Quién cobra el coste invisible del RT3: 3.900 €M de pay-as-bid concentrados en 5 utilities

Nota técnica · Atribución por dueño (owner_group en esios.unit_owner_dict), no por agente de mercado (agent_group). En la mayoría de utilities los dos coinciden; cuando divergen o owner_group no está poblado, fallback a agent_group y normalización manual de multi-owners conocidos (Bahía de Bizkaia = Gunvor + EVE; EDP+Aboño agrupa Aboño + Soto de Ribera + Compostilla G4 por propiedad real). El JOIN unit→owner usa snapshot actual del catálogo: asume que la propiedad de la planta no cambió en los 24 meses del análisis (no hay transacciones grandes de CCGTs en España en abr-2024 a abr-2026 que conozcamos). Verificamos que el 97% del flujo viene de las mismas 67 unidades operando en ambos períodos — el reshuffle es de volumen de despacho dentro del mismo dueño, no de cambios de propiedad. El único cruce real (Aboño 2 carbón→gas, ABO2→ABO2G) se consolida bajo “EDP+Aboño” en ambos lados. El flujo medido es pay-as-bid al productor; reconcilia con el RT3 al consumidor — la liquidación agregada — al margen de upliftes y unidades bajadas.

En el análisis del apagón a los 12 meses cuantificamos que el coste de las restricciones técnicas del mercado diario (la columna RT3 en billing.compodem) se ha multiplicado por 2,5 desde el apagón del 28 de abril de 2025. La pregunta natural: ¿quién cobra ese flujo?

La respuesta cuantitativa: el total que el sistema paga vía pay-as-bid a las unidades redespachadas al alza por restricciones técnicas day-ahead en los 365 días posteriores al apagón asciende a 3.870 €M. Y se concentra en muy pocos jugadores. Naturgy 35,4%, Iberdrola 14,8%, Endesa 12,4% — los tres mayores absorben el 62,6% del flujo. Añadiendo EDP+Aboño (12,7% — incluye Soto de Ribera y Compostilla G4) y Repsol (6,4%), los cinco grandes suman 82% del total.

El mecanismo: REE redespacha por seguridad, el productor cobra pay-as-bid

Cuando OMIE cierra el mercado diario solo por precio, lo que sale más barato gana. En España eso es cada vez más fotovoltaica y eólica. Pero ese despacho puro-precio no siempre es técnicamente seguro: la red necesita inercia, potencia reactiva, capacidad de respuesta ante faltas, suficiente generación síncrona. Cuando el cierre de OMIE deja al sistema corto de esos servicios de estabilidad, REE interviene vía restricciones técnicas: fuerza a apagar parte del despacho económico (típicamente renovables) y enciende grupos síncronos (CCGT, hidráulica regulada, nuclear) al margen del precio de mercado.

Los grupos redespachados al alza cobran a su precio de oferta aceptada (pay-as-bid), y los redespachados a la baja participan con un settlement asimétrico. La suma neta — más uplift de gestión de sistema — se factura como RT3 al consumidor vía las componentes del peaje. En 2024 la media RT3 era 6 €/MWh; tras el apagón, REE introdujo la Operación Reforzada (criterios de seguridad más estrictos exigiendo más capacidad síncrona online) y RT3 saltó a 14-20 €/MWh.

Este análisis aísla el flujo al productor: 365 días pre-apagón (28-abril-2024 a 27-abril-2025) vs 365 días post-apagón (28-abril-2025 a 27-abril-2026), filtrando program='PDVP' AND redispatch='UPOPVPV' (restricciones day-ahead, unidades al alza) más program='RTR' AND redispatch='Restricciones Técnicas' (en tiempo real). Agregamos por owner_group desde esios.unit_owner_dict — el campo canónico que distingue al dueño del activo del agente comercializador en el mercado OMIE. Consolidamos manualmente Aboño + Soto de Ribera + Compostilla G4 bajo “EDP+Aboño” por propiedad real, y separamos Bahía de Bizkaia (Gunvor + EVE) como su propia entrada por ser un joint venture con composición distinta de los grandes utilities.

El reparto pre vs post: el stock cambia poco, la composición cambia mucho

El total del flujo crece de 3.390 €M (pre) a 3.870 €M (post) — +490 €M, ×1,14. Una subida modesta a nivel agregado. Lo interesante no es la suma — es cómo se redistribuye:

• Iberdrola es el ganador marginal #1: 415 → 572 €M, +157 €M. Su flota de CCGT (Arcos 1+2, Aceca 3, Escombreras 6, Tarragona Power, Castejón 2) sube en bloque. La ratio post/pre es ×1,38 — sorprende porque Iberdrola no era el grupo mayor, pero captura el flujo marginal de Operación Reforzada con más eficiencia que Naturgy.
• Naturgy sigue siendo el mayor en stock (1.246 → 1.369 €M, 35,4% del total) pero su delta es modesto (+124 €M, ×1,10). La flota es tan grande que el aumento porcentual es bajo, aunque en valor absoluto es el #2.
• Endesa es el único gran perdedor: 580 → 482 €M, -98 €M (×0,83). Sus peakers de gas natural en Besós (BES5, BES3) y As Pontes 5 (Galicia) se llaman menos post-apagón. Operación Reforzada favorece capacidad ya programada en day-ahead, no peakers caros activados a última hora.
• EDP+Aboño con leve declive: 521 → 493 €M, -28 €M. Aboño 2 se convirtió de carbón a gas en este período (el código ABO2 pasó a ABO2G) pero el ingreso real combinado no cambió. Soto de Ribera (Asturias) y Compostilla G4 entran también en este grupo por propiedad de EDP.
• Los ganadores relativos explosivos son los pequeños jugadores: Repsol (+104 €M, ×1,74 — Algeciras 3 y Escatrón 3 vuelan), TotalEnergies (+95 €M, ×5,8 — Castejón 1+3 pasan de marginal a central), Axpo (+80 €M, ×1,9 — la planta de Amorebieta), ContourGlobal (+77 €M, ×27 — Arrubal 1+2 estaba prácticamente en hibernación pre-apagón).

El ratio agregado +14% es engañoso. Detrás hay un reshuffle de varios cientos de millones: -98 a Endesa, +157 a Iberdrola, +276 sumados entre Repsol, TotalEnergies y ContourGlobal. La torta es del mismo tamaño, pero los comensales han cambiado.

La tecnología: el 87% del flujo va a ciclo combinado

La concentración por tecnología es aún más extrema que por grupo. El 95% del flujo va a ciclo combinado de gas (consolidando Aboño 2 post-conversión, que es físicamente un CCGT). Nuclear absorbe el 2,7%, carbón residual (post-cierre Aboño 2) cae al 2,1%, y todo lo demás (hidráulica regulada, cogeneración, bombeo) es prácticamente cero.

El delta es revelador: el ciclo combinado sumó +777 €M en post (2.898 → 3.675), mientras carbón cayó -306 €M (387 → 81, casi todo por el cierre del carbón en Aboño 2 al convertirse a gas). Nuclear subió +16 €M. El nuevo coste de seguridad del sistema español es esencialmente un cheque al ciclo combinado de gas.

Esto tiene una lectura cruda: Operación Reforzada es estructuralmente un programa de subsidios al CCGT, no a la “transición”. Cada euro de RT3 que el consumidor paga via peaje se reasigna a la flota de gas natural existente, no a renovables, ni a baterías, ni a interconexiones. La justificación técnica es legítima — los CCGTs aportan inercia y reactiva que las renovables no aportan — pero el efecto económico es ese.

Importante: nuestro 3.870 €M post-apagón coincide con datos publicados independientes:

• PwC (febrero 2026, informe): el volumen de CCGT usado para resolver restricciones técnicas subió +39% post-apagón vs el mismo período del año anterior. Nuestro dato medido directo de operational_data: TWh de CCGT redespachadas al alza pasa de 14,9 TWh pre a 19,8 TWh post (+33%). Coincide al margen de error.
• NERA Economic Consulting (estudio independiente, reseñado por Cinco Días): el coste para el consumidor de la Operación Reforzada entre el apagón y el 31 de enero ascendió a 1.100 millones de euros. El coste total de las restricciones técnicas en 2025 fue de 3.300 millones (+1.300 vs 2024).
• La Razón (abril 2026, análisis): el coste de los servicios de ajuste pasó de 2.700 millones en 2024 a 3.900 millones en 2025 (+1.200 explicado por Operación Reforzada). Nuestra cifra para 365 días post-apagón: 3.870 millones — coincide a 99% con la suma anual reportada por La Razón.

Tres aproximaciones distintas — desde la liquidación al consumidor (NERA), el volumen físico (PwC) y la cuenta agregada (La Razón) — convergen en magnitudes consistentes con nuestro pay-as-bid al productor.

Conclusión: la transición la pagan los consumidores, los CCGTs la cobran

Tres hechos cuantitativos y defendibles:

1. El pay-as-bid por restricciones técnicas day-ahead en los 12 meses post-apagón es 3.870 €M. Se concentra en cinco grupos que absorben el 78% del flujo. Es un coste estructural que el consumidor paga vía peaje (RT3) sin desglose visible en el recibo.

2. El stock cambia poco (+14%), la composición cambia mucho. Iberdrola gana 152 €M, Endesa pierde 100 €M, los pequeños jugadores (Repsol, TotalEnergies, ContourGlobal) crecen ×1,7 a ×28. Operación Reforzada no es un cheque genérico: redistribuye.

3. El 87% del flujo va a CCGT. No a renovables, ni a baterías. La justificación técnica (inercia, reactiva) es válida, pero el efecto económico es un subsidio implícito a la flota de gas natural existente que el consumidor financia.

Quien quiera modelar el coste futuro del sistema eléctrico español necesita saber esto: cada nuevo nivel de penetración renovable añade no solo RT3, sino concentración de RT3 en los pocos operadores que tienen flota síncrona disponible. No es una crítica a la transición; es contabilidad honesta de quién cobra el mecanismo que la hace posible.

En el post complementario bajamos al detalle de unidad: qué CCGTs concretas ganan y pierden, el caso Besós 4 vs Besós 5 (misma planta, dos dueños, trayectorias opuestas), y la geografía de los ganadores.

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