. Em Polpaico, a DNV contabilizou 74 horas com custo marginal zero durante a semana analisada, cerca de 44% das 168 horas do período.
Esse registro não corresponde ao preço pago diretamente pelas famílias nem significa que a eletricidade tenha sido gratuita para os consumidores residenciais. As contas dos consumidores regulados incluem componentes relacionados à energia, à transmissão, à distribuição e a outros encargos previstos no sistema tarifário. Uma queda semanal do custo marginal não altera automaticamente a conta de luz.
Para as empresas geradoras, por outro lado, o efeito depende de sua situação comercial. Um custo marginal menor reduz o valor das compras de energia no mercado de curto prazo, mas também diminui o valor dos excedentes vendidos nesse mercado. A receita de cada empresa depende ainda de seus contratos e da energia que produz ou precisa retirar.
A energia renovável que não pôde ser aproveitada
A queda coincidiu com uma alta disponibilidade de energia renovável e restrições de transmissão. A DNV relacionou essas condições às várias horas com custo zero observadas em diferentes pontos da rede.
Ao mesmo tempo, aumentaram os cortes na geração solar e eólica. Eles ocorrem quando usinas que poderiam produzir eletricidade precisam reduzir a geração, por exemplo, porque há mais oferta do que o sistema pode utilizar ou porque existem limitações para transportar a energia.
A taxa total de cortes calculada pela DNV chegou a 25,5%, alta de 6,9 pontos percentuais em relação à semana anterior. Em volume, a redução somou 231,5 gigawatt-hora (GWh): 171,3 GWh de energia solar e 60,2 GWh de energia eólica.
As restrições de transmissão são uma das causas possíveis, embora não expliquem, por si só, todos os cortes. O Coordenador Elétrico Nacional também já alertou que eles podem ocorrer por excesso de oferta, quando a geração disponível supera a necessidade do sistema em determinadas horas.
O aumento registrado naquela semana de outubro também não representa, por si só, a evolução do ano. Entre janeiro e setembro de 2026, os cortes acumulados na geração solar e eólica chegaram a 3.546 GWh, 4,6% menos que no mesmo período de 2025, segundo a Associação Chilena de Energias Renováveis e Armazenamento, com dados do Coordenador.
Puerto Montt teve custo muito mais alto
O mínimo de Polpaico não se repetiu com a mesma intensidade em todos os pontos do país. Durante a semana, as médias foram de US$3,5 por MWh em Crucero e Cardones, US$3,4 em Pan de Azúcar e US$3,1 em Charrúa.
Em Puerto Montt, por outro lado, o custo marginal médio chegou a US$83,4 por MWh. A DNV atribuiu a diferença principalmente ao congestionamento da linha Lastarria-Ciruelos, de 220 quilovolts, que, durante parte da semana, fez com que o preço desse nó se descolasse do restante do sistema.
Nessas condições, o custo marginal de Puerto Montt foi determinado alternadamente pela geração local a diesel e por usinas eólicas, de acordo com as condições de operação.
O número de horas com custo zero também variou entre as barras: foram 90 em Charrúa e 50 em Puerto Montt. Em Crucero, Cardones, Pan de Azúcar e Polpaico, foram registradas 74.
O papel das baterias
Os sistemas de armazenamento permitem guardar energia para fornecê-la em outro momento, o que pode ajudar a aproveitar a produção renovável disponível quando a demanda ou a capacidade de transmissão são limitadas.
Durante a semana analisada, as baterias injetaram 118,8 GWh no sistema, 11,2 GWh a menos que na semana anterior. A participação delas na geração atingiu o pico de 26,3% às 21h de domingo, 18 de outubro, segundo a DNV.
Em setembro de 2026, o país contava com 3.125 megawatts de potência em sistemas de armazenamento em operação. Outros 5.130 megawatts estavam em construção, de acordo com o levantamento da associação de energias renováveis. São projetos em diferentes etapas: a capacidade em construção ainda precisa entrar em operação para contribuir com o sistema.
