Fuentes primarias

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A. Localizados y verificados

A.1. ROBCP, cuerpo del reglamento

Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción. Unidad de Transacciones. PDF en ut.com.sv · 293 páginas · consultado 2026-08-22 · copia local normativa/robcp.pdf

Para el artículo 2 quedó leído completo el capítulo 10, Programación Diaria o Predespacho: el predespacho minimiza el costo total de operación (10.1.1), el SAM programa a mínimo costo y determina los costos marginales de cada MRS (10.2.1), cualquier PM puede replicar el predespacho con la información publicada (10.3.7), y con congestión el sistema se desdobla en MRS con costo marginal propio (10.6.3).

Datos de la portada y la introducción, textuales:

• Aprobado por Acuerdo SIGET No. 232-E-2008, emitido el 23 de octubre de 2008.
• Publicado por primera vez en el Diario Oficial No. 144, Tomo No. 384, del 31 de julio de 2009.
• Inicio de aplicación: 01/08/2011. La aprobación y la entrada en vigencia están separadas por casi tres años; conviene no confundirlas al citar.
• Actualizado a junio 2026; último acuerdo incorporado No. 73/2026/DE, emitido por la DGEHM.
• Al entrar en aplicación deja de aplicarse el reglamento anterior, aprobado por Acuerdo No. E-13-99, Diario Oficial No. 138, Tomo No. 344, del 23 de julio de 1999.

La introducción lista todos los acuerdos modificatorios, de SIGET (desde el No. 222-E-2009 hasta el No. JDO-004-E-2025 del 13 de octubre de 2025) y de la DGEHM (Nos. 25/2024/DE, 27/2024/DE, 13/2025/DE y 73/2026/DE). Ese cambio de emisor, de SIGET a la DGEHM a partir de 2024, es un dato institucional que el artículo 1 tiene que explicar.

Estructura: 21 capítulos. Los que sirven a la serie:

A.2. ROBCP, Anexos

Reglamento … Basado en Costos de Producción, ANEXOS. Unidad de Transacciones. PDF en ut.com.sv · ~500 páginas · misma aprobación y misma actualización a junio 2026 · consultado 2026-08-22 · copia local normativa/robcp-anexos.pdf

Para el artículo 2 quedó leído completo el Anexo 09, Cálculo del Precio en el MRS: la definición del costo marginal (3.1.1), los costos variables por tecnología, incluido el valor del agua (3.1.5 a 3.1.13), las premisas del cálculo y el tope de la URF (3.1.15), el precio como costo marginal más Csis (3.3.1), congestión (3.5), reserva faltante (3.6), emergencia (3.7) y el posdespacho diario (3.8).

Este es el hallazgo que más cambia el plan de la serie. El cuerpo del ROBCP termina en el capítulo 21 y no contiene ningún capítulo sobre costos variables ni sobre la declaración de combustible. Toda esa maquinaria está en los anexos:

Los formatos de declaración que buscabas como documento aparte son el Apéndice 1 del Anexo 17 (p. 426) y su codificación en el Apéndice 2 (p. 449). No existen como publicación independiente: viven dentro de este PDF.

Para los artículos 3 y 4 quedaron leídos completos otros tres anexos, y de esa lectura salieron varias correcciones al plan de estudio original:

Anexo 04, Precios de los Combustibles. Responsabilidad de la UT en el cálculo del costo variable de combustible (3.1); estructura de costos con su desglose de FOB a costo puesto en tanques (4.1 y 4.2); revisión de la estructura cada dos años, no anual (4.3), con continuidad de la estructura vencida hasta que se apruebe la nueva (4.7); fórmula en función del volumen de compra y referenciación de inventarios a 60 °F o a ISO 13443 (4.12); actualización semanal del FOB, vigente los siete días de la programación semanal (7.1); inventarios cada lunes (8.2); disponibilidad mínima por cota de Cerrón Grande, de diez a tres días según cota y factor de planta (9.1), y penalización en la tasa de salida forzada por incumplimiento (9.4); declaración del PCpep cada jueves antes de las 10:00 (10.1); publicaciones diaria y semanal de la UT (11); irregularidades tipificadas (12).

