Mercado mayorista I. Quién decide qué en El Salvador

Este es el primer artículo de una serie sobre el mercado mayorista salvadoreño: las reglas, el mecanismo de formación de precio y los procesos operativos que están debajo. Empieza por el mapa porque todo lo que sigue depende de saber qué entidad emite qué.

Cuatro funciones, y quién las tiene

La idea ordenadora es la separación de actividades. Antes de la reforma de finales de los noventa, una sola entidad estatal generaba, transmitía, distribuía y fijaba las condiciones. La reforma partió eso en dos grupos: las actividades que pueden ser competitivas (generación y comercialización) y las que son monopolios naturales (transmisión y distribución). Después creó instituciones para vigilar la frontera entre ambos.

De ahí salen cuatro funciones que alguien tiene que ejercer:

La distinción que más pesa en el día a día es la que separa la tercera fila de la segunda. La UT opera el sistema y administra el mercado. No lo regula.

La diferencia se vuelve concreta apenas hay un desacuerdo. Cuando la UT publica una indexación o valida un costo declarado, está aplicando una regla que aprobó alguien más. Si un participante disputa esa aplicación, la disputa no se resuelve en la UT: sube al regulador. La UT ejecuta el reglamento; no lo escribe ni lo interpreta con autoridad final.

La UT empezó a operar en 1998 y su forma jurídica llama la atención: es una sociedad anónima privada que administra un mercado de interés público. Esa mezcla de gobernanza privada y función pública es poco común, y conviene entenderla antes de asumir cómo se toman las decisiones adentro. La ley explica el diseño: la UT se organiza como sociedad de capital cuyo accionariado son los propios participantes del mercado (arts. 34 y 35 de la LGE), y tiene prohibido comprar o vender energía por cuenta propia (art. 33).

Las reglas, en orden

El mandato de la UT emana de la Ley General de Electricidad, Decreto Legislativo No. 843 del 10 de octubre de 1996, la norma de mayor jerarquía del sector. De ahí para abajo, el marco se ordena en tres escalones: la ley y su reglamento, los acuerdos del regulador, y el ROBCP con sus anexos, que es donde vive la operación día a día. Las transacciones entre países tienen una capa aparte: el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central y la regulación regional, que la serie desarrolla más adelante.

El orden de los escalones no cambió con la reforma de julio de 2026. Lo que cambió fue quién ocupa el segundo: los acuerdos que antes emitía SIGET ahora los emite la DGEHM.

La reforma de julio de 2026

Vale dejarla por escrito con precisión, porque es lo bastante reciente como para que casi todo el material publicado todavía no la haya alcanzado.

El traslado ocurrió en dos etapas, y confundirlas es fácil.

Primera etapa: la política. La DGEHM fue creada por el Decreto Legislativo No. 190 del 26 de octubre de 2021, publicado en el Diario Oficial No. 212, Tomo 433, del 8 de noviembre de 2021, con vigencia un año después de la publicación. Ese decreto disolvió el Consejo Nacional de Energía y la dirección de hidrocarburos y minas del Ministerio de Economía, y trasladó sus competencias al nuevo ente. Hasta ahí, lo que se consolidó fue la política sectorial. La regulación siguió en SIGET.

Segunda etapa: la regulación. El 2 de julio de 2026 la Asamblea Legislativa aprobó, con 57 votos, reformas a ambas leyes de creación que trasladan también la función reguladora en electricidad a la DGEHM. Lo operativo:

• Las facultades regulatorias, administrativas y registrales sobre electricidad pasan a la DGEHM, junto con expedientes, archivos, bienes y recursos.
• La transición tiene un plazo máximo de seis meses, coordinada por una comisión especial. Contado desde la aprobación, eso llega a principios de 2027.
• Cualquier referencia a SIGET en la legislación eléctrica, en contratos o en convenios debe leerse como referencia a la DGEHM.
• SIGET pasa a llamarse Superintendencia General de Telecomunicaciones, conserva la sigla y retiene únicamente competencias de telecomunicaciones.
• Los procesos judiciales ya iniciados se quedan en SIGET; los administrativos se trasladan.

Para quien esté leyendo el corpus regulatorio ahora mismo, la consecuencia práctica es sencilla y algo incómoda: los documentos dicen SIGET y quieren decir DGEHM, y la transición sigue corriendo mientras esto se escribe.

Dos mercados bajo un mismo techo

El mercado mayorista no es un solo lugar de negociación. Son dos, y los administra la UT: el artículo 51 de la LGE lo compone, al menos, por el Mercado de Contratos y el Mercado Regulador del Sistema.

