El Missing Money Problem y el futuro de los BESS en Chile

Una mirada técnica y regulatoria al Missing Money Problem en el contexto del mercado eléctrico chileno.

Existe un problema conceptual que lleva décadas debatiéndose en el diseño de mercados eléctricos a nivel mundial, y que hoy se está manifestando con una claridad inusual en Chile. Se llama el "Missing Money Problem", y entenderlo es clave para comprender por qué el activo más necesario para nuestra transición energética — los sistemas de almacenamiento de baterías (BESS) — enfrenta una trampa estructural que el mercado, por sí solo, no puede resolver.

¿Qué es el Missing Money Problem?

El concepto fue formalizado por el economista Peter Cramton y el regulador Steven Stoft en los años 2000, en el contexto del debate sobre el diseño de mercados eléctricos liberalizados. La tesis es simple pero poderosa:

En un mercado de solo energía (energy-only market), los generadores recuperan sus costos exclusivamente a través del precio spot de la electricidad. La teoría económica dice que en un mercado competitivo, el precio debería subir hasta el nivel del Costo de Nueva Entrada (CNE) cuando la oferta es escasa — lo suficiente para remunerar el capital fijo de los activos que el sistema necesita. En la práctica, esto no ocurre.

Los reguladores, ante el riesgo político de precios excesivos (price spikes) en momentos de escasez, imponen topes de precios o intervienen el mercado. El resultado: los generadores nunca reciben la señal de precio completa que necesitan para recuperar sus costos fijos. Falta dinero. De ahí el nombre.

En sistemas dominados por generación síncrona despachable — gas, carbón, hidro — el problema tiene solución parcial: las plantas de respaldo operan pocas horas al año a precios altos, lo cual, multiplicado por esos pocos MWh, puede ser suficiente. Es un modelo que se sostiene con dificultad, pero se sostiene.

La irrupción de las energías renovables variables (ERV) — solar y eólica — con costos marginales cercanos a cero rompe ese equilibrio. Cuando el sol o el viento producen energía barata, el precio marginal colapsa. Las horas de precio alto se vuelven más escasas. Los activos de respaldo, que antes dependían de esas horas para ser rentables, ven sus ingresos erosionados. El Missing Money Problem se agrava.

La Paradoja Chilena del Sol

Chile ilustra este problema con una nitidez casi pedagógica.

En los últimos dos años, durante las horas de mayor radiación solar con el sistema de transmisión acoplado, el Costo Marginal (CMg) del sistema está definido prácticamente por la energía solar fotovoltaica. Su costo variable es cercano a cero. Los precios spot en esas horas son bajísimos — y en algunos nodos, con curtailment activo, directamente cero.

Esta es, en principio, una excelente noticia: energía limpia y barata. Pero el sistema no puede absorber toda esa generación. La transmisión no siempre está acoplada, la demanda no es completamente flexible y la capacidad de almacenamiento aún es insuficiente. El resultado: curtailment. Energía renovable que se vierte, que se desperdicia, porque no hay dónde ponerla.

La noche, en cambio, cuenta una historia diferente. Fuera de las horas solares, el CMg sube y lo determinan centrales de respaldo: Ciclos Combinados a gas (cuyos contratos están indexados al Brent o al Henry Hub), turbinas a diesel, o en la zona sur — desde Ciruelos hacia abajo — directamente turbinas a diesel cuando el recurso hídrico o eólico es insuficiente. En esas horas, Chile tiene una exposición financiera directa a los commodities internacionales.

El diferencial entre el precio bajo del mediodía y el precio alto de la noche — el spread intradiario — es hoy la señal económica más clara del sistema. Y está enviando un mensaje correcto: necesitamos almacenamiento. Necesitamos BESS.

La Trampa del Spread Intradiario

Aquí empieza el problema estructural.

El modelo de negocio más natural de un BESS en el mercado actual es el energy shifting: cargarse en horas de precio bajo (sol, exceso de renovables) y descargar en horas de precio alto (noche, respaldo termoeléctrico). La rentabilidad del activo depende directamente de ese spread.

Cuando el primer BESS entra al sistema, captura ese spread y obtiene buenos retornos. Cuando entran diez, la competencia entre ellos empieza a comprimir el spread: al cargar todos al mismo tiempo en horas baratas, la demanda en esas horas sube y el precio sube también; al descargar todos en horas caras, la oferta en esas horas aumenta y el precio cae. El spread se angosta.