Anexo 16, Curvas de Consumo Específico de Calor. Vigencia de dos años, no anual (2.2), con aviso de la UT cuatro meses antes (2.3); auditor externo del registro de la UT, contratado y pagado por el generador, con la UT como observador en sitio (2.8 a 2.10); perfil exigido al auditor (5.2.1); plazos de revisión del informe (6.6.8). Apéndice 3: el polinomio es de segundo grado ajustado por mínimos cuadrados (2.2 y 2.3.1), vale solo entre el mínimo técnico y la potencia máxima ensayada (2.3.3), y exige cinco puntos de ensayo o más, seis en ciclo combinado con recuperación de calor (3.4).

Anexo 17, CVNC y Costos de Arranque y Detención. Definiciones de costo fijo, variable, híbrido, CVONC y CVM, con el mantenimiento correctivo explícitamente excluido (2.1); vigencia bienal de la auditoría con actualización mensual (3.1 a 3.4); informe reproducible en hoja electrónica con fórmulas y macros (3.10); prevalencia de la auditoría sobre el generador en caso de discrepancia (3.16); CVNC en USD/MWh y CAyD por evento (3.19); matriz del ICVNC y umbrales de 7 y 4 (4.4); método estadístico con la regla dura de parte variable igual a cero si el ajuste no supera R² de 0.9 y t de 2 (4.5.6 y 4.5.7); fórmulas de indexación mensual de CVNC (9.1.5.3) y de CAyD (9.2.5.3), esta última con el precio del combustible adentro; ajuste por el despacho real de los últimos doce meses (9.3.4), que es el mecanismo que más mueve el CVNC; auditoría, responsabilidades y los 55 días hábiles del procedimiento (10).

Capítulos 7 a 10, Programación de la Operación (artículo 5). Son tres horizontes, no cuatro: anual, semanal y diaria (7.1.2); lo mensual es la cadencia de actualización de la anual (8.1.3 y 8.5.1). Horizonte de simulación de la anual extendido dos años hidrológicos (8.2.2); precios de combustible constantes para toda la anual (8.3.1.9); las dos fases de la semanal (9.4.2 y 9.4.3); valor del agua solo a embalses que puedan generar siete días a plena capacidad (9.5.5); potencia despachable neta de reserva rodante (9.8.1 y 9.8.3).

Capítulos 12, 13 y 16 (artículo 5). Reserva rodante y la reducción del requerimiento hasta niveles de emergencia cuando el parque no da (12.4.3.6 y 12.4.3.7); la Reserva Fría por Confiabilidad como régimen en extinción, sin nuevas licitaciones ni renovaciones (12.7.1.2); causales tasadas de redespacho (13.10.1), vertimiento no previsto con valor del agua a cero (13.10.2) y desviaciones de caudal que no obligan a redespachar (13.10.3); coordinación de mantenimientos, con las distribuidoras obligadas a reportar los que afecten la capacidad de transporte en su punto de conexión (16.2.1.2 c) y criterio probabilístico de aprobación (16.2.1.4).

Capítulos 11 y 18 (artículo 6). Piso de la oferta de inyección regional igual al costo variable que la UT usó en el predespacho inicial más los Csis (11.4.4.1.1), con la inyección hidráulica limitada a centrales en vertimiento (11.4.4.1.3); oferta de sustitución de déficit al precio del último escalón de la URF (11.4.6.1); enlace exportador modelado como demanda inflexible y enlace importador como generador inflexible (11.5.4 y 11.5.5). Del capítulo 18: ni el participante ni la UT pueden alterar valores medidos (18.2.6.1 y 18.2.5.3); liquidación mensual con estimación indicativa diaria (18.4.1 y 18.4.2); monto remanente como el mecanismo por el que la renta de congestión llega a la demanda, sumando o restando Csis (18.5); DTE como memoria de cálculo (18.7) y aceptación tácita de lo no observado en plazo (18.8.2).

