A las 18:00 del 22 de agosto de 2024, Algeciras 3 programó 700 MWh en el mercado diario. En el momento de la entrega, estaba produciendo 780. Los megavatios-hora adicionales procedían de reservas de reposición (+60), restricciones en tiempo real (+50) y correcciones intradiarias — compensadas ligeramente por el balance terciario (-30).
Así es como se ve la flexibilidad en los datos de liquidación del I90. Una central de ciclo combinado no solo genera — se ajusta en cada programa de mercado, respondiendo a las necesidades del sistema en tiempo real. Este artículo sigue a Algeciras 3 (código de unidad ALG3), una central de 750 MW propiedad de Repsol en el sur de España, a lo largo de toda la cascada de mercados durante un año completo.
Where ALG3 participates
Durante el último año, el volumen absoluto de energía de ALG3 se distribuye entre todos los programas de mercado — pero no de forma uniforme.
El mapa de árbol hace que las proporciones sean inmediatas. PDVP — restricciones técnicas impuestas por REE — acumula más volumen que el propio mercado diario. ALG3 no obtiene sus ingresos principalmente programando energía; los obtiene por ser la central a la que REE llama cuando una zona con restricciones necesita más potencia.
Tras PDVP, los siguientes programas de mayor peso son PHF1 (correcciones intradiarias) y RTR (restricciones en tiempo real). Pero el gráfico de cascada solo muestra valores netos — ¿qué ocurre cuando separamos los sentidos ascendente y descendente?
El gráfico de mariposa confirma lo que sugiere la cascada: ALG3 opera de forma abrumadoramente ascendente. Solo PDVP aporta 310 GWh al alza frente a apenas 14 GWh a la baja. Incluso en los programas de balance (RR, BT), donde la mayoría de las centrales ofrecen regulación descendente, ALG3 es neta positiva. Esta es una central a la que el sistema llama para que produzca más, no menos.
A day in the life: 24 hours of adjustments
Cada fila del mapa de calor añade una capa de programa a la posición de ALG3 el 22 de agosto — desde el programa del mercado diario en la parte superior hasta el despacho final en la inferior.
El mapa de calor se lee de arriba a abajo. La primera fila — PDBF — es el programa del mercado diario: 0,7 GWh durante las horas nocturnas, que cae a 0,4 GWh al mediodía cuando la solar presiona los precios a la baja. En PHF1, la posición casi se ha duplicado durante la noche a medida que las correcciones intradiarias añaden volumen. Cada fila sucesiva incorpora otra capa de ajuste.
En la fila inferior (BS), el despacho final ha tomado forma. Las horas nocturnas alcanzan un pico en torno a 1,4 GWh — el doble del programa del mercado diario. Las horas de tarde se estabilizan en torno a 0,5 GWh. La diferencia entre la fila superior y la inferior es la prima de flexibilidad: todo lo que la central ingresa más allá de su oferta inicial en la subasta.
Obsérvese la rampa vespertina entre las 20:00 y las 22:00 — PDBF sube de nuevo a 0,7, y luego RR y RTR empujan la posición por encima de 1,4 GWh. Es cuando la solar cae y el sistema necesita el gas para cubrir el hueco.
The PHF1 pattern
¿Cuánto añade ALG3 sobre su programa del mercado diario a través de las correcciones intradiarias? El ratio cuenta la historia mes a mes.
ALG3 es una central de verano. Los meses vacíos a ambos lados de los puntos del gráfico cuentan la historia — de octubre a mayo, la central apenas opera en el mercado diario. Cuando sí funciona, las correcciones de PHF1 añaden un volumen sustancial sobre el PDBF.
Septiembre destaca con un +137% — ALG3 más que duplicó su programa del mercado diario a través del intradiario. Esto no es una corrección; es una estrategia. Las turbinas de gas programan de forma conservadora en la subasta del mercado diario y luego añaden volumen en las sesiones intradiarias, donde tienen mejor visibilidad sobre las condiciones del sistema y los precios.
¿Es este patrón exclusivo de ALG3, o lo siguen también otras centrales de ciclo combinado? Compárese con San Roque 2, una central que opera durante todo el año.
