Mercado mayorista VI. Cómo se conecta El Salvador al mercado regional, y cómo termina todo en una factura

Una importación barata desde Guatemala no entra al despacho salvadoreño por una puerta especial. Entra como un generador más, y uno bastante particular: un generador inflexible, colocado en el nodo del enlace, cuyo valor lo fijó otro operador en otro país. A partir de ahí el modelo hace lo mismo que haría con cualquier máquina. Esa sola decisión de modelado explica casi todo lo que pasa cuando el mercado regional toca el precio nacional.

Quién manda sobre qué

La UT es la responsable de la coordinación operativa y comercial de las inyecciones y retiros regionales, y considera al Ente Operador Regional como su contraparte regional para coordinarlas (ROBCP 11.1.1 y 11.1.2). Para esa coordinación la UT utiliza la reglamentación regional (11.1.3), mientras que las transacciones que envían los participantes deben cumplir los procedimientos y la metodología del reglamento nacional (11.1.4).

Dos cuerpos normativos gobernando la misma transacción es una receta conocida de conflicto, y el reglamento la resuelve de una manera que dice bastante sobre la jerarquía real. Si hay contradicción entre la regulación regional y el ROBCP, la UT analiza la situación específica y propone al regulador las adecuaciones al reglamento nacional para armonizarlo con el regional (11.1.5). No al revés. El que se mueve es el reglamento de acá.

El predespacho se corre dos veces

El mecanismo de acoplamiento es un ciclo de cuatro pasos que ya asomó en el artículo anterior y que ahora vale seguir completo.

Las dos reglas de modelado están escritas casi con las mismas palabras, y conviene citarlas juntas porque son simétricas. Para cada enlace reportado como exportador por el EOR, el modelo debe considerar en el nodo de enlace una demanda inflexible igual al valor programado (11.5.4). Para cada enlace reportado como importador, un generador inflexible igual al valor programado (11.5.5).

De ahí sale, sin necesidad de ninguna regla adicional, la respuesta a cómo afecta una importación al despacho nacional. Entra un generador que el orden de mérito no tiene que decidir si despacha: ya está despachado. Ese bloque desplaza a la unidad más cara que estaba en línea, y como el costo marginal lo fija la última unidad que entra, el costo marginal baja. Una exportación hace lo contrario: agrega demanda, obliga a subir por la curva de oferta y empuja el costo marginal hacia arriba. El país que exporta le vende a un precio regional y le sube el precio a su propia demanda, y eso no es un defecto del diseño sino su consecuencia aritmética.

Los retiros regionales asociados a demanda flexible casada en el MER también se modelan como demanda inflexible en el nodo correspondiente (11.5.2), y las inyecciones regionales asociadas a demanda flexible que sí fue casada por precio en el predespacho inicial se modelan como una reducción de la demanda programada en ese nodo (11.5.3). Todo termina siendo demanda o generación en un nodo.

El piso que impide exportar barato

Acá está la pieza que amarra este artículo con los tres anteriores, y es la regla menos evidente del capítulo.

Un participante autorizado en el MER que quiera ofertar al mercado regional la generación no requerida en el predespacho nacional inicial no puede poner el precio que quiera. La oferta debe ser mayor o igual al costo variable de la unidad, o al valor del agua para las hidráulicas, considerado por la UT en el predespacho nacional inicial, incrementado en los cargos del sistema promedio horario del último documento de transacciones económicas publicado (11.4.4.1.1).

Léase despacio lo que eso significa. El costo variable que se usa como piso no es el que el generador diga en ese momento: es el que la UT consideró en el predespacho inicial, o sea el que salió del proceso de declaración semanal, de la curva de consumo específico auditada y del CVNC indexado y ajustado. Todo el aparato de validación de los artículos III y IV, que parecía existir solo para ordenar el despacho nacional, resulta que también fija el precio mínimo al que un generador salvadoreño puede vender afuera.

Y sumarle los cargos del sistema tiene su propia lógica: el que exporta usa la red, la administración del mercado y los servicios auxiliares igual que cualquiera, así que el piso incluye lo que le cuesta al sistema sostener esa inyección.

Tres restricciones más acotan la oferta, y las tres apuntan a lo mismo. La cantidad ofertada no puede superar la cantidad ofertable que informa la UT, y si la supera la oferta se rechaza (11.4.4.1.2). La oferta no puede provenir de unidades bajo prueba, en mantenimiento o indisponibles (11.4.4.1.4). Y la inyección hidráulica al MER solo puede venir de centrales que estén vertiendo o que, según la programación semanal y diaria, se prevea que llegarán a esa condición, limitando la UT la cantidad conforme a esos resultados (11.4.4.1.3). Esa última es el candado que impide vaciar un embalse para vender afuera, y es coherente con la regla de que el agua vale exactamente lo que ahorra en el futuro.

