Mercado mayorista II. Del orden de mérito al precio

El precio de la energía en el mercado mayorista no lo fija el costo promedio de las unidades que operan: lo fija el de la última que entra. Por debajo de esa frase hay un problema de optimización pequeño, un reglamento que lo ejecuta hora a hora y una lista corta de restricciones que lo rompen.

El problema de optimización

Cada día, la UT programa el día siguiente con un único criterio de eficiencia: cubrir la demanda minimizando el costo total de operación, dadas las disponibilidades de potencia, los costos variables y las restricciones operativas y de transmisión. El ROBCP lo enuncia así en el numeral 10.1.1, y el modelo con que lo resuelve, el Sistema de Administración del Mercado (SAM), debe programar las inyecciones a mínimo costo y determinar los costos marginales de operación previstos en cada MRS (10.2.1).

En notación de optimización, el problema de un intervalo es corto de escribir:

donde $c_i$ es el costo variable de la unidad $i$ en USD por MWh, $p_i$ su inyección, $\bar p_i$ su potencia disponible y $D$ la demanda del intervalo. El precio sombra de la restricción de balance, lo que cuesta servir un MWh más, es el costo marginal:

con $C(D)$ el costo total de operación al despacho óptimo. El Anexo 09 del ROBCP define lo mismo en idioma regulatorio: el costo incremental incurrido para satisfacer un incremento marginal de la demanda, manteniendo las condiciones de optimización y la factibilidad del despacho (3.1.1). Teoría y reglamento dicen lo mismo, y el anexo agrega lo que la teoría no dice: a ese costo se le paga a todos los que inyectan al MRS, no solo a la unidad marginal. Ahí nace la renta que hace interesante al mercado.

La curva de oferta agregada

La curva de oferta del sistema se construye apilando las capacidades de las unidades en orden creciente de costo variable. Ese orden es el orden de mérito, y la curva es una escalera: cada escalón mide la capacidad de una unidad en el eje horizontal y su costo variable en el vertical. Donde la demanda cruza la escalera queda definida la unidad marginal.

Con un parque de ejemplo de cuatro unidades, la escalera tiene cuatro escalones:

En el ejemplo la hidro entra a costo cero para no meter todavía el valor del agua; la sección sobre lo que rompe el orden de mérito lo incorpora.

Un despacho resuelto a mano

Con la demanda en 260 MW, el orden de mérito despacha primero todo lo gratis, después lo barato y al final lo caro: U1 inyecta 100, U2 inyecta 150 y U3 cubre los 10 restantes. La unidad marginal es U3 y el costo marginal, 95. El costo total de operación de la hora:

Ese número es lo que costó producir. No es lo que se pagó. Como todas las unidades cobran el costo marginal, la liquidación de la hora se separa del costo de operación, y la separación se ve mejor en una tabla que en una frase:

La demanda paga 24 700 USD por una hora que costó 11 450 USD producir. Los 13 250 USD de diferencia son la renta inframarginal, y se reparten al revés de como uno esperaría: la unidad marginal se lleva cero. U3, la que fija el precio, cobra exactamente su costo variable, mientras U1, que no gastó nada en combustible, se lleva la renta más grande de la hora. Cada unidad gana el ancho del escalón que la separa del precio, y la marginal no tiene escalón.

Conviene no leer esa renta como utilidad neta, porque no lo es. Es de donde salen los costos que el costo variable no incluye: personal, seguros, mantenimiento mayor y, sobre todo, la inversión en la máquina. Una unidad que solo cobrara su costo variable nunca recuperaría lo que costó construirla, y por eso el reglamento no le confía toda la retribución al MRS: la capacidad se paga aparte, por la capacidad firme del artículo 10-A, como quedó dicho en el primer artículo de la serie.

Nótese también lo que el promedio ocultaría. Las tres unidades despachadas cobran 95 por cada MWh, aunque dos de ellas producen por debajo de ese costo. Esa es la razón por la que a nadie le da igual dónde queda la demanda: mover la demanda un megavatio hacia arriba no cambia el costo de nadie, cambia el precio de todos.

