Dos plantas solares idénticas, dos precios distintos: así lo decide la ley del costo marginal

El costo marginal es lo que le cuesta al sistema eléctrico producir el siguiente MWh, en un punto concreto de la red y en un instante concreto. La Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley N° 25844, Anexo de Definiciones, numeral 5, en su texto vigente tras la modificación de la Ley N° 28832) lo define como el «costo de producir una unidad adicional de electricidad en cualquier barra del sistema de generación-transporte», y cierra con la frase que sostiene todo lo demás: «Éste varía por barra o nodo».

Torres de transmisión eléctrica. Foto: banco de imágenes

Esa variación, y no el promedio nacional, es la que determina lo que cobra una planta. Esta guía explica qué es y por qué cambia por hora y por barra.

¿Qué es exactamente?

Es el costo de la última unidad de generación que tuvo que entrar a operar para atender la demanda. Si quien entrega ese MWh adicional es una turbina a diésel, el costo marginal del momento es el de esa turbina, no el promedio de las centrales que despachan.

La definición legal marca sus dos propiedades incómodas: unidad adicional y barra. Es un valor de borde y un valor local, así que se mueve mucho con cambios pequeños de demanda y el sistema tiene tantos precios como barras.

Con qué se confunde

Tres cifras del mercado circulan a veces con este nombre:

• La tarifa. Lo que paga un usuario regulado sale de un pliego tarifario, con otra estructura y otra periodicidad.
• El precio de contrato. Un PPA fija un precio negociado entre partes, indexado al costo marginal o con fórmula propia.
• El ingreso de una planta. Con contrato, la planta cobra su contrato; el costo marginal gobierna la energía que queda fuera y las liquidaciones del mercado de corto plazo.

¿Por qué cambia hora a hora?

Porque cambia qué central está al margen. De madrugada, con demanda baja, el último MWh puede venir de una unidad barata; en la hora de mayor demanda, de una que solo opera unas horas al año.

La forma de esa curva tampoco es estable: depende del parque generador y de la demanda, y en el SEIN cambió de manera medible entre 2025 y 2026.

¿Por qué cambia de una barra a otra?

Porque la red tiene límites físicos. Una línea admite cierta potencia; cuando se satura, la energía barata de un lado no llega al otro, el sistema despacha una unidad más cara del lado congestionado y el costo marginal de esas barras se separa del resto. Eso es la congestión: la traducción física de la frase legal.

¿Cuánta congestión hay en el SEIN?

Entre el 4 de agosto de 2025 y el 4 de agosto de 2026, hubo congestión en el 5,64 % de los registros de costo marginal del sistema peruano. Contamos como congestión todo registro con un componente de congestión superior a 0,01 soles por MWh en valor absoluto; sin umbral, contando cualquier valor distinto de cero, la cifra sube a 5,69 %.

El denominador importa: la descarga entrega 3.201.091 filas de nodo y bloque en 225 nodos, que se agrupan en 3.143.065 observaciones de barra y bloque en 219 barras. La barra es la unidad de conteo, y esas observaciones son la base del 5,64 %.

Mide desacople, no sobrecosto. El 5,64 % suma congestión en los dos sentidos. Bajo el mismo umbral, el 1,86 % de los registros (58.315) tiene congestión positiva, es decir, encarece la barra; el resto es desacople en la dirección contraria.

Apareció en 217 de las 219 barras, y las dos restantes son barras sin datos. ILOTG1 e ILOTG2 tienen 1 y 2 registros en todo el año: con esa muestra no se puede afirmar nada sobre ellas. Dentro de las 217 que sí la registraron hay seis (RECKA 18, ETEN 18, MALACASTG5 16.5, AGUAYTIA 13.8 TG1, SROSAUTI y SROSATG7) con menos del 10 % de la muestra que les correspondería: el hecho está registrado, y su porcentaje individual se lee con esa reserva.

El 5,64 % anual promedia un fenómeno que varía cien veces. Septiembre de 2025 cerró en 0,15 % de los registros; mayo de 2026, en 17,01 %. Sobre un rango así, el promedio dice que la congestión es sistémica, no cuánta hubo en un mes concreto.

¿Por qué le importa a un proyecto renovable?

Por una razón que se decide antes de comprar un solo módulo: tu planta no cobra el promedio nacional. Cobra el precio de su barra, en su franja horaria.

El nodo es una decisión de precio, además de ingeniería. Dónde se conecta determina de qué lado de una congestión queda la planta, y se decide temprano y casi nunca se revisa.

El perfil horario pesa tanto como la energía anual. Una planta fotovoltaica produce concentrada en las horas centrales; si esas son las baratas del sistema, los mismos MWh valen menos que los de otro perfil.

Un promedio nacional promedia sistemas distintos. Una sola cifra para el SEIN promedia 219 puntos que pueden estar desacoplados durante horas.

Cuándo una cifra sirve para dimensionar

Cuando llega con cuatro precisiones: sobre qué barras se calculó, sobre qué período y contra qué referencia, con qué agregación horaria, y si está ponderada por energía o es simple. Las dos últimas son las que más mueven el resultado.