Besós y San Roque: mismos dueños, resultados opuestos

Corrección (7 jun 2026): el análisis original atribuía el desplome de Besós 5 a la preferencia de despacho de REE. Tras cruzar con el registro de indisponibilidades del I90, la lectura correcta es en dos fases: pérdida de cuota comercial en mayo-agosto de 2025 e indisponibilidad técnica desde septiembre (151 días de parada total, incluida una inspección mayor de enero a abril de 2026). El texto está actualizado.

Besós 4 y Besós 5 comparten tuberías de gas, una conexión a la red y un código postal en Sant Adrià de Besós. La unidad 4 es de Naturgy. La unidad 5 es de Endesa. Tras el apagón ibérico, una ganó; la otra se hundió. A 300 km al sur, las mismas dos empresas son propietarias de otro complejo CCGT — San Roque, cerca de Algeciras — donde los papeles se invierten por completo.

El gráfico muestra la cuota de cada empresa en los ingresos por restricciones de cada complejo, mes a mes. Cambia a “Revenue €M” para ver valores absolutos. En Barcelona, Naturgy (verde) se impone tras el apagón — de un reparto más o menos equilibrado al 70-90% del pastel de restricciones. En Cádiz, Endesa (rojo) domina de principio a fin, con un 80-95% de cuota antes y después del apagón.

Mismas dos empresas. Misma estructura de propiedad. Resultados opuestos. El nombre de la empresa no explica esto.

Dos complejos, dos propietarios, una pregunta

El complejo de Besós se sitúa en la costa al norte de Barcelona. Dos turbinas de gas de ciclo combinado con distintos propietarios:

• BES4 — Gas Natural Comercializadora (Naturgy)
• BES5 — Endesa Generación

Mismo emplazamiento físico, misma infraestructura de suministro de gas, mismo nodo de red, mismas condiciones ambientales. La única diferencia estructural es la propiedad.

A 300 km al sur, San Roque se sitúa en el Campo de Gibraltar cerca de Algeciras (Cádiz), con la misma estructura:

• SROQ1 — Gas Natural Comercializadora (Naturgy)
• SROQ2 — Endesa Generación

El desglose por programa revela qué cambió. En ambos complejos, PDVP (restricciones técnicas en el mercado diario) y RTR (restricciones en tiempo real) dominan los ingresos. Tras el apagón, el PDVP crece marcadamente para las unidades ganadoras — BES4 en Barcelona y SROQ2 en Cádiz — a medida que la Operación Reforzada canaliza más despacho de restricciones a través del mercado diario. Las unidades perdedoras (BES5 y SROQ1) ven cómo sus volúmenes de PDVP y RTR se reducen o se estancan.

La divergencia no está en el precio — está en el volumen. BES5 perdió el volumen de restricciones de Barcelona por una combinación de despacho e indisponibilidad técnica (ver perfil horario más abajo), mientras que SROQ1 — casi sin paradas en todo el periodo — apenas era convocada desde el principio en Cádiz.

¿Cuándo llama REE a cada unidad?

El perfil horario hace visible el cambio.

BES4 (Naturgy, Barcelona) antes del apagón mostraba un patrón bimodal: rampa matutina, valle al mediodía durante las horas solares, pico vespertino. Tras el apagón, el perfil sube — el despacho aumenta en prácticamente todas las horas, alcanzando un pico de 37-39 GWh por la tarde. BES4 se ha convertido en la unidad principal de restricciones de Barcelona.

BES5 (Endesa, Barcelona) cuenta la historia contraria. Antes del apagón, tenía un despacho amplio con picos por encima de 50 GWh. Tras el apagón, la línea cae por debajo del nivel previo en la mayoría de las horas. Pero aquí el registro de indisponibilidades del I90 obliga a separar dos fases: entre mayo y agosto de 2025, con la unidad disponible, BES5 ya perdía cuota frente a BES4 — eso es despacho, no avería. A partir de septiembre, la máquina sale del juego por causas técnicas: contaminación del circuito de condensado (septiembre-noviembre), paradas recurrentes en diciembre y una inspección mayor de enero a abril de 2026 — 151 días totalmente indisponible en el periodo posapagón. El desplome de la segunda mitad no es una decisión de REE; es una unidad que no estaba.

