Cómo funcionan los mercados eléctricos: claves del webinar MII UC, con el profesor Enzo Sauma (PhD)
Revive el webinar sobre los mercados eléctricos, organizado por el Magíster de Ingeniería Industrial (MII UC). Expositor, el profesor Enzo Sauma.
Los mercados eléctricos son complejos, dinámicos y fundamentales para entender cómo se determina el precio de la electricidad, cómo se equilibra la oferta y la demanda, y por qué fenómenos como la congestión de transmisión o el almacenamiento en baterías influyen en el sistema.
Estos fueron algunos de los principales temas del webinar Demanda y Oferta de Energía en Equilibrio: ¿Cómo operan los mercados eléctricos?, presentado por Enzo Sauma (PhD), profesor del Magíster en Ingeniería Industrial (MII UC).
El profesor Enzo Sauma es Ph.D. y M.S. en Ingeniería Industrial e Investigación de Operaciones por la Universidad de California en Berkeley, Estados Unidos. Es ingeniero civil de industrias UC.
Profesor titular de la Pontificia Universidad Católica de Chile, entre sus intereses se encuentra el diseño de mecanismos eficientes de mercado y el estudio de las estructuras de incentivos que operan dichos mercados, con un interés especial en su aplicación a los sectores de electricidad y medioambiente.
En este webinar, Enzo Sauma explicó —desde una mirada económica y microeconómica— cómo se construyen los equilibrios del mercado eléctrico y qué imperfecciones hacen que este sea diferente a otros mercados descentralizados.
Mercados eléctricos: oferta, demanda y equilibrio
En su exposición, Enzo Sauma parte desde una base conocida en microeconomía: los mercados buscan equilibrar oferta y demanda. La demanda se analiza a través de la teoría del consumidor, y la oferta, mediante la teoría del productor. Luego se combinan ambas fuerzas para identificar un equilibrio.
Este equilibrio ocurre en condiciones ideales, pero en la realidad se presentan múltiples imperfecciones que vuelven el análisis más desafiante. Aun así, el enfoque permite entender conceptos fundamentales como: la curva de demanda, la curva de oferta, el rol del precio y el punto donde ambas se intersectan.
En el mercado eléctrico, ese equilibrio se refleja en el precio spot de la electricidad (precio de equilibrio mayorista) y en la cantidad que se transa.
Demanda eléctrica: una curva inelástica con impacto en la regulación
Uno de los conceptos más relevantes del webinar fue la elasticidad precio de la demanda, es decir, qué tan sensible es el consumo ante cambios en el precio.
Sauma explica que la electricidad tiende a ser un bien de demanda inelástica: aunque suba el precio, las personas consumen casi lo mismo, porque deben usar iluminación, electrodomésticos y dispositivos esenciales en sus hogares.
¿Por qué importa que la demanda sea inelástica? Enzo Sauma destaca dos consecuencias clave:
1. Facilita el poder de mercado: si los consumidores no pueden reducir consumo, es más fácil que los productores cobren más. Por eso, la regulación es crucial.
2. Condiciona la efectividad de las políticas públicas: en un mercado inelástico, ciertas regulaciones funcionan mejor que otras.
Además, el análisis debe considerar que la demanda no es estática: varía en el tiempo, y en Chile se realizan proyecciones hacia el futuro por entidades como el Coordinador Eléctrico Nacional y la Comisión Nacional de Energía.
Oferta eléctrica y teoría marginalista
Desde el lado de la oferta, Enzo Sauma recalca que las empresas buscan maximizar beneficios, los cuales se calculan como: Ingresos totales – Costos totales
En un mercado competitivo, existe un resultado clásico: las empresas maximizan su beneficio donde el precio del mercado se iguala con el costo marginal.
Esto es la base de la teoría marginalista, y explica por qué, en electricidad, la curva de oferta suele representarse como una curva de costos marginales.
¿Qué muestra esta lógica en el caso eléctrico? Que distintas tecnologías tienen distintos costos marginales:
Solar y eólica: costos marginales muy bajos.
Carbón, gas y diésel: costos marginales mayores.
Hidráulica: participa también dependiendo del sistema.
La oferta se ordena según tecnología y costo, lo que permite construir una curva creciente, que luego se intersecta con la demanda para definir el precio spot.
Energías renovables en el mercado eléctrico
El profesor Sauma describe cómo la matriz chilena ha cambiado significativamente, con un fuerte crecimiento de energías renovables como la solar y la eólica. Presenta un dato clave sobre capacidad instalada: Chile tiene 36.000 MW instalados, y la demanda punta ronda los 12.000 MW.
Es decir, el país tiene aproximadamente tres veces la capacidad instalada necesaria para la hora punta, lo que introduce una primera característica importante: existe abundancia instalada, pero no siempre se puede aprovechar.
Además, se indica que alrededor del 68% de la capacidad instalada es renovable, y entre el 21a 22% aún corresponde a generación térmica, la que se busca reducir.
El crecimiento renovable se explica en parte por el abaratamiento de paneles solares y aerogeneradores desde aproximadamente 2014, lo que impulsó inversiones y aumentó fuertemente la generación limpia en el tiempo.