SROQ2 (Endesa) muestra adiciones consistentes de PHF1 todos los meses — modestas pero persistentes, con valores de entre el 3% y el 20%. La estrategia de ALG3 es más extrema: inactiva la mayor parte del año, y luego con correcciones agresivas cuando sí opera. Dos centrales, la misma tecnología, estrategias comerciales diferentes — ambas visibles en los datos del I90.
¿Qué ocurre cuando se comparan no solo dos centrales de gas, sino cinco tecnologías distintas? Nuclear, hidráulica, solar, eólica y gas dejan una huella completamente diferente. Consulta Cómo las distintas centrales operan en los mercados eléctricos de España para ver la comparación completa.
Monthly patterns
Ampliando la perspectiva al año completo, cada celda muestra la energía neta de ALG3 por programa y mes — excluyendo PDBF para revelar la capa de ajuste.
El mapa de calor mensual confirma la concentración estacional. La actividad alcanza un pico pronunciado en julio-septiembre en todos los programas. PDVP domina — solo septiembre llega a los 130 GWh de redespacho ascendente, la mayor combinación programa-mes individual.
La ausencia de datos en los meses de invierno es en sí misma la conclusión. Cuando la nuclear y las renovables cubren la demanda, no hay necesidad de flexibilidad del gas. ALG3 se retira. Pero cuando el calor estival dispara la carga de aire acondicionado y la variabilidad solar genera tensiones en el sistema, el gas se vuelve imprescindible.
ALG3 among its peers
España opera más de 40 centrales de ciclo combinado. El mapa de árbol muestra dónde se sitúa ALG3 en el parque — dimensionado por volumen en el mercado diario y agrupado por empresa.
ALG3 (destacada en rojo) ocupa una posición media en el parque con 244 GWh en PDBF — la decimosexta mayor entre 19 centrales de ciclo combinado con producción significativa. El mapa de árbol revela el panorama competitivo: Endesa lidera con San Roque y Besós, TotalEnergies opera los dos grupos de Castejón, y el parque de Repsol incluye Escatrón junto a ALG3.
El parque abarca seis grandes empresas y casi 9 TWh de volumen combinado en el mercado diario. Todas estas centrales siguen un patrón similar — programar en la subasta, ajustar a través del intradiario y las restricciones, responder a las señales del TSO en tiempo real. Las magnitudes difieren, pero el modelo de negocio es el mismo: vender flexibilidad.
What the cascade reveals
Seguir a una central de ciclo combinado a través de los datos de liquidación del I90 revela un modelo de negocio oculto tras las simples estadísticas de generación. ALG3 obtiene más ingresos de la resolución de restricciones PDVP que de su programa del mercado diario. Añade volumen a través del intradiario, responde a las señales del TSO en tiempo real y opera de forma estacional — activa en verano cuando el sistema necesita flexibilidad, y al margen en invierno cuando las renovables y la nuclear son suficientes.
Este patrón no es exclusivo de ALG3. En todo el parque de ciclo combinado de España, la flexibilidad es el producto. Los datos del I90 muestran no solo lo que produjo cada central, sino cómo lo hizo — y esa historia es mucho más matizada de lo que sugiere cualquier titular sobre la generación a gas.
Para la visión del sistema completo de cada programa de mercado, consulta Dentro de los programas del mercado eléctrico español. Para el análisis de carteras por empresa, consulta ¿Quién genera qué en España?.
Todos los datos consultados a través de la librería Python datons. El mismo análisis funciona para cualquiera de las más de 3.600 unidades de programación del sistema — generación, demanda e interconexiones.
Sigue leyendo
Artículos relacionados que te pueden interesar
¿Quién genera qué en España? El mercado eléctrico empresa por empresa
Endesa, Iberdrola, Repsol, Gas Natural — cada empresa tiene un portfolio de generación distinto. Los datos de liquidación I90 revelan sus estrategias en cada programa de mercado.
Leer
Dentro de los programas del mercado eléctrico español: quién participa en cada uno
PDBF, PDVP, PHF1, RR, BT — cada programa de mercado tiene su propia lógica, actores y economía. Los datos I90 muestran quién participa en cada uno y cuánto gana.
Leer
Cómo participan en el mercado eléctrico los distintos tipos de generación
La misma hora, cinco tecnologías — nuclear, hidráulica, ciclo combinado, solar y eólica — cada una con una huella de mercado radicalmente distinta. Los datos reales de liquidación I90 revelan cómo cada tecnología participa en la cascada de mercados española.
Leer