El Mercado de Contratos es a plazo. Los participantes negocian bilateralmente, con independencia de la UT, y la UT despacha el resultado. La cantidad, la duración y el precio son de las partes. A esa pieza bilateral la ley le suma una que no lo es: los contratos de largo plazo que las distribuidoras adjudican por libre concurrencia y están obligadas a suscribir, y cuyos precios de energía y capacidad alimentan el pliego tarifario (art. 79).

El Mercado Regulador del Sistema es de corto plazo: el mercado spot. Cada hora, alguien consumió más o menos de lo que sus contratos cubrían, y algún generador produjo más o menos de lo que se comprometió. El MRS liquida esa brecha a un precio que varía hora a hora.

La relación entre los dos merece enunciarse despacio, porque es donde se tropieza casi todo el mundo al principio.

Un contrato es un arreglo financiero entre dos partes. No determina qué máquina opera. El despacho se decide de forma centralizada y por mérito económico, sin mirar quién tiene contrato con quién. Un generador con contrato puede no ser despachado; uno sin contrato puede operar todo el día. El contrato define quién le paga a quién, y el MRS reconcilia la diferencia entre la posición contractual y la física.

Dicho de otro modo: los contratos y el despacho responden a lógicas distintas y se encuentran recién en la liquidación.

Quiénes participan

Los participantes se agrupan en cinco categorías: generadores, transmisores, distribuidores, comercializadores y usuarios finales conectados directamente a la red de transmisión. Todos transan en el mercado mayorista a través de la UT.

La distribución está concentrada en un puñado de empresas con territorios definidos. La generación está más fragmentada, y su composición cambió de manera importante en los últimos años con la entrada de capacidad grande a gas natural y una participación creciente de solar.

Los tres procesos de la UT

Todo el trabajo de la UT cae dentro de tres procesos, y el ROBCP los refleja casi capítulo por capítulo.

Planificación de la operación. La UT programa la operación en sus horizontes anual, semanal y diario, buscando el mínimo costo total con los recursos disponibles, y coordina los mantenimientos de generación y transmisión. En el ROBCP: los capítulos 7 a 10, de la programación anual a la diaria, y el 16, coordinación de mantenimientos.

Operación en tiempo real y estudios. A partir de la programación diaria, la UT opera el sistema de transmisión y el mercado, y después analiza lo que pasó: post-operativos, fallas, estudios eléctricos. En el ROBCP: el capítulo 13, que incluye los redespachos.

Conciliación y liquidación. Cada transacción termina convertida en un documento de liquidación. La UT concilia la medición comercial, el SIMEC, con las transacciones contractuales, las regionales, la capacidad firme, los servicios auxiliares y los cargos del sistema. En el ROBCP: el capítulo 18, transacciones económicas.

La serie sigue este mapa: los artículos centrales viven en la planificación, y el de cierre entra en la conciliación y en la conexión regional.

Por qué costos y no ofertas

Esta es la decisión de diseño que da forma a todo el resto de la serie, y la que más conviene entender como principio antes que como regla.

En un mercado por ofertas, los generadores presentan precios libremente. El operador apila las ofertas de menor a mayor y la intersección con la demanda fija el precio. La disciplina viene de la competencia: si ofertás demasiado alto, no te despachan. Eso funciona bajo dos condiciones: que haya suficientes competidores independientes para que ninguno mueva el precio por sí solo, y que la tecnología marginal tenga costos difíciles de ocultar.

En un mercado por costos, los generadores no ofertan un precio. Declaran sus costos (precio del combustible, eficiencia, costos variables no combustibles) y el operador construye el orden de mérito con esos costos declarados. La disciplina ya no viene de la competencia sino de la verificación: la declaración tiene que estar documentada, ser auditable, y el operador la valida contra referencias aprobadas.

El intercambio entre ambos esquemas es directo. Un mercado por ofertas es barato de administrar y le confía la disciplina a la competencia. Un mercado por costos es caro de administrar, porque alguien tiene que auditar a cada generador y validar cada declaración, y le confía la disciplina a la verificación.

Los sistemas pequeños, con generación concentrada y una tecnología marginal que quema combustible importado, tienden al segundo esquema, y por dos razones que se refuerzan. Con pocos competidores, la competencia sola no disciplina las ofertas. Y cuando la unidad marginal quema combustible importado, su costo es observable desde afuera, lo que vuelve factible la verificación de un modo que no lo sería para, digamos, una hidro con embalse.

