El próximo Missing Money: inercia, fortaleza de red y los costos que nadie está pagando
Mientras Chile debate cómo remunerar el almacenamiento, emerge un problema paralelo — y más urgente — en las capas físicas del sistema eléctrico
La semana pasada escribí sobre el Missing Money Problem y los BESS: el mercado spot destruye progresivamente la señal que motivó las inversiones en almacenamiento. Existe otro Missing Money que casi no se discute en público, que opera en una capa más profunda del sistema y que tiene un costo cuantificable ya para 2027.
La semana pasada escribí sobre el Missing Money Problem y los BESS en Chile: el mercado spot destruye progresivamente la señal que motivó las inversiones en almacenamiento. Es una falla estructural conocida. Hay debate sobre cómo resolverla.
Pero existe otro Missing Money que casi no se discute en público, que opera en una capa más profunda del sistema y que tiene un costo cuantificable ya para 2027: los atributos de robustez de frecuencia (inercia) y fortaleza de la red. Dos propiedades físicas que el mercado actual no remunera, que la transición energética está erosionando silenciosamente, y cuya ausencia puede costarle al sistema chileno USD 265 millones anuales — o bastante más, si no actuamos a tiempo.
El problema físico: qué es inercia y por qué importa
Un sistema eléctrico sincrónico opera en equilibrio continuo entre generación y demanda. Cuando ese equilibrio se perturba — una central sale de servicio, una demanda cae abruptamente — la frecuencia del sistema se desvía de sus 50 Hz nominales. La velocidad de esa desviación determina si el sistema tiene tiempo de responder o si colapsa.
Esa "resistencia al cambio" se llama inercia, y la proveen naturalmente las grandes masas rotantes de los generadores síncronos: turbinas a carbón, gas, hidro. La inercia es, literalmente, el tiempo que el sistema se gana a sí mismo para responder.
La fortaleza de la red (o Short Circuit Ratio, ESCR) es un concepto relacionado pero distinto: mide la robustez eléctrica del punto de conexión ante perturbaciones de tensión. Una red débil no puede sostener la operación estable de múltiples inversores electrónicos — como los que usan los paneles solares, los aerogeneradores y los BESS — sin riesgo de inestabilidades o desconexiones en cascada.
Ambos atributos han sido históricamente "gratuitos": los generadores síncronos los proveían como subproducto natural de su operación. El mercado nunca necesitó pagarlos porque siempre estuvieron disponibles.
Eso está cambiando.
El costo de la transición que el mercado no ve
Un estudio reciente de Vinken para AES Chile (publicado el 24 de marzo de 2026) cuantifica con rigor este problema para el horizonte 2027-2030. La metodología compara tres escenarios de operación del SEN: uno sin restricciones de inercia (escenario de referencia eficiente), uno con los requerimientos mínimos de inercia sistémica y zonal, y uno que además considera el despacho forzado de carbón y GNL en el Norte Grande para cumplir con niveles mínimos de ESCR. La diferencia de costos de operación entre estos escenarios representa el valor sistémico de cada atributo.
Los resultados para 2027 son elocuentes:
- El atributo de robustez de frecuencia (inercia) tiene un costo adicional de operación de USD 88 millones al año (+1,05 USD/MWh).
- El atributo de fortaleza de la red añade otros USD 177 millones (+2,11 USD/MWh).
- El costo total de ambos atributos alcanza los USD 265 millones anuales (+3,15 USD/MWh, o un 13,7% sobre el costo base de operación).
Para poner esto en perspectiva: en un escenario de descarbonización acelerada sin carbón disponible en el norte — donde la inercia debería ser provista por gas o diésel — ese costo podría superar los USD 600 millones anuales (+7,5 USD/MWh). Y si directamente no se cuenta con unidades eficientes que provean estos atributos durante la transición, los sobrecostos estimados oscilan entre 7 y 12 USD/MWh para 2027.
La ironía estructural
La misma ola de BESS que el mercado necesita para gestionar el curtailment solar es la que agrava el déficit de inercia y ESCR. Cada batería que entra al sistema desplaza una unidad síncrona, reduce la inercia disponible y debilita la fortaleza de la red.
Las proyecciones del estudio muestran que al incorporar los proyectos BESS esperados para 2026/2027, incluso los requerimientos mínimos de inercia ya definidos por el Coordinador no serían suficientes para mantener niveles de ESCR sobre 1,5 en la zona Norte Grande.
Y el Grid-Forming (GFM) — la tecnología que permitiría a los inversores proveer inercia sintética — no resuelve el problema en el corto plazo. Incluso en el mejor escenario posible, con un 50% de la capacidad BESS operando en modo GFM hacia 2027, los niveles de ESCR seguirían siendo insuficientes.
