Siempre me he preguntado: ¿por qué el mercado eléctrico no funciona como el de las papas?
En el mercado de las papas existen muchos productores, diversos mayoristas con bodegas —algunas con condiciones de guarda especiales— y una multitud de minoristas que venden según la demanda. En cambio, en el mercado eléctrico, hasta hace poco, predominaba un oligopolio, y el almacenamiento estaba restringido únicamente a las generadoras, como una forma de proteger a las incumbentes. Con Leyes eléctricas dictadas hace medio siglo atrás, con una matriz hidro-térmica dominante, cuyos costos unitarios favorecían el gigantismo de las plantas generadoras, la energía eléctrica fluía de manera unidireccional: desde grandes centrales hacia fábricas, ciudades y consumidores.
Hoy esa flecha se rompe. La generación distribuida —techos solares, PMGD (pequeñas y medianas generadoras distribuidas), autoconsumo industrial— junto al desplome de los costos del almacenamiento en baterías electroquímicas anuncian un sistema donde millones de decisiones locales reconfiguran los flujos en tiempo real. El consumidor se convierte en productor o “prosumidor”: a ratos demanda, a ratos inyecta; unas veces alivia la red, otras veces la congestionan.
Pensemos en el agua potable con redes que unen oferta con demanda: los estanques en edificios y sobre las casas permiten gestionar el flujo local y evitar cañerías sobredimensionadas. En electricidad pronto podremos hacer lo mismo: almacenar energía eléctrica en los puntos de consumo, ya sea en baterías de autos eléctricos o en baterías detrás del medidor.
Hay cambios fundamentales ocurriendo en el mercado eléctrico. En 2023, la generación del Sistema Eléctrico Nacional alcanzó 83,6 TWh. Las ERNC (En3ergías Renovables No Convencionales) aportaron 31,1 TWh, es decir, un 37,4% del total. Esa producción —concentrada en horas solares del norte y en el viento— provoca rampas pronunciadas de generación, con precios horarios cercanos a cero en ciertos nodos y, horas después, precios altos cuando es necesario quemar combustibles fósiles importados para generar la electricidad térmica nocturna. Las PMGD ya representan cerca del 30% del consumo eléctrico en horario solar.
El desafío hacia 2050
Para entonces, queremos que la electricidad en la canasta energética pase del 23% actual al 46%, reduciendo el uso de combustibles fósiles. La consigna es clara: “más electricidad para menos emisiones”, siempre que la gestionemos con inteligencia.
Para lograr la carbono-neutralidad, la demanda eléctrica debería superar los 207 TWh, un 35% más que el escenario de políticas actuales (154 TWh).
¿Qué cambia en la práctica?
Los ajustes necesarios
En síntesis, debemos transformar el “antiguo monopolio natural” de la distribución en dos funciones:
El resultado será: más resiliencia, menos vertimiento renovable, menos congestión y un mejor servicio para todos.