El mismo despacho, repetido con una restricción por vez, es el ejercicio que muestra por qué el orden de mérito puro es una referencia y no una descripción.

Qué rompe el orden de mérito puro

La generación obligada. Supongamos que U4 debe inyectar al menos 30 MW por razones de seguridad o pruebas, aunque su costo sea el más alto. El despacho pasa a ser U1 con 100, U2 con 130 y U4 con 30: la unidad marginal ahora es el diésel, el precio salta de 95 a 180 y el costo total sube a 14 500 USD/h. Romper el orden cuesta 3 050 USD/h en este ejemplo, y ese costo lo paga la demanda en el precio.

El caso espejo es el de la unidad que queda en línea con un costo por encima del precio. El reglamento no la deja perder: todo generador en línea cuyo costo variable, incluida la parte variable de arranque y detención, resulte mayor que el costo marginal de operación recibe una compensación por la diferencia, que viaja a la demanda como cargo del sistema (Anexo 09, 3.1.6 y 3.2.2.9). A las hidroeléctricas se las compensa sobre el costo de oportunidad del agua. Y hay tres exclusiones que conviene retener porque son contraintuitivas: los generadores térmicos que venden únicamente excedentes, los retiros regionales a cargo de participantes, y las unidades despachadas como generación obligada para suplir déficit de reserva secundaria. Esa última merece leerse dos veces. La unidad que se enciende precisamente porque falta reserva no cobra compensación por el diferencial.

Hay además un efecto de segundo orden que el ejemplo esconde. Cuando el modelo opera sin restricciones activadas, la unidad marginal es identificable y puede ser térmica, geotérmica, hidroeléctrica, cogeneradora, no convencional, una oferta de retiro de oportunidad o la propia unidad de racionamiento forzado (3.1.2). Cuando hay restricciones activadas que impiden señalarla, el reglamento no abandona el cálculo: se identifica la unidad cuyo costo variable queda inmediatamente por debajo del costo marginal que arrojó el modelo, y la UT informa las causas en el posdespacho (3.1.3). De ahí sale la respuesta a una pregunta que suena imposible, la de cómo el costo marginal puede superar el costo variable de todas las unidades despachadas: con una restricción activa, el precio ya no es el costo de ninguna máquina en operación sino el de servir un megavatio más bajo esa restricción.

La reserva. El despacho no programa solo energía. Toda unidad que opera en el mercado mayorista debe aportar un 3 % de reserva de potencia activa respecto de su propia inyección, destinada a la regulación primaria de frecuencia (Anexo 11, 2.1). Eso se cuela dentro de la definición misma del costo variable: el de una unidad térmica se calcula con el consumo de combustible correspondiente a la generación a potencia máxima neta menos el porcentaje de reserva rodante requerida para servicios auxiliares, más los costos variables no combustibles (Anexo 09, 3.1.5). Un requerimiento de reserva más exigente encarece el sistema por dos vías a la vez: obliga a mantener máquinas operando fuera de su punto económico y desplaza el punto de la curva de consumo en el que cada unidad declara su costo. Y si la reserva programada queda por debajo de la requerida, el reglamento no la ignora: asigna la reserva faltante a la unidad de racionamiento forzado y determina el costo marginal a partir del costo de la URF para esa energía (3.6). Escasez de reserva y escasez de energía terminan en el mismo lugar.

La transmisión. Partamos el mismo sistema en dos nodos. Al norte, U1 y U4, con demanda de 120 MW; al sur, U2 y U3, con demanda de 140 MW; entre ambos, una línea limitada a 10 MW que fluye de sur a norte. Sin congestión el despacho óptimo usaría la línea en 20 MW; con el límite activo, el norte debe encender su diésel: U1 con 100, la línea con 10 y U4 con 10, mientras el sur opera U2 a su tope de 150 para cubrir sus 140 más la exportación.