El gran desafío del mercado eléctrico
Enzo Sauma enfatiza que el mercado eléctrico no puede analizarse como un mercado tradicional por varias razones estructurales:
1) La electricidad no es almacenable a gran escala: Aunque existen baterías, su almacenamiento es principalmente de corto plazo. No se puede guardar energía “de un año húmedo para uno seco”.
2) La demanda debe satisfacerse instantáneamente: El operador (en Chile, el Coordinador Eléctrico Nacional) debe equilibrar oferta y demanda hora a hora y además garantizar parámetros de calidad como frecuencia y voltaje.
3) La demanda es incierta: Aunque existen modelos de predicción avanzados, la variación hora a hora sigue siendo un factor relevante.
4) Congestión en transmisión: Muchas veces la energía se produce lejos de donde se consume, y las redes tienen capacidad limitada.
5) Los flujos eléctricos no se controlan como bienes físicos: La electricidad fluye según leyes físicas y no como un camión que va de A a B.
6) Externalidades: No es lo mismo generar con carbón que con solar: hay emisiones que afectan a terceros, lo que agrega complejidad.
Por estos motivos, Enzo Sauma explica que en la práctica no se puede “dibujar” oferta y demanda fácilmente. En cambio, se requieren modelos de optimización que incorporen restricciones técnicas del sistema.
Por qué el precio spot puede ser tan volátil
Un punto central del webinar es que la inelasticidad de la demanda genera volatilidad en los precios de equilibrio. En un gráfico simplificado, Sauma muestra que pequeños aumentos de demanda —por ejemplo, de una hora a otra— pueden provocar que el precio suba desde 20 hasta 90 (en el ejemplo), porque la demanda es casi vertical.
¿Quién ve esos precios? Los precios spot los observan actores del mercado mayorista (generadores, distribuidoras), pero no los clientes residenciales, ya que estos pagan tarifas fijas basadas en contratos de largo plazo firmados por distribuidoras con generadores.
Caso real: costos marginales en Chile y la energía “que se bota”
Sauma menciona datos reales del 20 de agosto de 2024 para mostrar cómo los costos marginales varían en distintos puntos del país.
El patrón general del día observado es:
En la noche: precios similares en todo Chile (baja congestión).
Durante el día: con sol, muchos nodos bajan incluso a cero.
En invierno y en zonas como Puerto Montt: se deben usar centrales diésel por falta de sol y congestión, alcanzando costos típicos de 250.
Uno de los datos más impactantes del webinar es que durante 2024 el 17% de la energía solar que se podría haber producido se “botó”, porque no se pudo almacenar ni transmitir por congestión.
Este fenómeno refuerza la necesidad de más infraestructura y flexibilidad.
Almacenamiento en baterías: una solución clave (pero con limitaciones)
En el webinar se destaca que el almacenamiento ha crecido mucho en Chile:
a septiembre, habría 1.800 MW instalados
en construcción y evaluación se proyectaría llegar a 8.000 MW
esto equivaldría a cerca de 75% de la demanda punta, potencialmente hacia 2028
Sin embargo, Sauma aclara que las baterías comunes (como litio) suelen ser de 4 horas, lo que permite trasladar energía del día a la punta de la tarde/noche, pero no cubrir toda la noche sin múltiples inversiones.
Además, aparece una pregunta compleja: ¿Cuál es el costo real de la energía almacenada? Si la batería se cargó con energía a costo cero, el operador necesita evaluar el “costo de oportunidad”, lo que abre debates regulatorios y técnicos.
Distribución y generación distribuida: el rol del net billing y los PMGD
Durante el espacio de preguntas en el webinar, se plantea el rol de los PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida) y de la generación residencial (net billing).
Enzo Sauma señala que estos mecanismos pueden ayudar a descongestionar redes y aportar soluciones relevantes, pero advierte que Chile necesita una modernización del marco regulatorio de distribución. Esto último, porque la ley actual data de 1980 y la tecnología cambió radicalmente (medidores inteligentes, prosumidores, digitalización, electromovilidad).
Por lo tanto, el crecimiento de la generación distribuida deberá avanzar junto con una nueva regulación.
¿Por qué no se usan más centrales de bombeo?
Otra pregunta abordó las centrales de bombeo como alternativa de almacenamiento de largo plazo.
Sauma explica que estas permiten guardar energía en forma de agua en dos reservorios, con duración de meses o incluso años, pero enfrentan dos barreras:
1. No se pueden instalar en cualquier parte: requieren condiciones topográficas específicas.
2. El mercado no valora adecuadamente todos sus servicios, como inercia o control de voltaje y frecuencia, lo que genera competencia desigual frente a baterías o solares.
3. Este tema se vincula directamente con el debate en torno a la ley de almacenamiento vigente desde 2023 y la necesidad de diferenciar entre tipos de almacenamiento.
Magíster en Ingeniería Industrial (MII UC)
Hacia el cierre, el profesor Sauma recalca que este webinar es el punto de partida para comprender cómo las herramientas económicas permiten analizar en el mercado eléctrico: precios spot, equilibrios, congestión, almacenamiento, regulación y mercados múltiples (energía, potencia, reservas).
E invitó a seguir profundizando estos temas, así como otros en gestión en el Magíster en Ingeniería Industrial (MII UC), donde es parte del cuerpo académico desde sus inicios.
Conoce todos detalles del Magíster en Ingeniería Industrial (MII UC).
