Cada megavatio-hora vendido en el mercado diario de España atraviesa una cascada de ajustes antes de llegar a la red. Restricciones técnicas, correcciones intradiarias, asignaciones de reservas y balance en tiempo real — cada programa reformula quién genera qué y cuándo.
El mercado diario (PDBF) mueve 434 TWh al año — cifra que eclipsa a todos los demás programas. Pero es solo el punto de partida. El PDVP redistribuye 23 TWh en cada dirección mientras el TSO resuelve las restricciones de red. Las sesiones intradiarias añaden otros 33 TWh de correcciones repartidos en siete sesiones. Y los programas de balance (BS, RR, BT) aportan los ajustes finales en tiempo real que mantienen estable la frecuencia. Este artículo describe quiénes participan en cada programa, qué volúmenes fluyen y qué tecnologías predominan — a partir de los datos de liquidación I90 de marzo de 2024 a febrero de 2025.
PDBF: el punto de partida del mercado diario
El mercado diario determina quién genera al día siguiente. Cada productor presenta sus ofertas, OMIE casa el mercado y el resultado es el PDBF — el programa diario base de funcionamiento.
La eólica lidera con 118 TWh — el 28% de toda la generación programada. La nuclear le sigue con 89 TWh, aportando la base de carga que opera con independencia de las condiciones de mercado. La solar fotovoltaica contribuye con 82 TWh, concentrados en las horas de luz. Estas tres tecnologías por sí solas representan el 69% del programa diario.
El ciclo combinado de gas, en cambio, programa solo 13 TWh — apenas el 3% del total. La cogeneración de gas añade otros 30 TWh. El mercado diario cuenta una historia clara: las renovables y la nuclear marcan el programa; el gas juega un papel de apoyo. Pero este es solo el primer programa de la cascada.
PDVP: quién gana y quién pierde con las restricciones
El PDBF asume una red perfecta. La realidad es diferente. Los cuellos de botella en la transmisión, los límites de tensión y los requisitos de generación mínima obligan al TSO (Red Eléctrica) a redespachar unidades — elevando unas y recortando otras. El resultado es el PDVP, el programa viable provisional.
El ciclo combinado de gas gana 16,9 TWh mediante la resolución de restricciones — más que todo su programa PDBF. Esta es la esencia de la flexibilidad del gas: cuando la red necesita generación donde las renovables no pueden proporcionarla, las centrales de gas son la principal herramienta del TSO. La nuclear suma otros 4,5 TWh, típicamente de unidades que reciben redespacho al alza para cubrir zonas específicas de la red.
En el lado contrario, la eólica pierde 9,4 TWh por vertimiento. La solar fotovoltaica pierde 2,9 TWh, la solar térmica 2,4 TWh. La hidro UGH cae 2,3 TWh. El patrón es consistente: las renovables variables generan donde están instaladas, no donde la red necesita energía. El PDVP corrige este desajuste, y la corrección fluye de forma sistemática hacia el gas.
PHF1: las correcciones voluntarias remodelan el programa
Tras las restricciones, los participantes del mercado pueden ajustar voluntariamente sus posiciones a través de siete sesiones intradiarias. La PHF1, la primera y más voluminosa, abre a las 15:40 del día anterior a la entrega — dando a los generadores la primera oportunidad de responder a previsiones actualizadas.
El ciclo combinado añade 3,7 TWh netos a través de PHF1 — casi en su totalidad al alza. Las centrales de gas que retuvieron capacidad en el mercado diario la comprometen ahora a precios intradiarios. La nuclear añade 3,1 TWh con una lógica similar: las plantas que infraofertaron en el PDBF corrigen al alza cuando pueden.
La eólica muestra el perfil más volátil: 2,5 TWh al alza, 2,9 TWh a la baja. Las correcciones de previsión van en ambas direcciones — a veces el viento sopla con más fuerza de lo previsto, a veces no. La solar fotovoltaica refleja esta simetría a menor escala. La cogeneración de gas añade 1,4 TWh netos, a medida que las plantas industriales ajustan la generación para adaptarse a los perfiles reales de demanda.
Balance: reservas para el tramo final
La última capa de la cascada aporta flexibilidad en tiempo real. Cuatro programas gestionan distintas escalas temporales: BS asigna bandas de reserva secundaria, RTR resuelve restricciones en tiempo real, RR proporciona reservas de sustitución y BT entrega energía de balance terciario.
El ciclo combinado de gas domina el balance al alza en todos los programas. El RTR por sí solo asigna 2,8 TWh de generación al alza al gas — resolución de restricciones en tiempo real que reproduce el patrón diario del PDVP pero con menor preaviso. En BS, el gas reserva 1,1 TWh de capacidad de banda secundaria, seguido por la hidro UGH con 645 GWh y la solar fotovoltaica con 502 GWh.
La eólica domina el lado a la baja. En RR, la eólica absorbe -721 GWh de reservas a la baja — vertimiento en tiempo real cuando la generación supera a la demanda. BT añade otros -260 GWh de ajustes eólicos a la baja. La hidro aporta flexibilidad simétrica tanto en RR como en BT, actuando como amortiguador capaz de subir o bajar con volúmenes aproximadamente equivalentes.
La cascada revela quién hace qué
El mercado eléctrico español no es un único mercado — es una cascada de nueve programas, cada uno con su propia lógica, sus tecnologías dominantes y su propia economía. El mercado diario establece el punto de partida: la eólica, la nuclear y la solar representan la mayor parte del volumen programado. Pero cada programa posterior desplaza el equilibrio hacia las tecnologías flexibles.
Las centrales de gas programan 13 TWh en el mercado diario — una cifra modesta en comparación con los 118 TWh de la eólica. Sin embargo, el gas obtiene 16,9 TWh adicionales a través de las restricciones del PDVP, 3,6 TWh mediante correcciones intradiarias y 4,8 TWh a través de los servicios de balance. En el momento en que la electricidad se entrega físicamente, el gas ha casi triplicado su presencia en el mercado. La eólica se mueve en la dirección opuesta: 9,4 TWh vertidos en el PDVP y otros 1,2 TWh reducidos en el balance.
Los datos de liquidación I90 hacen visible todo esto porque registran cada programa para cada unidad de generación, cada 15 minutos. El titular del mercado diario — «las renovables generaron el X% de la electricidad» — es solo el primer capítulo.
Para un análisis detallado de cómo una sola central navega cada programa, consulta Cómo un ciclo combinado navega los mercados eléctricos de España. Para las estrategias a nivel de empresa, consulta ¿Quién genera qué en España?.
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