El SEIN cambió la hora de cargar una batería: las cuatro horas más baratas pasaron de la madrugada al mediodía

Entre el 4 de agosto y el 2 de septiembre de 2025, las cuatro horas más baratas del día en el sistema peruano caían entre las 03:30 y las 07:30. Doce meses después, en la ventana del 6 de julio al 4 de agosto de 2026, caen entre las 08:30 y las 16:00, según nuestro procesamiento de la base de costo marginal del COES-SINAC sobre 126 barras del sistema troncal.

Planta solar fotovoltaica. Foto: banco de imágenes

La primera decisión de diseño de un sistema de almacenamiento es a qué hora compra. Esa hora se movió, y con ella se mueve dónde conviene poner la batería.

El tramo barato del día se corrió cinco horas, y el caro tres

El inicio de la franja barata pasó de las 03:30 a las 08:30, y el de la cara, de las 17:00 a las 20:00. Son las dos ventanas de treinta días que abren y cierran nuestra serie del COES.

Ese desplazamiento describe un cambio de forma de la curva: la madrugada dejó de ser el tramo más barato del día y ese lugar lo ocupan hoy las horas centrales, que son las horas en que el sistema tiene sol.

Una batería que carga a las once de la mañana compra donde produce una planta solar

La consecuencia práctica cambia una decisión de proyecto. Una batería dimensionada sobre la curva de 2025 cargaba de noche, con la red, y buscaba un punto con buen precio nocturno. Sobre la curva de 2026, sus horas de compra coinciden con la franja de generación fotovoltaica. Esa coincidencia es una señal de mercado compatible con la coubicación con una planta solar, pero no demuestra por sí sola la rentabilidad de un proyecto: la batería carga cuando la planta a la que está pegada está produciendo.

Esa coincidencia tiene detrás un parque que cambió. Toda la potencia nueva que entró en operación comercial en el SEIN en 2026 es solar, 156,7 de 157,68 MW, según el archivo de operación comercial del COES con corte al 25 de mayo de 2026: Expansión Intipampa, de Engie Energía Perú, y Sunny Expansión, de Kallpa Generación. El costo marginal es el precio de la última unidad que entra a operar en cada barra y en cada instante, así que se mueve con el parque que despacha (explicador).

El margen bruto por MWh ciclado pasó de 20,6 a 170,8 soles

La estrategia que medimos es la más simple que se puede modelar: comprar en los ocho bloques de media hora más baratos del perfil y entregar en los ocho más caros, sin optimización y sin previsión.

Cifras en soles por MWh. El margen se multiplicó por 8,3, y es margen bruto sobre precio de energía: el punto de partida de un caso de negocio, al que después se le descuentan la eficiencia de ciclo, la degradación por ciclado y el costo de conexión, que se miden fuera de una base de costo marginal.

Las dos cifras se movieron por caminos distintos. La relación entre franjas subió de 1,19 a 1,60 veces, que es la curva abriéndose; los precios se multiplicaron por más de dos y medio en las dos franjas, que es todo el sistema situándose más caro. El margen bruto recoge las dos cosas a la vez, y por eso crece más rápido que cualquiera de ellas.

Cómo lo sabemos: 126 barras troncales, 48 bloques de media hora y dos ventanas de 30 días

El cálculo es propio y se reproduce en cuatro pasos sobre los reportes públicos de costo marginal del COES-SINAC. Uno, el universo son las 126 barras del sistema troncal, las de 138, 220 y 500 kV, de las 219 que cubre nuestra base. Dos, el precio es el costo marginal total del registro, energía más congestión, que es lo que una batería cobra y paga en su propia barra. Tres, se promedia cada uno de los 48 bloques de media hora del día a lo largo de la ventana, sobre todas las barras y todos los días, y ese perfil medio es el que se ordena. Cuatro, se toman los ocho bloques más baratos como franja de carga y los ocho más caros como franja de descarga, y la resta entre ambas medias es el margen bruto por MWh ciclado.

Las dos ventanas son los extremos de una serie de 3.201.091 registros y 365 días: la de 2025 empieza el 4 de agosto porque es el primer día del registro.

Las franjas se fijan por el promedio de treinta días y no se reeligen cada jornada: un operador real decide con el precio del día siguiente y captura un resultado distinto, mejor cuando acierta y peor cuando no.

Para quien decide, la carga dejó de disputarle horas a la punta de la noche

En 2025 la franja cara empezaba a las 17:00 y la barata terminaba a las 07:30. En 2026 la cara no empieza hasta las 20:00 y la barata llega hasta las 16:00: cargar ya no compite con la subida de la tarde, compite con el mediodía, que es cuando una planta fotovoltaica coubicada entrega su producción y cuando el sistema marca su punto más bajo, 282,6 soles por MWh con corte al 4 de agosto de 2026.