Anexo 11, Servicios Auxiliares. Aporte obligatorio del 3 % de reserva de potencia activa de cada unidad para regulación primaria de frecuencia (2.1), que es el porcentaje que descuenta el numeral 3.1.5 del Anexo 09 al fijar el punto donde se evalúa el costo variable de una térmica.

Anexo 06, Transacciones del Mercado. Publicación diaria entre las 8 y las 9 horas de los precios de combustibles puestos en planta reportados por los generadores térmicos (5.2), y el formulario "Precios de los Combustibles" (7.4.3.7). De acá salió el hallazgo que más cambia el artículo 3.

Dos correcciones que valen por sí solas:

El precio que declara el generador no es el que despacha. El numeral 7.4.3.7.1 del Anexo 06 dice, al pie del formulario, que el precio declarado en este formulario no será utilizado para la programación de la operación, sino que obedece al literal c) del artículo 60 de la Ley General de Electricidad. Es decir que la declaración semanal es una obligación de transparencia con fuerza legal, y que el insumo del despacho es el precio que calcula la UT aplicando la fórmula aprobada sobre la referencia internacional (Anexo 04, 3.1 y 7.1). Ambas cifras se publican. Todo el material que da por sentado lo contrario, el plan de estudio incluido, está describiendo mal el proceso.

Queda un punto abierto: el artículo 60 literal c de la LGE habla de un reporte diario y el Anexo 04, 12.1 a) sanciona no proporcionar "los PCpep diarios", mientras el Anexo 04, 10.1 fija la obligación el jueves antes de las 10:00. Hay que confirmar con la UT cómo se concilian las dos periodicidades.

La fórmula de indexación del Anexo 17 no es encadenada. Cada mes se refiere a diciembre del año base, no al mes anterior (9.1.5.5). El plan de estudio la describía como un encadenamiento y no lo es.

A.3. Propuesta de modificaciones al Anexo 17

Propuesta de Modificaciones al Anexo 17 del ROBCP. Alojado por SIGET, 2021. PDF en siget.gob.sv · consultado 2026-08-22

Es una propuesta, no texto vigente. El Anexo 17 en vigor es el de A.2. Sirve porque expone el razonamiento detrás del diseño, cosa que el reglamento no hace.

De su numeral 1, textual en lo esencial: establece los procedimientos para determinar los CVNC y los costos de arranque y detención (CAyD) de las unidades generadoras, definiendo los mecanismos de intercambio de información entre la UT y los Participantes de Mercado. Entre sus objetivos: definir la información y el respaldo requerido en contenido y tiempo a través de formatos específicos; establecer las metodologías, procedimientos y criterios de cálculo bajo los cuales los PM sustentarán los CVNC y CAyD para su aplicación en la programación del despacho de acuerdo con lo indicado en el numeral 3.1.4 del Anexo 09; y establecer las irregularidades, causales de sanciones y mecanismos de auditoría.

Esa referencia cruzada, del Anexo 17 al numeral 3.1.4 del Anexo 09, es el eslabón entre el CVNC declarado y el precio del MRS. Es el enlace que une los artículos 2 y 4 de la serie.

A.4. RMER

Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER). CRIE. PDF en crie.org.gt · consultado 2026-08-22

De la portada: versión actualizada al 5 de septiembre de 2025, sobre la base de la Resolución No. 09-2005, con las reformas de una lista larga de resoluciones CRIE que la propia portada enumera (de CRIE-02-2009 a CRIE-21-2025). Organizado en libros; el Libro I, De los Aspectos Generales, abre con glosario, introducción, información del MER y agentes del MER.

La página de marco regulatorio de CRIE mantiene además las versiones anteriores fechadas, lo que permite citar la versión que estaba vigente en una fecha dada.

A.5. Marco regulatorio publicado por la UT

ut.com.sv/marcoregulatorio · consultado 2026-08-22. Es la página de la que salen A.1 y A.2, y sólo publica esos dos documentos más enlaces externos a CRIE. Dato útil por lo que no tiene: la UT no publica ahí procedimientos ni instructivos propios.

