En menos de una década Chile conectó proyectos eólicos y solares a una tasa cercana a 400 MW/año y 650 MW/año respectivamente, y sólo en 2022 entraron en operación unos 2 GW fotovoltaicos para una demanda punta que supera levemente los 11 GW. Ese año el mercado mostró alta volatilidad entre el día y la noche, precios cero generalizados en verano y desacoples importantes entre el norte y el centro de carga. Nueve empresas pidieron una modificación transitoria del sistema de formación de precios del mercado mayorista.
El documento zanja una pregunta de ese debate: si el problema es el modelo marginalista o su implementación local. La respuesta es la segunda. Una expansión de generación intermitente de costo variable cero no cambia los fundamentos del diseño eficiente del mercado; lo que hace es aumentar la importancia de mejorar la implementación y de asignar bien el riesgo.
La lista de mérito no es el costo marginal
Los precios se forman administrativamente ordenando unidades por costo variable en una barra de referencia. Llamar a eso costo marginal del sistema es, según el documento, un abuso de lenguaje. Tres falencias: no captura los costos de oportunidad de corto plazo —crítico para almacenamiento, que no tiene costos directos auditables—, no representa no linealidades ni relaciones intertemporales del despacho, y desconoce la variabilidad de un sistema renovable porque usa un nodo representativo y sólo tres bloques horarios por día. El resultado no es sólo un precio errado: también una operación que no es costo-eficiente, con pagos laterales crecientes por unidades supramarginales operando a mínimo técnico.
Cinco riesgos y quién debería asumirlos
- Riesgo precio. Avanzar al menos hacia una programación vinculante, y deseablemente hacia un mercado del día anterior basado en ofertas.
- Riesgo desacople. Zonificar los requerimientos de las subastas a clientes regulados y acercar los factores de penalización a la realidad.
- Riesgo de recorte. El recorte es endémico en sistemas descarbonizados; reevaluar la operación embancada de unidades térmicas y sistematizar las partidas en caliente.
- Riesgo costos sistémicos. Permitir su traspaso en las subastas y pasar de cobertura horaria a diaria de pérdidas para unidades supramarginales.
- Riesgo regulatorio. Estabilidad no es congelar reglas, sino que los cambios apunten a un objetivo de política pública claro.