Actualizado 2026-05-21 · Gracias a Sergio B. por el feedback experto. Inicialmente llamamos a RT3 “reserva terciaria” — RT3 es en realidad el coste al consumidor de las restricciones técnicas del mercado diario (el redespacho que hace REE sobre la casación de OMIE para mantener unidades síncronas online por seguridad). Todos los datos y el escalón ×2.5 son correctos; el mecanismo ahora está identificado con precisión como la huella en el consumidor de la Operación Reforzada que REE introdujo tras el 28 de abril de 2025, documentado en el informe PwC de febrero 2026.
El 28 de abril de 2025 el sistema eléctrico ibérico se cayó durante cinco horas. Doce meses después, con datos completos, se puede preguntar lo que importa: ¿qué cambió en el día a día de cómo se opera la red?
El indicador más directo es el coste diario de las restricciones técnicas del mercado diario (RT3) — la partida que paga el consumidor cuando REE tiene que redespachar la casación de OMIE para mantener unidades síncronas online por seguridad. Antes del apagón se movía en una banda estrecha (~3-8 €/MWh). El propio mes del apagón da el primer escalón visible. Desde entonces, la base se ha asentado en otro régimen: el promedio post supera los 14 €/MWh, el doble que el promedio pre del año anterior. El mecanismo detrás de ese escalón ya está bien documentado — REE introdujo la Operación Reforzada, criterios de seguridad sustancialmente más estrictos que fuerzan más capacidad síncrona (principalmente ciclos combinados) online en todo momento para evitar otro colapso.
Lo interesante es que ese cambio convive con otros que apuntan en direcciones opuestas. El precio mayorista (OMIE) ha bajado un 23%. La proporción de generación renovable es exactamente la misma — 61.5% pre, 61.7% post. Las horas con precio negativo se han cuadruplicado. El sistema absorbe la misma cantidad de renovable, pero la mecánica con la que lo hace ha cambiado por completo.
El mix de operación: ciclo combinado sustituye a nuclear, no a renovables
La intuición inicial al ver “más RT3” sería pensar que REE ha frenado las renovables para meter generación firme. Los datos no lo respaldan.
Comparando la generación total por tecnología en los 365 días de cada ventana, los movimientos son:
- Ciclo combinado: +9.5 TWh (+32%) — el cambio individual más grande en valor absoluto. Pasa del 11.4% al 14.7% del mix. Es la tecnología sobre la que REE se ha apoyado con más fuerza para satisfacer los requisitos de seguridad de la Operación Reforzada.
- Nuclear: −2.9 TWh (−5.4%) — calendario de paradas y envejecimiento del parque (Almaraz programada para 2027, etc.). Baja del 20.7% al 19.0%.
- Solar PV: +5.5 TWh (+12%) y eólica esencialmente plana — la renovable sigue creciendo, no se frena.
- Cogeneración: −2.8 TWh (−17%) y carbón −1.7 TWh (−25%) — continúan en declive estructural.
Sumado: la proporción de generación inversor-based (PV + eólica) sube del 40.7% al 42.1%; la síncrona total baja del 59.3% al 57.9%. No hubo cambio en favor de generación síncrona en el mercado diario. Lo que sí hubo: ciclo combinado redespachado (vía restricciones técnicas) por encima de la casación de OMIE, para cubrir la baja de nuclear y aportar la capacidad firme que la nueva política de seguridad requiere disponible. PwC lo cuantifica: el volumen de CCGT usado para resolver restricciones técnicas subió +39% (mayo-diciembre 2025 vs 2024).
La pregunta inmediata — ¿más CC corriendo no debería empujar al alza OMIE? — tiene una respuesta que llega del perfil intradiario.
La paradoja intradiaria: OMIE colapsa al mediodía, RT3 sube todo el día
Si se promedia el día completo, OMIE baja un 23% y RT3 sube un 147%. Pero la mecánica horaria es más reveladora.
OMIE — la curva del precio mayorista se ha aplastado en su valle solar:
- El precio en las horas de máxima generación solar (13-16h) cae de €42-46/MWh a €21-26/MWh — la mitad.
- El pico vespertino (22-23h) apenas baja (€106 → €91-95), porque ahí no hay solar.
- El resultado es una “curva pato” mucho más profunda: la diferencia entre valle solar y pico vespertino pasa de ~€62/MWh a ~€74/MWh — el sistema ha amplificado su volatilidad intradiaria.
