comprando-energia-que-es-coste-marginal-acfyd-analisis

Según la RAE:

  • Coste: Gasto realizado para la obtención o adquisición de una cosa o de un servicio.
  • Coste Marginal: Aumento de los costes de producción al incrementar en una unidad la cantidad producida.
  • Coste de producción: Conjunto de gastos para la producción de bienes y servicios.

Matemáticamente:

El coste marginal (CM) se calcula como la derivada de la función del coste total (CT) con respecto a la cantidad (Q): CM = dCT/dQ

Económicamente:

El coste marginal es el coste al que se enfrenta una empresa en cuestión, en el momento de producir una unidad más de algo.

Los costes marginales habitualmente se presentan reflejados en la llamada curva de coste marginal, que muestra los costes marginales de cada nivel de producción.

Esta curva tiene generalmente la forma de una parábola cóncava, como consecuencia de la Ley de rendimientos decrecientes, y muestra en su punto mínimo el número de bienes que sería necesario crear para alcanzar un nivel de costes mínimo. También puede estudiarse en su punto de corte con la curva de costes medios el nivel óptimo, donde se obtendría mayor producción y, por lo tanto, mayor beneficio.

En la legislación se habla de:

“La normativa indica que en la subasta diaria primero se tienen en cuenta los megavatios (MW) que ofertan (lanzan al pool) los productores más baratos, generalmente las grandes centrales nucleares. Esto se debe a que las nucleares no se pueden parar –su parada y arranque es más caro que mantenerlas en continuo funcionamiento- por ello no pueden arriesgarse a no ser casadas, por ello, incluso muchas veces ofrecen sus megavatios a coste cero. No obstante, luego se les paga al precio marginal, como al resto de centrales casadas.

Así, sucesivamente se van incorporando las unidades de producción más económicas (en orden ascendente) como suelen ser las renovables, principalmente eólica y solar, cuya rentabilidad está regulada por ley, siempre y cuando casen en el pool. Por último, se tienen en cuenta, si son necesarios, los megavatios que ofrecen las tecnologías más caras, como los ciclos combinados de gas o carbón.

Se llama “precio marginal” al precio que fija la última central en entrar en este “pool” para atender a la demanda que se ha solicitado ese día. Es, por tanto, el precio que suelen marcar los ciclos o las centrales de carbón que son las últimas en participar porque generalmente son las más caras. Este precio es el que se paga cada hora de cada día por megavatio, sea cual sea el tipo de central que lo ha ofrecido en la subasta.”

* https://blog.cnmc.es/

Que un mercado de subasta funcione por coste marginal implica que la demanda se cubre primero con las subastas a menor precio, para ir luego asumiendo demanda los ofertantes a mayor precio, siendo el coste marginal, aquel que necesitas para absorber al último demandante, el precio marginal que cobraran todas las ofertas aceptadas.

Los costes de generar una MW adicional por cada central de generación son:

  • Centrales de Energías Renovables (Eólicas y Solares): Tienen costos variables muy bajos. Para la energía eólica, estos incluyen mantenimiento operativo menor de los aerogeneradores. En el caso de la energía solar, los costos variables son aún más bajos, generalmente relacionados solo con el mantenimiento periódico de los paneles solares.
  • Centrales Hidroeléctricas: Los costos variables son generalmente bajos, ya que el «combustible» (agua) es gratuito. Sin embargo, pueden incluir costos de mantenimiento operativo y manejo ambiental.
  • Centrales Nucleares: Aunque el costo del combustible nuclear (uranio) es una parte importante, es relativamente bajo en comparación con los combustibles fósiles. Los costes variables también incluyen el mantenimiento operativo y la gestión de residuos nucleares, aunque estos son generalmente bajos en relación con la cantidad de energía producida.
  • Costes Variables: Los costes variables incluyen principalmente el costo del combustible (carbón, gas natural o petróleo). Estos costos pueden fluctuar significativamente dependiendo de los precios del mercado de los combustibles.

Pero los ofertantes no venden al coste marginal, sino que venden a un coste de oportunidad, que es aquel que consiste en lo que se perdería por no colocar oferta en el mercado, así las generadoras que no pueden almacenar, o que su parada y arranque es más caro que mantenerlas en continuo funcionamiento, subastan a precio 0, lo que significa que se conforman con el precio marginal al que se llegue, ya que en otro caso perderían parte de la producción.

Por David Hernández, Socio de ACFYD Análisis

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