Cuando entran cien — o los miles de MWh de BESS que Chile realmente necesita para aprovechar su potencial solar — el spread prácticamente desaparece. El mercado habría "resuelto" el problema técnico (menos curtailment, precios más estables) pero habría destruido en el proceso el modelo de negocio que motivó las inversiones.

Es la tragedia de los comunes aplicada al almacenamiento: cada BESS individual actúa racionalmente buscando el spread, pero el conjunto de todos los BESS elimina el spread que todos necesitan. El mercado manda la señal correcta para el primer gigavatio de almacenamiento, pero se autodestruye como mecanismo de inversión para los siguientes diez.

Esto es el Missing Money Problem aplicado al almacenamiento: el sistema eléctrico necesita masivamente los BESS — para gestionar curtailment, proveer flexibilidad, dar firmeza nocturna — pero el mercado no puede remunerar ese valor completo a través del precio spot solamente.

El Pago de Capacidad Actual y Sus Limitaciones

Chile tiene un mecanismo de pago por capacidad, conocido como "pago de potencia firme". Fue diseñado hace décadas en un contexto de sistema hidrotérmico, con el objetivo de remunerar la capacidad de generación disponible durante los períodos críticos del sistema (típicamente horas de punta de demanda en invierno).

El problema: este mecanismo no fue concebido para remunerar lo que el sistema realmente necesita hoy.

Primero, la potencia firme se define a partir de la contribución de cada unidad en una situación crítica específica. Las ERV, por su naturaleza intermitente, tienen factores de potencia firme bajos o nulos. Un panel solar no garantiza producción a las 20:00 horas. Un BESS sí puede garantizarla — pero solo en la medida en que tenga energía almacenada, lo que depende de cuánto captó durante el día.

Segundo, el mecanismo remunera "estar disponible" en momentos críticos, no "proveer flexibilidad intradiaria". El valor más importante de un BESS para el sistema chileno no es tanto su disponibilidad a las 20:00 horas de un día de invierno, sino su capacidad de absorber el exceso solar del mediodía y liberarlo gradualmente durante la tarde y noche. Eso no está explícitamente valorado.

Tercero, la Ley 21.505 de 2022 fue un avance real: permitió que los BESS participen en el mercado de capacidad y obtengan pagos por potencia firme. Pero la inclusión formal no resuelve el problema de fondo si el producto que se remunera no está alineado con el servicio que el sistema necesita.

La ACERA ha señalado esta brecha explícitamente: las ERNC y los activos de almacenamiento casi no reciben pagos por capacidad en comparación con las tecnologías fósiles convencionales. Y no es solo un problema de equidad — es una falla en el diseño que desincentiva exactamente las inversiones que el sistema más necesita.

¿Qué Podría Hacer Chile? Una Dirección a Explorar

La dirección más prometedora no es eliminar las señales de precio del mercado spot — esas señales son valiosas y deben mantenerse. La pregunta es cómo complementarlas con un mecanismo que remunere los atributos que el mercado spot no puede valorar adecuadamente.

La experiencia internacional ofrece referencias interesantes. Varios sistemas eléctricos han desarrollado mercados de capacidad basados en licitaciones competitivas con productos diferenciados — cada uno con sus propias características, virtudes y problemas.

Gran Bretaña (Capacity Market, desde 2014): Licita capacidad anualmente para el invierno siguiente y para cuatro años adelante. Los BESS participan y obtienen contratos de hasta 15 años para nuevos activos. El producto que se licita es la "disponibilidad confiable" en períodos de estrés del sistema. Los BESS han ganado participación creciente en estas licitaciones.

PJM (EE.UU., Capacity Performance, desde 2015): Exige que los activos que ganan la licitación estén realmente disponibles cuando el sistema lo requiera — con penalidades severas si no lo están. Esto favoreció a los BESS como activos de alta confiabilidad frente a plantas térmicas con problemas de combustible en condiciones extremas.

Australia (Capacity Investment Scheme, desde 2023): Frente al retiro acelerado de carbón y la necesidad de almacenamiento, el gobierno federal lanzó un esquema de contratos por diferencia para nuevas inversiones en renovables y almacenamiento. El mecanismo garantiza un piso de ingresos (floor price) para los activos ganadores, protegiendo la inversión del riesgo de mercado.

