Costo marginal de generación eléctrica

Qué es

En economía, el costo marginal es lo que cuesta producir una unidad adicional de un bien, considerando solo los costos que cambian con esa unidad extra (Mankiw, 2020). En el sector eléctrico, la unidad es normalmente el megawatt-hora (MWh). El costo marginal de generación es entonces el costo de abastecer un MWh adicional de demanda en un momento y lugar determinados.

Para entender cómo se determina conviene pensar en cómo se despacha un sistema eléctrico. La electricidad se produce y consume casi al mismo tiempo, y un coordinador central decide qué centrales operan en cada hora. Si el objetivo es abastecer la demanda al menor costo posible, se ordenan las centrales desde la más barata a la más cara según su costo variable de operación (combustible, mantenimiento asociado a la operación) y se van encendiendo en ese orden hasta cubrir la demanda. Esta lista se conoce como orden de mérito. La última central que se necesita para cubrir la demanda es la central marginal, y su costo variable fija el costo marginal del sistema en esa hora.

Algunas consecuencias:

• El costo marginal cambia hora a hora. En una tarde soleada con mucha generación solar, la central marginal puede ser una planta de costo variable casi nulo y el costo marginal cae cerca de cero. En la noche, con demanda alta y sin sol, la central marginal puede ser una turbina a diésel o a gas, y el costo marginal sube bastante.
• El costo marginal cambia según el lugar. Las pérdidas en las líneas y la congestión de la transmisión hacen que un MWh adicional no cueste lo mismo en todos los puntos de la red. La formalización de precios spot diferenciados por nudo y por hora se debe a Schweppe, Caramanis, Tabors y Bohn (1988).
• Costo marginal no es costo medio. Una central solar tiene un costo marginal casi nulo, pero requirió una inversión inicial grande. Si todas las centrales cobraran solo su costo variable, nadie recuperaría su inversión. La solución está en las rentas inframarginales: cuando el precio lo fija una central más cara, las centrales más baratas reciben la diferencia, y con ella pagan sus costos fijos (Stoft, 2002).

La idea de que tarificar a costo marginal produce una asignación eficiente de recursos tiene raíces en la economía del bienestar, como planteó Hotelling (1938) para servicios de utilidad pública. En electricidad, la aplicación clásica es de Marcel Boiteux, que desarrolló la tarificación de punta para Électricité de France (Boiteux, 1960). Su idea central: cuando la demanda es alta, el precio debe reflejar también el costo de la capacidad necesaria para abastecerla.

Chile fue pionero en llevar estas ideas a la regulación. Desde la Ley General de Servicios Eléctricos de 1982, el sistema se despacha a mínimo costo y las transferencias de energía entre generadores se valorizan al costo marginal. Hoy ese despacho lo realiza el Coordinador Eléctrico Nacional. Los clientes regulados, en cambio, no pagan directamente el costo marginal horario. Pagan precios fijados en contratos de suministro de largo plazo, adjudicados mediante licitaciones públicas.

Cómo lo explicó el programa

En el episodio del 16 de octubre de 2026 [btm-2026-10-16], dentro del tema "Recambio de contratos de generación como causa estructural", el programa usó el concepto para explicar por qué bajarán las cuentas de la luz.

A fines de 2026 vencen contratos de las licitaciones 2008-2010. Se firmaron en plena crisis energética, a unos US$104/MWh. Los reemplazan contratos adjudicados en las licitaciones 2023-2025, que podrían llegar a unos US$47/MWh. Ese precio más bajo es posible gracias a la entrada masiva de generación eólica y solar, tecnologías de bajo costo marginal. Pepe Arias lo resumió así:

"están saliendo contratos antiguos caros de suministro y están siendo reemplazados por contratos nuevos más baratos"

El episodio agregó dos matices:

1. La cuenta final no baja en la misma proporción. El recambio solo afecta el componente de generación y solo los contratos que vencen. La transmisión, la distribución y los contratos vigentes no cambian. Por eso la cuenta no baja 30%.
2. El recambio escalonado tiene ventajas. Que los contratos venzan en distintos momentos evita la coordinación de precios entre oferentes y permite que cada nueva licitación capture las mejoras tecnológicas del momento.

El caso muestra la diferencia entre el costo marginal spot y el precio de contrato. Las renovables con costo variable casi nulo empujan hacia abajo el costo marginal esperado del sistema. Eso permite a los generadores ofrecer contratos de largo plazo más baratos en las licitaciones.

Relación con otros conceptos

• Costo medio y costo nivelado de energía (LCOE). Mientras el costo marginal mira solo la unidad adicional, el costo nivelado reparte la inversión y los costos fijos en toda la energía producida durante la vida útil de la central. Las licitaciones de largo plazo compiten, en la práctica, en algo cercano a este costo nivelado.
• Excedente del productor y renta inframarginal. Corresponde a la diferencia entre el precio de mercado y el costo marginal de cada central. Es lo que financia la inversión en un mercado que remunera a costo marginal.
• Curva de oferta. El orden de mérito es la curva de oferta de corto plazo del sistema eléctrico. La entrada de renovables la desplaza hacia la derecha y la aplana en su tramo inicial, lo que se conoce como efecto orden de mérito.
• Contratos de largo plazo y cobertura de riesgo. Los contratos protegen a consumidores y generadores de la volatilidad del costo marginal horario, de forma análoga a un contrato forward.
• Monopolio natural. La transmisión y la distribución tienen fuertes economías de escala y se regulan por separado. Por eso el costo de generación es solo una parte de la cuenta final.
• Tarificación de punta (peak-load pricing). Es la extensión del costo marginal a contextos con capacidad limitada y demanda variable en el tiempo.

Fuentes y lecturas

• Mankiw, N. G. (2020), Principles of Economics (9.ª ed.), Cengage Learning. Hay traducción al español: Principios de economía.
• Boiteux, M. (1960), "Peak-Load Pricing", The Journal of Business, 33(2), 157-179.
• Schweppe, F. C., Caramanis, M. C., Tabors, R. D. y Bohn, R. E. (1988), Spot Pricing of Electricity, Kluwer Academic Publishers.
• Stoft, S. (2002), Power System Economics: Designing Markets for Electricity, IEEE Press / Wiley-Interscience.
• Kirschen, D. y Strbac, G. (2004), Fundamentals of Power System Economics, John Wiley & Sons.