A las 16:00 del 4 de diciembre de 2024, una turbina de gas programada para 730 MWh en el mercado diario entregó 1.526. Una planta solar pujó 87 y acabó en 18. Un parque eólico pasó de 544 a 421. Misma hora, mismo mercado, cinco resultados completamente distintos.
El mercado eléctrico español no es un único mercado, sino una secuencia de programas que reconfiguran la posición de cada central entre la subasta del día anterior y la entrega en tiempo real. ¿Qué determina si una central gana o pierde con estos ajustes? Seguimos cinco unidades a través de todos los programas durante un año completo para averiguarlo.
Reading the waterfall
Cada unidad generadora en España atraviesa una cascada de programas de mercado. La primera barra —PDBF— es la subasta del día anterior: lo que la planta tenía programado producir. Cada barra posterior es un ajuste. El verde añade megavatios-hora, el rojo los elimina, y la barra azul al final es lo que la planta entregó realmente.
BAHIAB (gas) empieza pequeño y crece. Programa de forma conservadora en la subasta del día anterior y luego añade un volumen masivo a través del PHF1 —la primera sesión intradiaria—. Esto no es una corrección; es una estrategia. Las turbinas de gas explotan el diferencial entre los precios del mercado diario e intradiario, duplicando su posición antes de la entrega.
COF1 (nuclear) es una línea plana. Programa 2.112 MWh y entrega exactamente eso. Sin correcciones, sin ajustes, sin balance. La nuclear funciona a plena capacidad y el mercado se adapta a ella.
DUER (hidráulica de bombeo) cuenta una historia más compleja. Gana a través de las sesiones intradiarias, pero devuelve la mayor parte en reservas de reposición. El valor de la hidráulica no está en la programación, sino en estar disponible para ajustar cuando el sistema lo necesita.
FBRERAS (solar) se contrae. Su programa del día anterior se erosiona mediante correcciones intradiarias a medida que cambian las previsiones y la red no puede absorber toda la producción. En el momento de la entrega, apenas retiene una quinta parte de lo que tenía programado producir.
EEGPEM (eólico) pierde en casi todos los programas —PDVP, PHF1, PHF3, BT—. Ninguna otra tecnología se enfrenta a restricciones procedentes de tantas direcciones simultáneamente.
Program participation patterns
A lo largo de un año completo, cada tecnología distribuye su volumen entre los programas de mercado de forma diferente. El mapa de calor muestra el desglose porcentual.
Al ampliar el horizonte a un año completo se revelan las diferencias estructurales. La nuclear concentra el 95% de su volumen absoluto en el mercado del día anterior. Apenas toca nada más. Este es el perfil de carga base más puro: programar y mantener.
El gas es el polo opuesto. Solo el 23% de su volumen proviene del PDBF. Más de la mitad —el 51%— se encuentra en el PDVP, donde REE llama a la planta para redespacho al alza. Otro 11% procede de correcciones intradiarias. El gas no compite en volumen; compite en flexibilidad.
La eólica y la hidráulica son mayoritariamente mercado diario —el 91% y el 82%, respectivamente—, con colas delgadas distribuidas entre los programas de ajuste. Participan en correcciones y en el mercado de balance, pero no es su actividad principal.
La solar destaca por una razón diferente. Con un 53% de PDBF y un 30% de PDVP, parece diversificada. Pero a diferencia del gas, donde el PDVP supone redespacho al alza e ingresos adicionales, el PDVP de la solar es restricción. Casi un tercio de su actividad de mercado absoluta es la red recortando su producción.
Intraday correction patterns
¿Cuánto modifica cada tecnología su posición en la primera sesión intradiaria? El verde indica energía añadida, el rojo indica reducción.
El ratio PHF1/PDBF muestra cuánto modifica cada tecnología su posición en la primera sesión intradiaria, en relación con su programa del día anterior. El mapa de calor hace que la respuesta sea obvia: el gas es verde y todos los demás son blancos.
El gas no solo realiza correcciones: utiliza el mercado intradiario como un segundo mercado. Sus adiciones en PHF1 promedian el 100% de su PDBF, lo que significa que rutinariamente duplica su programa del día anterior. En octubre, alcanzó un máximo del 192%. La estrategia es deliberada: programar de forma conservadora en la subasta y luego añadir volumen cuando la planta tiene mayor certeza operativa y los precios pueden ser más favorables.
La nuclear, la hidráulica y la eólica rondan todos el cero. Programan una vez y no miran atrás. No es dejadez: la nuclear no puede variar su producción, la hidráulica reserva su flexibilidad para las reservas, y la eólica no puede elegir cuándo producir.
La solar es el comodín. Su media es ligeramente negativa, pero el rango oscila entre +20% en primavera y -22% en otoño. Estos no son ajustes estratégicos, sino correcciones de previsión. Cuando la nubosidad cambia entre la subasta y la entrega, el programa también debe cambiar.
