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:

$$\min \sum_{i} c_i \, p_i \quad \text{sujeto a} \quad \sum_{i} p_i = D, \quad 0 \le p_i \le \bar p_i$$

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:

$$\text{CMg} = \frac{\partial C(D)}{\partial D}$$

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:

$$C = 100 \cdot 0 + 150 \cdot 70 + 10 \cdot 95 = 11\,450 \text{ USD/h}$$

Nótese lo que el promedio ocultaría: las tres unidades despachadas cobran 95 por cada MWh, aunque dos de ellas producen por debajo de ese costo. La diferencia entre el costo variable de cada unidad y el precio que cobra es la renta que el mercado de corto plazo redistribuye, y la razón por la que a nadie le da igual dónde queda la demanda.

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, reserva 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 ROBCP conoce el caso espejo, el de la unidad obligada a operar cuyo costo queda por encima del precio: no se la deja perder, se le compensa la diferencia entre su costo variable y el costo marginal, prorrateada entre la demanda (Anexo 09, 3.1.6 y 3.2.2.9). Y si lo que falta es reserva, el costo marginal se determina con el precio de la unidad de racionamiento forzado correspondiente al faltante (3.6).

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.

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 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). El agua vale porque turbinarla hoy es no turbinarla mañana, y ese valor mueve a la hidro dentro del orden de mérito como si fuera un combustible. Dos reglas del anexo muestran que el mecanismo es fino: si la central está vertiendo, el valor del agua de ese intervalo es cero (3.1.12), y si el valor del agua produjera un costo marginal negativo, el costo marginal del sistema se fija en cero (3.1.13). 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:

$$P_{\text{MRS}} = \text{CMO} + \text{Csis}$$

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, las pérdidas, los servicios auxiliares, las compensaciones y los cargos regionales (3.2). La energía se paga al costo marginal; el resto, prorrateado.

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.

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). 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.
• 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), 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.