El Salvador opera bajo el Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción, el ROBCP. El nombre enuncia el diseño: costos de producción, no ofertas. El precio de la energía en el mercado mayorista es variable, y lo fija el costo marginal hora a hora.

Y la energía no es lo único que se paga. El reglamento también retribuye la capacidad, es decir, la confiabilidad del parque, mediante la capacidad firme (art. 10-A de la LGE); la liquidación además incluye servicios auxiliares y cargos del sistema.

Y la propia ley fija ese diseño como estado por defecto: mientras no existan condiciones que garanticen competencia en los precios ofertados al MRS, la metodología de remuneración se basa en costos marginales de producción, costos fijos y de inversión (art. 112-E). El régimen de costos no es una excepción regulatoria: es lo que la ley prescribe hasta que haya competencia suficiente.

El reglamento no es nuevo ni es estable. Fue aprobado por el Acuerdo SIGET No. 232-E-2008 del 23 de octubre de 2008 y publicado por primera vez en el Diario Oficial No. 144, Tomo 384, del 31 de julio de 2009, pero su aplicación empezó hasta el 1 de agosto de 2011, casi tres años después de aprobado. Al entrar en vigencia desplazó al reglamento anterior, el del Acuerdo No. E-13-99 de 1999, que era el esquema con el que arrancó el mercado tras la reforma.

Desde entonces acumula alrededor de treinta acuerdos modificatorios. Los primeros los emitió SIGET; los más recientes, la DGEHM. La versión que publica la UT está actualizada a junio de 2026 e incorpora como último cambio el Acuerdo No. 73/2026/DE. Quien cite el ROBCP tiene que decir qué versión leyó.

Y acá está la bisagra de toda la serie. Si el precio sale de costos declarados, la integridad del precio depende por completo de la integridad de las declaraciones. Validar una declaración deja de ser un trámite administrativo y pasa a ser el mecanismo por el cual el mercado funciona.

Qué implica esto para el resto de la serie

El mapa de arriba genera las preguntas que los artículos siguientes tienen que responder.

Si el precio lo fija el costo marginal, ¿cómo se construye realmente el orden de mérito y qué lo rompe? Ese es el próximo artículo.

Si los costos se declaran en vez de ofertarse, ¿qué declara exactamente un generador, con qué frecuencia, contra qué referencia y con qué respaldo documental? Ese es el núcleo de la serie, y la razón por la que existe.

Si las declaraciones se validan contra estructuras aprobadas, ¿quién aprueba esas estructuras, cada cuánto se revisan y qué pasa entre revisiones?

Y si todo esto produce un precio horario, ¿cómo se convierte ese precio en una liquidación mensual, y dónde encaja el mercado regional?

El mapa institucional no es contexto de fondo. En un mercado por costos, saber quién aprueba qué es la diferencia entre validar una declaración y solamente recibirla.

Fuentes

• Ley General de Electricidad (LGE), Decreto Legislativo No. 843 del 10 de octubre de 1996, Diario Oficial No. 201, Tomo 333, del 25 de octubre de 1996, con reformas hasta el Decreto No. 548 del 9 de abril de 2026. Objeto y gobierno de la UT (arts. 33 a 38), capacidad firme (art. 10-A), los dos mercados (art. 51), contratos de largo plazo (art. 79) y régimen de costos mientras no haya competencia (art. 112-E). Copia local leída: normativa/ley-general-electricidad.pdf. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• 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. Portada, introducción y estructura de capítulos: acuerdo de aprobación, publicación en Diario Oficial, fecha de inicio de aplicación y listado de acuerdos modificatorios. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• Unidad de Transacciones. Qué hacemos y Marco regulatorio. Funciones de la UT, categorías de participantes, definición de los dos mercados y jerarquía normativa (LGE, acuerdos del regulador, ROBCP). Consultado el 22 de agosto de
• SIGET. Gerencia de Electricidad. Definición del mercado mayorista, Mercado de Contratos y MRS. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• Asamblea Legislativa de El Salvador. Reforma que traslada las competencias eléctricas a la DGEHM. Aprobada el 2 de julio de 2026. Consultado el 22 de agosto de 2026.
• Decreto Legislativo No. 190 del 26 de octubre de 2021, Diario Oficial No. 212, Tomo 433, del 8 de noviembre de 2021. Creación de la DGEHM y disolución del Consejo Nacional de Energía.
• ETESAL. Sitio institucional. Propiedad de la transmisión y niveles de tensión.

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