CERA › Costos marginales del SEIN
Costos marginales del SEIN: pronóstico frente al dato
En resumen. El costo marginal del SEIN cerró julio en 99 US$/MWh, agosto en 114 y setiembre va en 123 al día 18, según el informe semanal del COES: el tercer mes muy por encima de los 33 US$/MWh con que el mercado proyectaba este periodo. Nuestra proyección tenía una banda central de 80 a 100 US$/MWh para setiembre y un escenario seco de hasta 175. El modelo está ajustando bien: setiembre cae dentro del rango proyectado, algo más alto que el escenario central y todavía lejos del seco, y en agosto el balance cerró exacto.
Dónde estamos
Cifras del costo marginal promedio en la barra Santa Rosa 220 kV, según los informes semanales de la operación del SEIN que publica el COES.
El pronóstico frente al dato
Cada mes ponemos la predicción al lado del dato y medimos el acierto del pronóstico (forecast skill). En setiembre, el promedio parcial de 123 US$/MWh cae dentro del rango proyectado: algo por encima de la banda central (80 a 100) y lejos del escenario seco (175). En agosto, el balance del modelo cerró exacto.
Por qué siguen altos
Lo que explica el costo por encima del escenario central está en el propio informe del COES:
- Demanda récord. La demanda crece entre 8 y 10 por ciento interanual y acaba de marcar un máximo de 8,490 MW.
- Menos gas en el norte. La central de Malacas sigue entregando menos de la mitad de la energía que hace un año.
- Estiaje. Son los meses de menos agua en las centrales hidroeléctricas. El pico de las semanas del 13 de julio al 17 de agosto coincidió con el episodio más cálido de El Niño en la costa.
Viento y sol: la caída anticipada se está cumpliendo
En una publicación anterior anticipamos que El Niño bajaría la producción eólica y solar. Se viene cumpliendo:
- Eólica. En agosto generó 19 por ciento menos que en agosto de 2025, con el mismo parque.
- Solar. Pese a los 157 MW que entraron en operación este año, entrega la misma energía que con el parque de 2025.
El mar cálido le está costando rendimiento a las fuentes renovables, y ese es un efecto que un pronóstico climático puede anticipar.
La señal de las últimas semanas
En el detalle del mes, las tres últimas semanas bajaron de 159 a 133 y luego a 92 US$/MWh, y la producción hidroeléctrica creció 7.6 por ciento en la última semana. Las lluvias empiezan a caer.
Qué esperar hasta marzo de 2027
| Escenario | Oct | Nov | Dic | Ene | Lectura |
|---|---|---|---|---|---|
| Húmedo | ≈ 29 | ≈ 29 | ≈ 29 | ≈ 29 | Sistema holgado desde octubre. |
| Central | 101 | ≈ 29 | ≈ 29 | ≈ 29 | Octubre todavía tenso; baja con las lluvias y la nueva capacidad solar y eólica. |
| Seco | 172 | 80 | 51 | ≈ 29 | La tensión dura hasta diciembre. |
| Seco con salida forzada de una hidroeléctrica (456 MW) de enero a marzo | 172 | 80 | 51 | 109 | El verano también puede tener precios altos si falla una central grande (67 en febrero, 38 en marzo). |
Valores en US$/MWh, promedio mensual en Santa Rosa 220 kV. Son órdenes de magnitud por escenario, no un pronóstico de precio. La pregunta para octubre, el otro mes que el modelo marca en rojo, es si esa recuperación llega antes que el tramo final del estiaje.
Qué hacemos en energía
El mismo método que usamos para el clima lo aplicamos al sistema eléctrico: modelos calibrados con datos oficiales, escenarios con bandas de incertidumbre y una verificación mensual contra lo que ocurrió.
- Proyección de costos marginales por escenario hidrológico y climático, para contratos, compras de energía y presupuesto 2027.
- Pronóstico de producción eólica y solar para operación y planificación, incluido el efecto de El Niño en su rendimiento.
- El Niño y la generación: cómo cambian el agua, el viento, la radiación y la demanda en un año como este. Vea también el estado de El Niño 2026-2027.
Si maneja contratos o el presupuesto de energía de 2027, poner la predicción al lado del dato cada mes es la disciplina que conviene pedirle a cualquier proyección.
EscríbanosPreguntas frecuentes
¿Qué es el costo marginal del SEIN?
Es el costo de producir el siguiente megavatio hora en el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Lo calcula el COES cada media hora por barra. Cuando la demanda obliga a encender centrales más caras, como las de diésel, sube.
¿Por qué están altos en 2026?
Por la combinación de demanda récord, menos energía de la central de Malacas y el estiaje, según el propio informe semanal del COES. A eso se suma una menor producción eólica y solar por el mar cálido.
¿Cuándo bajarán?
En los escenarios húmedo y central vuelven a la zona de 30 US$/MWh desde noviembre de 2026. En el seco, la baja llega entre diciembre y enero.
¿Cómo se hace la proyección?
Con un balance mensual de energía calibrado con 39 meses de datos del COES (2022-2026), que incluye la capacidad solar y eólica programada para entrar entre noviembre y el verano. Se presenta por escenario hidrológico, con bandas de incertidumbre, y se contrasta cada mes con el dato.
Fuentes
- COES, Informe Semanal de la Operación del SEIN N°37-2026 (costos marginales nodales, barra Santa Rosa 220 kV) e informes mensuales; agosto provisional.
- COES, producción eólica y solar mensual, 2025 y 2026.
- Proyección propia de CERA: balance mensual de energía calibrado con 39 meses del COES, 2022-2026.
Juan Coronado Lara es meteorólogo OMM graduado en la EOFAP y en el INM de España, fue Director General de Meteorología del SENAMHI (1999 a 2005). En CERA dirige los pronósticos de clima y energía para empresas agroexportadoras y del sector eléctrico. Más sobre CERA.