Costo marginal

El costo marginal (CMg) es el costo en que incurre el sistema eléctrico para suministrar una unidad adicional de energía en un punto y momento determinados. En Chile lo calcula el Coordinador Eléctrico Nacional, a través de su Centro de Despacho y Control (CDC), a partir del despacho económico: las centrales se ordenan de menor a mayor costo variable y se van encendiendo en ese orden hasta cubrir la demanda instantánea. El costo variable de la última central necesaria —la más cara que se debe despachar en ese instante— fija el costo marginal y, con ello, el precio de la energía en el mercado spot. Por eso el CMg no es un valor único: cambia hora a hora según la demanda y las centrales disponibles, y también varía geográficamente entre las distintas barras (nodos) del sistema, porque la congestión de las líneas de transmisión puede impedir que la energía barata de una zona llegue a otra.

El costo marginal se expresa habitualmente en dólares por megawatt-hora (US$/MWh) y se publica para cada barra del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). El rasgo que lo hace distintivo en Chile es la irrupción masiva de generación solar en el norte: como los paneles fotovoltaicos tienen costo variable prácticamente cero, en las horas de mayor radiación el CMg puede desplomarse a cero o a valores muy bajos en amplias zonas. El problema es que la transmisión no siempre alcanza a evacuar toda esa energía hacia el centro-sur, lo que produce desacople de precios entre zonas y obliga a verter (curtailment) energía renovable que no se puede transportar. El vertimiento total de energías renovables variables llegó a 2.615 GWh en 2023, un aumento de 78% respecto de 2022; ese año un 11% de la generación solar fotovoltaica y un 8,2% de la eólica se perdieron por vertimiento. Es la contracara del CMg cero: hay energía limpia y barata que el sistema no logra aprovechar por falta de líneas.

Para una empresa que evalúa autoconsumo solar bajo NetBilling (Ley 21.118, sistemas de hasta 300 kW), el costo marginal no es el precio al que se paga directamente la inyección, y conviene no confundirlos. En NetBilling los excedentes que la empresa inyecta a la red se valoran al componente de energía de la tarifa —el precio de la energía, sin los cargos de distribución ni transmisión—, sensiblemente menor que el precio total que se paga por consumir. Ese precio regulado deriva de las fijaciones tarifarias de la Comisión Nacional de Energía (precios de nudo, fijados semestralmente en abril y octubre), que a su vez se constituyen a partir de los costos marginales proyectados del sistema. Es decir: el CMg no aparece en la boleta como tal, pero es la variable de fondo que empuja hacia arriba o hacia abajo el valor al que se compensan los excedentes.

La consecuencia práctica es que la economía de un proyecto de autoconsumo se apoya mucho más en evitar la compra de energía cara —autoconsumir lo que se genera— que en vender excedentes a la red. Como el CMg y, con él, el precio de la inyección tienden a caer justo en las horas de sol —cuando más produce el sistema fotovoltaico y más abunda la oferta—, el excedente inyectado suele valer poco. Dimensionar el sistema para que la energía se consuma en el mismo predio, alinear el consumo con las horas de generación y, cuando se justifica, sumar almacenamiento es lo que sostiene el retorno. Confundir el costo marginal spot con lo que efectivamente se recibe por inyectar es un error frecuente que puede inflar las expectativas de ingreso por venta de excedentes.