Puesto nodo a nodo, con la pregunta que fija cada precio escrita al lado:

   NODO NORTE                              NODO SUR
   demanda 120 MW                          demanda 140 MW

   U1 hidro       0 USD/MWh -> 100 MW      U2 gas CC    70 USD/MWh -> 150 MW  (al tope)
   U4 diésel    180 USD/MWh ->  10 MW      U3 turbina   95 USD/MWh ->   0 MW  (en cero)
                                +--- 10 MW ---+
                                |  línea al   |
                                |   límite    |
                       norte <--+-------------+-- sur

   ¿quién daría el próximo MWh?
     en el norte   U4 ya está en línea y es lo único que queda   ->  180 USD/MWh
     en el sur     U2 está al tope, así que arrancaría U3        ->   95 USD/MWh

   precio norte 180  -  precio sur 95  =  85 USD/MWh de diferencia
   cargo por congestión = 10 MW x 85 USD/MWh = 850 USD/h

Tres cosas de ese esquema merecen leerse despacio. La primera es que el precio del sur no lo fija la máquina que está inyectando, U2, sino la que no está inyectando: el precio responde a quién serviría el próximo megavatio hora, y U2 ya no puede dar más. La segunda es que el norte paga 180 aunque la mitad de su energía venga de una hidro a costo cero, porque el precio nunca es un promedio.

La tercera es la que suele quedar sin respuesta: los 850 USD/h de diferencia no se los queda nadie de los que aparecen en el dibujo. No son del transmisor cuya línea se saturó, ni del generador que quedó del lado caro, ni de la UT. Los recauda la UT como cargo por congestión y son de la demanda, por mandato del artículo 59 de la ley. Cómo llegan hasta la factura, por la vía del monto remanente, es materia del sexto artículo de la serie.

El resultado es el desdoblamiento que el reglamento describe literalmente: con congestión, el sistema se divide en tantos MRS como haga falta para que dentro de cada uno no la haya, y cada MRS tiene su propio costo marginal (10.6.3.1); sin congestión, un solo MRS y un solo precio (10.6.3.2). La Ley General de Electricidad ya lo anticipa en su artículo 58, y la diferencia de precios entre MRS da lugar al cobro de cargos por congestión. El anexo convierte eso en cuatro cálculos por intervalo: el costo marginal de cada MRS, el precio de cada MRS, el flujo en cada línea que conecta dos de ellos y el cargo por congestión de esa línea (3.5.2).

Vale preguntarse de quién es ese dinero, porque la respuesta no es obvia y no la da el reglamento sino la ley. Los ingresos netos que obtiene la UT por el manejo de los cargos por congestión se distribuyen entre los usuarios del sistema, según el método que fije el regulador (art. 59). La renta de congestión no le pertenece ni al transmisor cuya línea se saturó ni al generador que quedó del lado caro: es de la demanda. Eso deja al operador sin incentivo económico propio en una línea congestionada, que es exactamente la neutralidad que su papel exige.

El agua. En un sistema con embalses, el costo variable de una hidro no es cero: es el valor marginal del agua, que los modelos determinan como costo futuro en función del volumen del embalse (Anexo 09, 3.1.8, y numeral 10.1.5).

La forma más rápida de entenderlo es dejar de ver el embalse como una central y verlo como una cuenta de ahorros que solo recibe depósitos cuando llueve. Sacar dinero de una cuenta de ahorros no cuesta comisión, y sin embargo nadie diría que es gratis: cuesta exactamente lo que ese dinero habría servido para comprar después. Con el agua pasa igual. Turbinar un metro cúbico hoy no consume ningún combustible, pero obliga a que alguien queme combustible mañana para reponer esa energía. Ese combustible futuro es el precio del agua de hoy, y por eso el valor del agua se mide en USD/MWh y se apila en el orden de mérito como si fuera un combustible más.