Hay incluso una regla de desempate que revela cuánto detalle procedimental tiene esto. Si varios participantes ofertan sobre la misma unidad y la suma supera la cantidad ofertable, la UT elimina bloques empezando por los de mayor precio hacia los de menor hasta cuadrar, y si hay empate en el último bloque a eliminar se queda con el de la oferta cuya estampa de tiempo de presentación sea menor (11.4.4.1.5). Llega primero, se queda.

Importar para no racionar

El caso espejo tiene un precio propio, y es de los más elegantes del reglamento.

Cuando hay déficit nacional, la UT presenta a nombre de los participantes que retiran una oferta de retiro regional para sustitución de déficit, y el precio de esa oferta es el del último escalón despachado de la unidad de racionamiento forzado (11.4.6 y 11.4.6.1).

El razonamiento es directo: si el sistema está a punto de racionar, lo que vale un megavatio hora importado es exactamente lo que cuesta no tenerlo, y eso es el precio del racionamiento. Ofrecer menos sería no comprar energía que valía la pena; ofrecer más no tendría sentido porque por encima de ese precio conviene racionar. Es el único precio que hace la comparación honesta.

Nótese además quién presenta la oferta. No la presenta un comercializador ni el generador: la presenta el operador, por cuenta de la demanda. En un momento de escasez la representación del interés de quien retira se centraliza.

Prioridad, y por qué existe

Las cantidades físicas asociadas a contratos firmes regionales tienen prioridad sobre las de contratos no firmes físicos flexibles, y estas sobre las ofertas de oportunidad (11.3.4). Es una jerarquía de tres niveles que ordena qué se atiende primero cuando el enlace no alcanza para todo.

La diferencia entre un contrato firme y una transacción de oportunidad es esa prioridad, no el precio. Un contrato firme compra derecho de paso: la certeza de que, si el enlace se congestiona, lo que se recorta es lo de otro. Una transacción de oportunidad compra energía barata sin ninguna garantía de que llegue. Quien planifica suministro necesita lo primero; quien optimiza costo operativo se conforma con lo segundo.

Los cargos o abonos que surjan dentro del mercado como resultado de las transacciones regionales se asignan al participante nacional que realiza el retiro o la inyección bajo el contrato regional (11.3.6). El intermediario no queda en el medio: el resultado económico aterriza en quien tiene el contrato.

De la inyección a la factura

Todo lo anterior produce energía física. Falta convertirla en dinero, y ese es el capítulo 18.

La base de todo es el Sistema de Medición Comercial, el SIMEC. Cada participante debe contar con el suyo, y la implementación corre por cuenta de quien lo requiere (18.2.1). La UT organiza la información recopilada en una Base de Datos Comercial confiable y auditable, disponible para los participantes, y esa base es la información oficial con la que se determina el resultado de las transacciones (18.3.1 y 18.3.2).

Dos numerales delimitan la autoridad sobre esos datos con una precisión que conviene retener. Un participante puede leer los medidores de su propiedad pero no está autorizado a modificar los valores medidos (18.2.6.1). Y la UT tampoco tiene potestad para alterarlos, salvo cuando la sustitución sea requerida por errores de medición identificados (18.2.5.3). El dato medido no le pertenece a nadie de los dos.

Cuando falta medición, hay procedimiento y hay consecuencia. Si la ausencia de medición del medidor principal o del de respaldo se prolonga por más de 24 horas, la UT puede solicitar la desconexión del nodo hasta recuperar las mediciones, e incluso requerir la salida de un generador sin medición y considerarlo indisponible. Con un límite explícito: no puede hacerlo en racionamiento, en emergencia, o cuando eso afecte la calidad y seguridad del sistema (18.3.5). El participante puede reclamar los valores asumidos ante medición faltante, pero debe demostrar fehacientemente el error (18.3.6).

El ciclo comercial tiene dos cadencias. Las transacciones se liquidan mensualmente (18.4.1), y cada día hábil la UT pone a disposición una estimación indicativa de la energía comprada y vendida y de los cargos que surjan, como los de congestión y pérdidas, del día anterior (18.4.2). La primera cifra sirve para gestionar; la segunda para cobrar.

Al cierre del mes la UT integra la información de cada intervalo, determina el resultado neto de cada participante, y lo clasifica: es deudor si el resultado neto mensual es negativo y acreedor si es positivo (18.6.1 a 18.6.3). Con eso emite el Documento de Transacciones Económicas, que incluye toda la información comercial que respalda los resultados, incorpora lo que el EOR le asigna a la UT por transacciones del MER, y sirve como memoria de cálculo para los documentos de cobro y pago (18.7.1 a 18.7.3). La UT emite esos documentos por cuenta y orden de acreedores y deudores (18.9.1).

El monto remanente, o dónde termina la renta de congestión

El segundo artículo dejó una pregunta a medias: la renta de congestión es de los usuarios del sistema por mandato del artículo 59 de la ley, pero faltaba ver por qué mecanismo llega ahí. El mecanismo es el monto remanente.