A.6. Ley General de Electricidad

Ley General de Electricidad. Decreto Legislativo No. 843, del 10 de octubre de 1996, publicado en el Diario Oficial No. 201, Tomo No. 333, del 25 de octubre de 1996, con vigencia ocho días después (art. 127). Copia local leída: normativa/ley-general-electricidad.pdf, bajada del catálogo de SIGET. · 37 páginas · consultado 2026-08-22

Datos de la portada y del listado de reformas, textuales:

• Emitida el 10 de octubre de 1996, no en 1998: el Decreto No. 355 de julio de 1998 es la segunda de doce reformas. El plan de estudio la fechaba en 1998; queda corregido con fuente primaria.
• Doce reformas listadas, de la No. 176 (diciembre de 1997) a la No. 548 del 9 de abril de 2026, Diario Oficial No. 66, Tomo No. 451, del 13 de abril de 2026, que agrega la generación distribuida y le suma a la UT la operación del mercado minorista (art. 33 literal c).
• La copia no incluye la reforma del 2 de julio de 2026 que traslada la regulación a la DGEHM; en este texto el regulador todavía se llama SIGET. Esa reforma queda cubierta por la fuente de la Asamblea Legislativa del artículo 1.

Lo que la serie usa de la ley:

B. Existen pero no se pudieron abrir

La primera fila es la que importa. La ley ya está leída y vive en el bloque A.6, bajada del mismo catálogo desde el navegador. El que sigue pendiente es su reglamento, y pesa porque la propia ley le delega la forma de la compensación por energía no entregada (art. 75), la metodología de los precios del pliego (art. 79) y el tratamiento del desajuste financiero (art. 78).

C. Necesarios y sin rastro público

Esta es la lista para pedir directamente a la UT, a SIGET o al CNE.

1. Instructivos y formatos de la UT para la declaración semanal de precio de combustible, como documento publicado. No existen separados. El formulario "Precios de los Combustibles" y el de "Variación de Inventarios de Combustibles" viven dentro del Anexo 06, este último en su numeral 7.5.3 según remite el Anexo 04, 8.2; los formatos de CVNC y CAyD están en los Apéndices 1 y 2 del Anexo 17. Si la UT usa además una guía operativa o una plantilla de envío, no está publicada.
2. Publicación periódica de costos variables por generador. Acá hay que separar dos cosas, porque el reglamento no las trata igual. Para el combustible la publicación está mandada, con hora: los PCpep declarados, entre las 8 y las 9 de cada día, y el PCpep calculado cada jueves (Anexo 04, 11.1 y 11.2). Para los CVNC indexados no encontré la disposición equivalente ni el archivo público, pese a que la UT los recalcula todos los meses. Verificar si existe y, si no existe, es un hallazgo en sí mismo.
3. Registro de auditores aprobados por la UT. El Anexo 16, 2.8 y el Anexo 17, 10.4.1.1 dicen que la UT lo publica en su sitio web. No lo localicé.
4. Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central. No lo localicé como documento ni en CRIE ni en EOR. Es el instrumento fundacional del MER y debería estar publicado; probablemente está, y no di con él.
5. Procedimiento de Detalle Complementario (PDC). Referenciado repetidamente, entró en vigencia en 2013 junto al RMER, pero no está localizado el documento.
6. Acuerdos individuales de SIGET y de la DGEHM. Los números y fechas exactas de los ~30 acuerdos están registrados desde la introducción del ROBCP, pero no hay un repositorio público donde abrirlos uno por uno. Para citar la redacción de una reforma concreta hay que solicitarlos.
7. Ejemplos de Documento de Transacciones Económicas (DTE). El numeral 18.7 lo define; no hay ejemplos públicos.
8. Resoluciones de SIGET sobre estructuras de costos variables como acto resolutivo. Encontré propuestas de modificación (A.3 y B), no las resoluciones que las aprobaron.