Colombia (Cargo por Confiabilidad, desde 2006): Relevante por ser latinoamericano. Las Obligaciones de Energía en Firme (OEF) se subastan en licitaciones competitivas. Los proyectos ganadores reciben un pago por tener energía firme disponible durante los eventos de escasez. El mecanismo ha incentivado inversión en generación de respaldo y, más recientemente, se ha adaptado para incluir almacenamiento.

El elemento común: ninguno de estos sistemas reemplaza el mercado spot. Todos crean una capa adicional de remuneración para atributos de largo plazo que el mercado de corto plazo no puede valorar por sí solo. Cada uno tiene sus propias complejidades de diseño, y ninguno es directamente trasplantable a la realidad chilena sin adaptación.

Una Hipótesis de Diseño para Chile

Si Chile optara por revisar su mecanismo de capacidad, una posibilidad sería orientarlo hacia productos diferenciados que reflejen lo que el sistema renovable realmente necesita — en lugar de simplemente extender el esquema de potencia firme existente.

Una estructura de ese tipo podría incluir:

• Producto 1 — Energía Firme Nocturna: Capacidad garantizada de inyección durante las horas de mayor demanda (18:00-23:00). Los BESS, con su capacidad de carga solar y descarga nocturna, son candidatos naturales. También gas flexible e hidro regulada.

• Producto 2 — Flexibilidad Intradiaria: Capacidad de rampa rápida para absorber excedentes solares y reinyectarlos en tiempo real. Este es el producto que más específicamente valoriza el energy shifting de un BESS.

• Producto 3 — Servicios de Red: Inercia sintética, regulación de frecuencia, soporte de tensión. Los inversores grid-forming pueden proveer estos servicios; el mercado actual no los remunera.

Un mecanismo de este tipo podría contemplar horizontes de largo plazo (10-15 años para nuevos proyectos), dando la certeza de flujos necesaria para financiar inversiones de capital intensivo como los BESS. Los contratos podrían estructurarse como contratos por diferencia (CfD): si el mercado spot paga bien, el mecanismo no interviene; si el mercado spot paga poco — como podría ocurrir cuando haya mucho almacenamiento — el contrato complementa los ingresos.

Una virtud de este enfoque es que alinearía mejor los incentivos: a medida que más BESS entran y comprimen el spread, el mercado spot pagaría menos, pero el mecanismo de largo plazo cubriría la brecha. La viabilidad de la inversión no dependería de que el mercado siga siendo "ineficiente" para ser rentable. Dicho esto, el diseño concreto — qué productos licitar, cómo valorar la flexibilidad intradiaria, cómo evitar sobreinversión o captura regulatoria — es materia de un debate técnico y regulatorio que Chile aún tiene pendiente.

El Momento para el Debate

Hay una ventana. El spread intradiario hoy sigue siendo suficiente para motivar los primeros BESS. El pipeline de proyectos de almacenamiento está creciendo. La Ley 21.505 sentó un precedente legal. Las licitaciones de distribución ya han incluido almacenamiento.

Pero ese spread no es permanente. Si el diseño regulatorio llega tarde — construido sobre una señal que ya habrá desaparecido — el sistema habrá perdido la oportunidad de ordenar bien la transición.

El Missing Money Problem no es una falla del mercado que se corrige sola. Es una limitación estructural de los mercados de solo energía frente a sistemas con alta penetración renovable. Reconocerlo es el primer paso. Cuál es el mecanismo correcto para Chile — y si las licitaciones de capacidad son la respuesta adecuada a nuestra realidad específica — es exactamente el debate que deberíamos estar teniendo.

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Puntos clave

• El Missing Money Problem describe la incapacidad de los mercados de solo energía para remunerar adecuadamente la capacidad y flexibilidad que el sistema necesita
• En Chile, el spread intradiario manda hoy la señal correcta para invertir en BESS — pero se autodestruye a medida que entran más activos
• El mecanismo de pago por potencia firme no fue diseñado para remunerar flexibilidad intradiaria ni los servicios reales que los BESS proveen
• GB, PJM, Australia y Colombia ofrecen referencias de licitaciones de capacidad con productos diferenciados — cada una con sus propias complejidades y contextos distintos al chileno
• Una posible vía para Chile: un mecanismo que garantice ingresos de largo plazo a los BESS, independiente del spread spot, aunque el diseño concreto requiere debate regulatorio profundo

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¿Crees que Chile debería avanzar hacia un mercado de capacidad con licitaciones diferenciadas? ¿O hay otras vías que deberíamos explorar primero?