RT3 — el coste de restricciones sube en todas las horas:
- El incremento absoluto máximo ocurre al mediodía (+11.4 €/MWh a las 14h) — paradójicamente, cuando OMIE está más bajo. REE está pagando redespacho caro precisamente en las horas en las que el mercado mayorista regala la energía. La razón: con tanta PV ganando la casación de OMIE al mediodía, la capacidad síncrona se desplaza justo cuando la red más la necesita para estabilidad — así que los costes de redespacho se concentran ahí.
- El incremento relativo máximo ocurre en la rampa vespertina (+344% a las 20h, +300% a las 21h) — cuando el sol se cae y los térmicos tienen que activarse rápidamente, y la Operación Reforzada exige que ya estén calientes.
La lectura física: en el régimen post-apagón, REE redespacha unidades síncronas durante todo el día — incluyendo las horas valle del mediodía cuando la generación renovable es máxima — precisamente porque la abundancia renovable en esas horas deja a la red corta de inercia y potencia reactiva. La restricción no es contra la presencia de la renovable; es contra la ausencia de máquinas síncronas que provean los servicios de estabilidad que el mercado no valora.
Las horas con precio negativo se han cuadruplicado
Cuando un sistema eléctrico tiene más renovable de la que puede absorber, el precio mayorista se va a cero o por debajo: pagas por colocar tu energía, en vez de que te paguen por ella. Es la señal más cruda de sobreoferta estructural.
- Pre-apagón: 733 horas con OMIE negativo en 365 días.
- Post-apagón: 3,195 horas con OMIE negativo en 365 días. ×4.4 en doce meses.
La distribución es muy concentrada. En el periodo post, la hora 16h registra 437 eventos de precio negativo sobre 365 días — más de uno por día en promedio. Las horas 14-17h tienen todas más de 400 eventos. Prácticamente cada día del año post-apagón tuvo varias horas de OMIE negativo en la franja solar.
Esto es el reverso simétrico del aumento de RT3: el mercado OMIE casa masivamente con renovable, el precio se va a negativo, y simultáneamente REE paga cada vez más (vía restricciones técnicas) por tener térmicos calientes y dispatchables por seguridad. La transición renovable no se ha frenado; se ha vuelto operativamente más cara, y el coste se reparte entre quien recibe OMIE a la baja y quien paga peajes a la alta.
Lo que el apagón hizo cambiar
Cuatro hechos cuantitativos, todos defendibles contra una ventana simétrica de 365 días alrededor del 28 de abril de 2025:
El coste diario de las restricciones técnicas del mercado diario (RT3) se ha multiplicado por 2.5 (5.93 → 14.68 €/MWh promedio). El primer escalón es visible en el propio mes del apagón, y el mecanismo es la Operación Reforzada de REE — criterios de seguridad más estrictos que requieren más capacidad síncrona online en todo momento. PwC lo corrobora directamente: el coste mensual de restricciones técnicas subió +55% en el periodo mayo-diciembre 2025 vs los mismos meses de 2024.
La proporción de generación renovable absorbida no ha cambiado (61.49% pre vs 61.68% post). REE no ha frenado la transición. La aparente reorganización del mix es interna a la generación síncrona — ciclo combinado +32% sustituyendo a nuclear declinante (−5%), principalmente vía redespacho por encima de OMIE.
El precio mayorista al mediodía se ha desplomado un 50% (de €42-46 a €21-26/MWh entre las 13 y las 17h). El valle solar del “duck curve” se ha profundizado dramáticamente.
Las horas con precio mayorista negativo se han cuadruplicado (733 → 3,195). La hora 16h tiene más de un evento de precio negativo por día en promedio.
El sistema no ha vuelto atrás en la transición renovable. Lo que ha hecho es reorganizar sus costes: menos OMIE para el consumidor que paga en función del mercado mayorista, más RT3 (peajes y cargos) para quien paga en función del coste total del sistema. El apagón no detuvo la integración renovable; disparó un endurecimiento regulatorio (Operación Reforzada) que hizo explícito el coste de los servicios de estabilidad y lo trasladó al recibo del consumidor.
Esto es lo que se ve a doce meses vista. Si la convexidad observada en RT3 — los últimos puntos de penetración renovable cuestan desproporcionadamente más, como sugiere el análisis del coste estructural — continúa, los próximos doce meses dirán si el sistema ha encontrado un nuevo equilibrio o sigue ajustándose.
Las mismas queries están disponibles en ESIOS Data — explora tú mismo qué cambió desde el 28 de abril de 2025.
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