De ahí se sigue el resto sin esfuerzo. Con el embalse lleno, la cuenta rebosa y el próximo metro cúbico casi no hace falta guardarlo: el agua vale poco y la hidro entra primero. Con el embalse bajo, cada metro cúbico es el que va a hacer falta en la sequía: el agua vale mucho y la hidro se corre hacia el fondo de la fila, a veces detrás del diésel. La central no cambió, ni el caudal, ni ningún precio declarado. Cambió cuánto vale lo que queda en la cuenta.

Dos reglas del anexo muestran que el mecanismo es fino, y las dos se leen solas con la analogía puesta. Si la central está vertiendo, el valor del agua de ese intervalo es cero (3.1.12): la cuenta se está desbordando y el agua que se iba a perder de todos modos no tiene ningún valor futuro que proteger. Y si el valor del agua produjera un costo marginal negativo, el costo marginal del sistema se fija en cero (3.1.13): el precio puede llegar a cero, pero no se paga por consumir. El despacho hidrotérmico convierte así al orden de mérito en un problema temporal, no solo económico.

El compromiso de unidades. El despacho hora a hora supone a cada unidad encendida o apagada, pero decidir qué unidades encender es otro problema: arrancar y detener cuesta combustible y desgaste térmico. El reglamento no mete ese costo en el orden de mérito como tal: suma al costo variable de toda unidad en línea la parte variable asociada al costo de arranque y detención, calculada según el Anexo 17 (3.1.6), y trata el resto mediante compensaciones. La distinción importa: el costo marginal responde a la operación continua, y el arranque se recupera por otra vía.

La demanda que no se puede servir. Si con todo el parque disponible la demanda no se cubre, el precio no queda sin cota: el costo marginal en condición normal no puede superar el precio del primer escalón de la unidad de racionamiento forzado, y con racionamiento despachado, el del último escalón despachado (3.1.15). El precio del MRS tiene techo legal incluso en el déficit.

Del costo marginal al precio del MRS

El costo marginal no es todavía el precio que la liquidación usa. El Anexo 09 los separa con una suma:

el precio del MRS es el costo marginal de operación más los cargos del sistema (3.3.1). Los Csis son el traslado directo a la demanda de lo que el mercado cuesta por fuera de la energía: el uso del sistema de transmisión, la administración del mercado, el monto remanente, las pérdidas, los servicios auxiliares (regulación de voltaje y reactivo, arranque en cero voltaje, reserva fría por confiabilidad), las compensaciones relacionadas con la determinación del costo marginal y el cargo complementario de transmisión regional (3.2.1). Hay uno más, y es una curiosidad institucional que vale como recordatorio: la lista abre con el cargo por actualización del registro en la SIGET, el mismo regulador que desde julio de 2026 dejó de serlo. El texto todavía dice SIGET y hoy quiere decir DGEHM. La energía se paga al costo marginal; el resto, prorrateado.

Con el despacho de arriba, y tomando como cargo del sistema el mismo valor ilustrativo que usa el sexto artículo de esta serie, la suma queda así:

En ese ejemplo los cargos del sistema pesan un 7 % del precio final, y esa es toda la lectura que la cifra soporta. El 7.20 es ilustrativo y no corresponde a El Salvador: no encontré publicado un valor de Csis para citar, uso el mismo número del artículo VI para que la cadena de ejemplos de la serie cierre con ella misma, y el valor real cambia hora a hora porque cambian las pérdidas, las compensaciones y el monto remanente que lo componen.

Lo que sí vale como principio, y no depende del número, es la asimetría entre los dos sumandos. El CMO se mueve con violencia: en el mismo ejemplo saltó de 95 a 180 por una sola unidad obligada. Los Csis son comparativamente estables y prorrateados. Cuando el precio del MRS se dispara, casi nunca es por los cargos del sistema. Y hay un componente que puede tener signo negativo, el monto remanente, así que los Csis no siempre suman.