La señal regulatoria: la CNE licitó un estudio, y eso no es menor
El 13 de marzo de 2026, la Comisión Nacional de Energía (CNE) abrió el proceso de licitación para el estudio "Definición de nuevos Servicios Complementarios que contribuyan a la Robustez del SEN". El objetivo: generar los insumos técnicos para diseñar nuevos SSCC orientados específicamente a mejorar la robustez del sistema, cuyos resultados alimentarán la próxima actualización de la Resolución de Servicios Complementarios.
Que la CNE esté licitando este estudio ahora — en el marco de la reciente modificación a la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS), que por primera vez incorpora formalmente los conceptos de robustez y fortaleza del sistema — no es un gesto burocrático. Es la señal de que el regulador reconoce que el marco actual es insuficiente.
La pregunta relevante es: ¿llegará a tiempo ese marco regulatorio nuevo?
Una propuesta ya sobre la mesa
El estudio de Vinken para AES Chile va más allá del diagnóstico. Propone un mecanismo concreto de remuneración, articulado en dos etapas:
Etapa 1 (previa a la OTR, periodicidad semestral o anual): Los agentes presentan ofertas de solo-precio por la provisión del atributo. El regulador define, de forma oculta, una disposición máxima a pagar (anclada al costo de nueva infraestructura — condensadores síncronos — o al costo sistémico de operar sin el atributo). Las ofertas por sobre ese precio máximo quedan fuera de la remuneración. Las admisibles quedan fijas para el período siguiente.
Etapa 2 (en la OTR, hora a hora): Se construyen curvas de oferta y demanda. La demanda es inelástica — corresponde al requerimiento mínimo del atributo. La oferta se forma con las unidades efectivamente despachadas en orden creciente de precio. La intersección determina un precio de despeje uniforme (pay-as-clear) que remunera a todos los proveedores asignados.
El mecanismo tiene varias propiedades deseables: no altera la co-optimización actual de energía y reservas, es consistente con la normativa vigente de SSCC, tiene bajo costo de implementación para el regulador y el Coordinador, y genera incentivos para que incluso las unidades "pivotales" no puedan hacer ofertas no competitivas sin arriesgar su propia remuneración.
El referente internacional más directo es el Stability Market del Reino Unido, operado por NESO, que remunera específicamente inercia y cortocircuito como servicios sistémicos de estabilidad mediante contratos de mediano plazo.
Por qué esto es urgente
El diseño de mercado tiene inercia propia — valga la metáfora. Los ciclos regulatorios toman tiempo: estudios, consultas públicas, resoluciones, implementación. El estudio que la CNE acaba de licitar tardará meses en producir resultados. La actualización regulatoria, más meses aún.
Mientras tanto, cada central a carbón que se retira para reconversión reduce la disponibilidad de inercia y ESCR en el sistema. Las proyecciones del estudio muestran que para 2030, con más retiros de carbón y sin masificación de GFM, el costo de estos atributos aumenta considerablemente — y la zona Norte Grande enfrenta el mayor riesgo de escasez.
El paralelo con el Missing Money de los BESS es real: en ambos casos, el mercado genera señales insuficientes para remunerar lo que el sistema necesita; en ambos casos, la brecha se agranda a medida que la transición avanza; en ambos casos, el costo de actuar tarde es mayor que el costo de actuar ahora.
La diferencia es que el Missing Money de los BESS tiene al menos la discusión en curso. El Missing Money de la inercia y la fortaleza de red todavía no tiene suficiente presencia en el debate público.
Puntos clave
- La inercia y la fortaleza de red son atributos físicos que el mercado actual no remunera, históricamente proveídos "gratis" por los generadores síncronos
- Su costo sistémico estimado para 2027 asciende a USD 265 millones anuales (+3,15 USD/MWh) — y podría escalar entre 7 y 12 USD/MWh si no se dispone de unidades eficientes para proveerlos
- La ola de BESS necesaria para la transición agrava el déficit: desplaza generación síncrona y debilita la red exactamente cuando más se necesita estabilidad
- La CNE acaba de licitar un estudio específico para definir nuevos SSCC orientados a la robustez del SEN — una señal inequívoca de que el marco regulatorio actual es insuficiente
- Una propuesta ya elaborada, con diseño de mercado detallado, está disponible. El debate técnico y regulatorio debería acelerarse
¿Debería Chile priorizar la definición de nuevos SSCC de inercia y fortaleza antes de que el retiro de las centrales a carbón haga el problema inmanejable?
Fuentes:
- Informe "Propuesta de Diseño de Mercado para Atributos de Flexibilidad y Seguridad del SEN", Vinken para AES Chile, 24 de marzo de 2026
- CNE, licitación "Definición de nuevos Servicios Complementarios que contribuyan a la Robustez del SEN", 13 de marzo de 2026
- Columna relacionada: El Missing Money Problem y el futuro de los BESS en Chile
- Stability Market, NESO Reino Unido