Technical constraints (PDVP)
Cuando REE interviene por seguridad de red, ¿quién se beneficia y quién paga? Volúmenes mensuales de PDVP por tecnología: el verde es redespacho al alza, el rojo es restricción.
Las correcciones intradiarias son voluntarias. Las restricciones técnicas no lo son: REE las impone para mantener la seguridad de la red. Este mapa de calor es la imagen más clara de a quién recompensa el sistema y a quién penaliza.
El gas es completamente verde. Cada mes sin excepción, REE llama a BAHIAB para redespacho al alza, con más de 1.600 GWh a lo largo del año. Cuando una zona con restricciones necesita más potencia, el gas es la primera llamada. Esto es ingreso puro, remunerado al coste marginal más una prima regulada.
El resto del mapa de calor es rojo. La hidráulica soporta la restricción absoluta más profunda, con diciembre alcanzando solo los -77 GWh. La restricción de la solar es menor, pero implacable: todos los meses en negativo, con el peor registro en primavera, cuando la producción alcanza su máximo y la red está saturada. La nuclear también se ve afectada, especialmente en abril, cuando el exceso de carga base colisiona con una alta producción renovable. La restricción de la eólica es la más ligera en términos absolutos, pero está presente todos los meses sin excepción.
La asimetría es llamativa: una sola planta de gas obtiene más ingresos por restricciones técnicas de los que pierden combinadas las otras cuatro tecnologías.
Balancing (RR/BT)
Las reservas de reposición (RR) y la reserva terciaria (BT) son donde los generadores se ofrecen voluntariamente para proporcionar soporte de frecuencia. Los paneles divididos muestran quién participa.
Las restricciones se imponen. Los mercados de balance son distintos: los generadores se ofrecen voluntariamente a proveer reservas, y el TSO las activa cuando el sistema necesita soporte de frecuencia. El gráfico se divide en reservas de reposición (RR) y reserva terciaria (BT).
La hidráulica de bombeo domina ambos paneles. Cuando hay exceso de energía en la red, DUER lo absorbe bombeando agua cuesta arriba. Esa es su propuesta de valor fundamental: gana consumiendo, no produciendo. La escala es enorme: la hidráulica supera a todas las demás tecnologías en ambos paneles.
La eólica es el segundo mayor proveedor a la baja. Los parques eólicos pueden reducir su producción rápidamente cuando el TSO señala exceso, lo que los hace útiles para el balance a la baja aunque no puedan aumentar su producción a demanda. Esto diferencia a la eólica de la solar, que es prácticamente invisible en ambos paneles.
El gas apenas participa. Esto sorprende hasta que se mira el mapa de calor de PDVP: BAHIAB obtiene su prima de flexibilidad a través de la resolución de restricciones, no de los mercados de balance. Distintas plantas de gas toman decisiones diferentes sobre dónde vender su flexibilidad; esta eligió el PDVP.
La nuclear y la solar son insignificantes. La nuclear no puede variar su producción con suficiente rapidez. La solar no puede garantizar que estará produciendo cuando el TSO la necesite.
The five market fingerprints
Cada tecnología deja una huella distintiva en los mercados eléctricos españoles. Los mismos datos del I90 que registran un único intervalo de 15 minutos también cuentan la historia de un año entero sobre para qué está diseñada cada central —y qué le pide el sistema.
El gas es el motor de flexibilidad del mercado. La mayor parte de su volumen no proviene de la subasta del día anterior, sino de la resolución de restricciones y las correcciones intradiarias. El gas gana por estar disponible cuando el sistema más lo necesita.
La nuclear es lo contrario. Casi todo su volumen es del día anterior. Programa una vez y mantiene. Pero la inflexibilidad tiene un coste: cuando la primavera trae exceso de carga base y alta producción renovable, la nuclear también sufre restricciones.
La hidráulica de bombeo absorbe lo que el sistema no puede usar. Intensa restricción en PDVP, intenso balance a la baja: cuando hay exceso de energía, la hidráulica bombea. Su valor está en el consumo, no en la producción.
La solar soporta restricciones constantes, todos los meses en negativo. Casi un tercio de su actividad de mercado absoluta es la red recortando su producción. La huella de la solar está moldeada más por lo que el sistema le quita que por lo que ella programa.
La eólica aporta un balance a la baja significativo —algo que la solar no puede hacer—. Su restricción en PDVP es modesta, pero su capacidad de responder a las señales del TSO la distingue como participante activa, no como mera precio-aceptante.
Estas cinco huellas no son anomalías. Son los incentivos estructurales de cada tecnología, visibles en cada fichero de liquidación que publica REE. A las 16:00 del 4 de diciembre, BAHIAB duplicó su programa porque eso es lo que hace el gas: el sistema necesita flexibilidad, y el I90 registra cada megavatio-hora de ella. Ahora ya puedes leer ese waterfall.
Todos los datos de este artículo provienen de los ficheros de liquidación I90 de REE, consultados a través de la librería Python datons. Puedes reproducir todos los gráficos con unas pocas líneas de código.
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