Tampoco es el mismo número antes y después de la hora. El costo marginal del predespacho es ex ante y de carácter indicativo (3.1.14, 10.5.7): sirve para que cada participante programe sus medios y anticipe su posición comercial. El que liquida es el ex post, recalculado en el posdespacho diario con las lecturas reales de inyección y retiro del SIMEC, simulando las condiciones reales de demanda, vertimiento, generación forzada y transacciones regionales (3.1.14 y 3.8). Y si durante la hora una falla impide el despacho económico, el intervalo se parte en dos subperíodos y el precio de cada uno lo fija el costo variable de la unidad más cara en línea (3.4); en emergencia declarada, los contratos quedan sin efecto y cada inyección se remunera a su costo variable (3.7).

Sobre todo eso, la ley. El artículo 112-E de la LGE obliga a que, mientras no existan condiciones de competencia en el MRS, la metodología se base en costos marginales de producción, costos fijos y de inversión, y en el valor de reemplazo del agua para las hidroeléctricas. Los artículos 55 a 57 valoran las desviaciones contra el despacho programado a los precios que resulten de la operación del MRS. Y la retribución de la energía no incluye la de la capacidad: esa va por separado, mediante la capacidad firme del artículo 10-A, como quedó dicho en el primer artículo de la serie.

Un último rasgo merece estudio aparte. Toda la información con la que la UT corre el predespacho se pone a disposición de los participantes de forma que cualquiera pueda replicarlo (10.3.7). En un mercado donde el precio sale de costos declarados, la replicabilidad del despacho es la contraparte operativa de la auditoría: el mismo diseño que obliga a declarar obliga a que el resultado se pueda verificar desde afuera.

Costos declarados, no ofertas libres

El nombre completo del reglamento dice qué clase de mercado administra: Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción. La escalera de la sección anterior no se arma con lo que cada generador querría cobrar, sino con lo que le cuesta producir, declarado en los formatos del reglamento y validado por la UT. El diseño alternativo, el de los mercados basados en ofertas, ordena exactamente la misma escalera, pero cada escalón es el precio que la unidad ofrece, y ese precio es una decisión comercial.

La diferencia no está en la regla de precio. En los dos diseños paga la última unidad que entra y cobran todas por igual. La diferencia está en qué número forma el escalón, y de ahí sale todo lo demás: un generador inframarginal no gana su escalón sino el precio de la marginal, así que en un mercado de ofertas tiene un incentivo directo a subir su oferta hasta justo debajo del siguiente escalón. Mientras no lo pase, el orden de despacho no cambia y la unidad marginal es la misma, pero el precio que paga la demanda sube, y sube para toda la energía de la hora, no solo para la del que ofertó de más.

Que acá el escalón sea un costo y no una oferta no es una preferencia de la UT, es un mandato: mientras no existan condiciones de competencia en el MRS, el artículo 112-E de la LGE obliga a que la metodología se base en costos. De ahí que la serie entera se ocupe tanto de cómo se declara y se valida un costo variable. En un mercado de ofertas ese número sería una estrategia comercial y la regulación miraría hacia el abuso de posición dominante. Acá es un dato declarado bajo formato, contrastado contra referencias y replicable desde afuera, y toda la integridad del precio descansa en eso.

Cuánto termina cobrando el generador

El orden de mérito responde quién genera y en qué orden. Cuánto cobra es una cuenta aparte, y no sale solo del costo variable que lo ordenó.

Por la energía, el punto de partida es lo ya dicho: cada MWh inyectado se valoriza al precio del MRS, no al costo propio. Pero casi ninguna inyección se liquida entera contra ese precio, porque la mayor parte de la energía está comprometida en contratos y el reglamento los trata como compromisos puramente financieros. El despacho se hace por costos variables y valor del agua, con independencia de lo pactado (4.2.2), y las transacciones bilaterales no tienen ningún efecto en la determinación del despacho (4.5.1). Lo que el MRS liquida es la diferencia: el generador que inyecta menos de lo comprometido queda como comprador en el MRS por el faltante, y el que inyecta de más como vendedor por el excedente, ambos valorados al costo marginal de operación (4.8.3 y 4.8.4). El precio del contrato lo cobra de su contraparte; el spot solo salda el desvío.