De las transacciones del MRS por intervalo surge un monto que agrupa el cargo por congestión, el excedente de las desviaciones asignadas por el EOR, los resultados netos regionales asignados a la UT, el excedente de los retiros regionales para sustitución de déficit y los cargos variables de transmisión netos de instalaciones fuera de la red regional (18.5.1). Ese saldo puede ser positivo o negativo, y el reglamento tiene un procedimiento para cada caso (18.5.2).

Si el monto remanente es déficit, se asigna a los retiros como un cargo adicional dentro de los Csis. Si es superávit, primero se asigna a la congestión, hasta el mínimo entre el monto remanente y el producto de la diferencia de precios entre los MRS que interconecta la línea congestionada por el flujo de esa línea; y si aún sobra, el excedente se asigna a los retiros como una reducción de los Csis.

Ahí cierra el circuito. La congestión que en el artículo II aparecía como dos precios distintos en dos nodos, y que en la ley aparecía como un ingreso neto de la UT que pertenece a los usuarios, viaja hasta la factura como un componente del cargo del sistema, que puede sumar o restar. Y como los Csis entran al precio del MRS por la fórmula del Anexo 09, la renta de congestión termina modificando el precio que todos pagan.

Cuando alguien no está de acuerdo

Los participantes pueden reclamar las transacciones económicas informadas por la UT, con justificación, dentro del plazo del Anexo 14. Vencido el plazo, los datos no observados se consideran aceptados por todos y no pueden objetarse después (18.8.1 y 18.8.2). Mientras un reclamo se resuelve, la UT gestiona cobros y pagos con los valores del DTE (18.8.3): reclamar no suspende el pago.

Si no hay acuerdo entre el participante y la UT, el reclamo puede elevarse ante el regulador (18.8.4). Y el texto de ese numeral es, por sí solo, una fotografía del momento institucional que describió el primer artículo de la serie: dice que el participante podrá elevarlo ante la SIGET con copia a la DGEHM. La transición está escrita dentro del propio reglamento, en la forma de un trámite que se presenta en dos lugares a la vez.

Qué queda fuera de este artículo, y por qué

Todo lo anterior se apoya en el ROBCP, que es fuente primaria y está leído. El otro lado del acoplamiento no lo está: del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional solo se verificó la portada y su organización en libros, el Procedimiento de Detalle Complementario que lo acompaña desde 2013 no está localizado, y del Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central tampoco se localizó el texto.

Eso deja tres cosas afuera, y vale enunciarlas en vez de rellenarlas: el procedimiento con el que el EOR casa el mercado regional, la definición precisa de las categorías de desviación que el numeral 18.5.1 menciona como normales, significativas autorizadas o no autorizadas y graves, y las reglas de asignación de la red de transmisión regional. Todo eso vive del lado regional y está anotado en el registro de fuentes como pendiente.

Fuentes

• Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción (ROBCP), versión actualizada a junio de 2026. Unidad de Transacciones. PDF. Capítulo 11, Transacciones Regionales: responsabilidad de la UT y del EOR y regla de armonización en caso de contradicción (11.1), presentación de ofertas en nodos de la RTR (11.2), contratos regionales y prioridad de firmes sobre flexibles y de estos sobre oportunidad (11.3), ofertas de oportunidad al MER con su piso de precio, límite de cantidad, exclusión de unidades bajo prueba o mantenimiento, restricción de la inyección hidráulica al vertimiento y regla de desempate (11.4.4.1), oferta de la UT para sustitución de déficit al precio de la URF (11.4.6), y predespacho nacional definitivo con el modelado de enlaces exportadores e importadores (11.5). Capítulo 18, Transacciones Económicas: SIMEC y sus responsabilidades (18.2), imposibilidad de alterar valores medidos (18.2.5.3 y 18.2.6.1), base de datos comercial oficial (18.3.1 y 18.3.2), procedimiento y consecuencias por falta de medición (18.3.5 y 18.3.6), liquidación mensual y estimación indicativa diaria (18.4.1 y 18.4.2), monto remanente y su asignación (18.5), deudores y acreedores (18.6), Documento de Transacciones Económicas (18.7), reclamos y plazo de aceptación tácita (18.8) y liquidación (18.9). Copia local: normativa/robcp.pdf. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• ROBCP, Anexos, misma versión. Anexo 09, Cálculo del Precio en el MRS: posdespacho diario y costo marginal ex post (3.8) y precio del MRS como costo marginal más cargos del sistema (3.3.1). Copia local: normativa/robcp-anexos.pdf. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• Ley General de Electricidad, Decreto Legislativo No. 843 del 10 de octubre de 1996. Artículo 59: los ingresos netos por cargos por congestión se distribuyen entre los usuarios del sistema. Copia local: normativa/ley-general-electricidad.pdf. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER), CRIE, versión actualizada al 5 de septiembre de 2025. PDF. Leída solo la portada y la organización en libros; el contenido del lado regional queda pendiente de verificación y por eso este artículo no lo afirma. Consultado el 22 de agosto de 2026.

El registro completo de documentos primarios de la serie, con su estado de verificación, está en Fuentes primarias.