SROQ2 (Endesa, Cádiz) muestra una dinámica completamente distinta — despacho estable y alto tanto antes como después del apagón, con un perfil posapagón plano en torno a 20-25 GWh por hora. En Cádiz, el apagón no cambió las reglas del juego.

SROQ1 (Naturgy, Cádiz) apenas registra actividad en ninguno de los dos períodos. Tras el apagón gana ligeramente en horas nocturnas, pero sigue siendo un orden de magnitud inferior a SROQ2.

La distribución de precios confirma que esta es una historia de volumen, no de precios. En Barcelona, las medianas de ambas unidades se sitúan en el rango de 150-200 €/MWh — los puntos casi se solapan. El apagón no cambió lo que REE paga por MWh; cambió cuántas horas se convoca a cada unidad.

La imagen en Cádiz es diferente: SROQ1 (Naturgy) muestra medianas de precio mucho más altas (270-360 €/MWh) pero apenas recibe volumen, mientras que SROQ2 (Endesa) oferta más barato (150-170 €/MWh) y captura el despacho. Precio y volumen están inversamente relacionados — la unidad que se posiciona como capacidad programable gana; la unidad que se posiciona como reserva de emergencia apenas es convocada.

El espejo en una sola vista

El mapa de calor hace que el efecto espejo de la propiedad sea inmediato. En Besós, el color se desplaza de BES5 a BES4 tras el apagón — los ingresos de Endesa desaparecen, los de Naturgy emergen. En San Roque, SROQ2 (Endesa) permanece en rojo oscuro a lo largo de todo el período mientras SROQ1 (Naturgy) queda casi en blanco. Mismas dos empresas, misma estructura de propiedad — la geografía determina quién gana.

Bilbao: operadores independientes, misma dinámica

Vizcaya ofrece una tercera variación. Amorebieta (Axpo/Castleton, +81 €M de delta posapagón) y Bahía de Bizkaia (empresa conjunta de Gunvor+EVE, -63 €M) — dos plantas separadas, dos operadores independientes, sin infraestructura compartida. Sin embargo, el mismo patrón: una unidad captura el flujo de restricciones; la otra no.

Este caso fue analizado en detalle en el marco de la serie posterior al apagón — y es también el mejor recordatorio de por qué hay que cruzar siempre con el registro de indisponibilidades: BBE estuvo en revisión mayor del 28 de abril al 24 de septiembre de 2025, así que la mayor parte de su delta negativo es disponibilidad física, no estrategia. El componente de operador (Axpo con mentalidad de casa de trading frente a la JV de BBE) solo es medible en el tramo post-retorno, donde el gap persiste a menor escala.

Lo que dicen los datos sobre los complejos de múltiples propietarios

Tres complejos, tres variaciones de la misma tesis:

Complejo	Ubicación	Tipo de clúster	Quién gana	Por qué
Besós	Barcelona	Mixto	Naturgy (BES4)	Estrategia + fiabilidad: BES4 ofrece capacidad barata en el mercado diario; BES5 se posicionó como peaker de emergencia y encadenó averías e inspección mayor (151 días indisponible posapagón)
San Roque	Cádiz	Uniforme (sur)	Endesa (SROQ2)	Geografía: todas las unidades ganan; la unidad mayor recibe más despacho
Amorebieta/BBE	Bilbao	Mixto (costa)	Axpo (Amorebieta)	Disponibilidad primero (BBE en revisión mayor abr-sep 2025); agresividad comercial en el tramo post-retorno

En los clústeres uniformes, el propietario apenas importa — la geografía selecciona a todos. En los clústeres mixtos, el propietario lo es todo. La unidad que se posiciona como capacidad programable barata gana bajo la Operación Reforzada; la unidad que se posiciona como último recurso caro pierde.

La implicación más amplia: el valor de un CCGT ya no depende únicamente de los megavatios o la ubicación — sino de cómo el operador posiciona la unidad en el mercado de restricciones. La misma empresa (Endesa) gana en un nodo y pierde en otro. La misma estructura de propiedad (Endesa/Naturgy) produce resultados opuestos según la topología de red que rodea a la planta.

Para quienes modelan la economía de la transición energética en España — incluido el caso del almacenamiento de energía en nodos caros — son los datos a nivel de unidad donde reside la señal. Los números agregados de flota ocultan más de lo que revelan.