Sobre esa cuenta se apilan las demás. Al cierre de cada mes la UT integra para cada participante un Documento de Transacciones Económicas, y su resultado neto suma el resultado en el MRS, el balance de capacidad firme, los servicios auxiliares, las pérdidas, los cargos por congestión, las compensaciones y cargos por generación obligada y energía no servida, las inyecciones de unidades en pruebas, los cargos del sistema y la interiorización de las transacciones regionales (Anexo 14, 2.1). Ahí entra lo que el precio horario no paga: la capacidad firme retribuye estar disponible aunque no se despache (Anexo 15, 1.2 a, y artículo 10-A de la LGE), los servicios auxiliares retribuyen regular frecuencia y voltaje, y la compensación del Anexo 09 cubre a la unidad obligada a operar por encima del costo marginal.

La respuesta corta, entonces, tiene dos mitades que conviene no confundir. El costo variable declarado decide el orden y, si la unidad resulta marginal, el precio de todos. Lo que el generador cobra es el precio del MRS por su energía, más o menos el desvío contra sus contratos, más lo que le sumen o le resten los demás conceptos del DTE. Un generador barato puede cobrar mucho más que su costo por la vía de la renta inframarginal, y uno caro obligado a entrar puede terminar cobrando su costo declarado y nada más.

Y ahí queda abierta la pregunta que ordena el resto de la serie. Todo este mecanismo toma los costos variables como dato de entrada, y ese dato no lo mide nadie en tiempo real: lo declara el generador y lo valida la UT contra una estructura aprobada. Cómo llega ese número, con qué respaldo y contra qué referencia se contrasta, es el artículo siguiente.

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 10, Programación Diaria o Predespacho: objeto de mínimo costo (10.1.1), el SAM y sus requisitos (10.2.1), replicabilidad del predespacho (10.3.7) y costo marginal por MRS con congestión (10.6). Capítulo 4, Mercado de Contratos: las transacciones son compromisos financieros y el despacho se hace por costos variables con independencia de ellas (4.2.2 y 4.5.1), y las desviaciones entre lo inyectado y lo comprometido se valoran al costo marginal de operación (4.8.3 y 4.8.4). Copia local: normativa/robcp.pdf. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• ROBCP, Anexos, misma versión. Anexo 09, Cálculo del Precio en el MRS: definición del costo marginal (3.1.1), costos variables por tecnología (3.1.5 a 3.1.13), premisas del cálculo (3.1.15), precio igual a costo marginal más cargos del sistema (3.3.1), congestión (3.5), reserva faltante (3.6) y emergencia (3.7). Copia local: normativa/robcp-anexos.pdf. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• ROBCP, Anexos, misma versión. Anexo 14, Administración de los Procesos de Facturación y Liquidación: componentes del resultado neto mensual de cada participante en el Documento de Transacciones Económicas (2.1). Anexo 15, Determinación de la Capacidad Firme: la capacidad firme se remunera a los generadores por procedimiento propio (1.2 a). Copia local: normativa/robcp-anexos.pdf. Consultado el 25 de agosto de 2026.
• ROBCP, Anexos, misma versión. Anexo 11, Servicios Auxiliares: aporte obligatorio del 3 % de reserva de potencia activa para regulación primaria de frecuencia (2.1). Copia local: normativa/robcp-anexos.pdf. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• Ley General de Electricidad (LGE), Decreto Legislativo No. 843 del 10 de octubre de 1996, con reformas hasta el Decreto No. 548 de abril de 2026. Artículos 55 a 58 (MRS, desvíos y congestión), 59 (destino de los ingresos netos por cargos por congestión), 60 (publicidad de los precios), 10-A (capacidad firme) y 112-E (metodología basada en costos mientras no haya competencia). Copia local: normativa/ley-general-electricidad.pdf. 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.