1. Restricciones técnicas sobre el PDBF: qué son, quién las paga y cómo te afectan como generador

Serie «Mercados de ajuste en España» · Entrega 1 de una serie en la que explicamos, mercado a mercado, cómo REE ajusta el programa del día siguiente y qué supone para quien produce.

El mercado diario reparte la producción del día siguiente como si España fuera un único punto, sin cables. Luego Red Eléctrica (REE) comprueba si la red puede con ese programa y lo corrige. Esa corrección costó 436 M€ en septiembre de 2026, el doble que un año antes. Empezamos la serie por aquí: las restricciones técnicas sobre el PDBF.

1. Qué son

Con el resultado de OMIE y los contratos bilaterales, REE arma el PDBF (Programa Diario Base de Funcionamiento) y lo simula sobre la red. Busca cinco problemas: líneas sobrecargadas, que la red no aguante la caída de un elemento (criterio N-1), tensiones fuera de margen, falta de máquinas que soporten una perturbación y falta de reserva.

Si encuentra alguno, cambia el programa: obliga a unas centrales concretas a producir más, o a arrancar, y a otras a producir menos.

Tres ideas para quedarse:

• El problema no es cuánta energía hay, sino dónde se produce.
• No es voluntario. REE decide con las reglas del P.O. 3.2.
• Lo paga la demanda, dentro de los servicios de ajuste. Bombeo, baterías, consumos auxiliares y exportaciones quedan fuera.

2. El horario (día anterior)

Con las medidas urgentes de la CNMC de octubre de 2025, REE puede retrasar el PDVP si la seguridad lo exige. Lo que no se resuelve aquí pasa al tiempo real, que será la próxima entrega.

3. Dos fases

Fase 1, la seguridad. REE intenta primero arreglarlo con su propia red: topología, transformadores desfasadores, tomas, reactancias. Si no basta, redespacha a los generadores:

• A subir: sobre todo ciclos combinados, que dan inercia, regulan tensión y sirven de reserva.
• A bajar: sobre todo fotovoltaica a mediodía en zonas saturadas.

También pone límites mínimos y máximos por unidad para que el intradiario no vuelva a crear el problema. Estos cambios son firmes: se mantienen aunque el problema desaparezca.

Fase 2, el balance. Tras la Fase 1, el sistema suele quedar con energía de más, porque se añade más gas del que se recorta. En septiembre sobraban unos 1.500 GWh (2.506 subidos frente a 991 bajados). La Fase 2 los quita con una subasta entre unidades habilitadas para balance.

4. Cómo elige REE

Cada uno cobra lo que ofertó (pay-as-bid), pero subir y bajar funcionan de forma muy distinta.

Las ofertas son obligatorias.

• Qué se oferta: a subir, toda la potencia disponible que no esté programada; a bajar, todo lo que se tenga en el PDBF.
• Formato: hasta 10 bloques por periodo.
• Precios negativos: solo si ese día el diario o alguna subasta intradiaria casó por debajo de 1 €/MWh.
• Bombeo y baterías: tienen que ofertar reducir su consumo; ofertar aumentarlo es opcional.
• Térmicas: declaran sus tiempos de aviso para arrancar y, si quieren, el coste de arranque. Ese coste solo se paga si el arranque se produce de verdad.

Fase 1 a subir: la solución más barata entre las que funcionan. Gana la que menos paga por encima del spot. A igualdad, la que mueve menos energía y, después, renovables y cogeneración. Muchas veces solo sirven una o dos centrales de la zona, y con tan poca competencia los precios se disparan. Por eso la CNMC puede poner topes.

Fase 1 a bajar: aquí el precio no cuenta. Se recorta primero a quien más contribuye al problema. Si varios contribuyen igual:

1. Primero se pone a cero a quien tenga mal el desglose por unidad física o un programa imposible (por debajo de su mínimo técnico).
2. Después se reparte a prorrata, por este orden: – térmicas, que bajan hasta su mínimo técnico y, si hay que parar alguna, se para la que ofertó recomprar más caro; – cogeneración; – renovables gestionables; – eólica y FV.
3. Dentro de cada grupo, los últimos en recortarse son los que siguen consignas de tensión de REE.
4. Si el problema solo aparecería tras una avería, se recorta antes a quien no tiene sistema de reducción de carga (teledisparo o SRAP).

Además:

• Un híbrido con baterías que cargan de la red pasa al primer grupo.
• Un titular con varias plantas puede decir en qué orden prefiere que se las recorten.
• Limitar una planta a su potencia disponible no cuenta como redespacho y no se liquida.

Fase 2: una subasta normal.

• Si sobra energía, entran primero las recompras más caras.
• Si falta, entran primero las ventas más baratas.
• Quien estaba obligado a ofertar y no lo hizo entra el primero, a precio penalizado: 85 % o 115 % del spot, al revés si el spot es negativo.
• A igualdad de precio, se protege a las renovables y después a la cogeneración.
• No cuentan las condiciones de arranque ni, desde octubre de 2025, las importaciones por Marruecos y Andorra.

5. ¿Me pagan el recorte?

Depende de la fase, y la diferencia es enorme.

Fase 1: no. Es una anulación: recompras la energía al mismo precio al que la vendiste en el diario.

Vendes 10 MWh a 50 € y cobras 500 €. REE los anula a 50 € y pagas 500 €. Resultado: 0 €.

No se compensa el PPA, la retribución regulada ni las garantías de origen. Solo duele poco cuando el spot está a cero, y en septiembre eso pasó con apenas 134 de los 991 GWh recortados.

Fase 2 (y tiempo real): sí, a tu oferta. Si vendiste a 200 €/MWh y recompras a 190, te quedas 10 € por MWh sin producir. Si ofertas muy bajo no entras; si ofertas casi al spot, apenas ganas.

La paradoja del mediodía. La Fase 1 recorta FV gratis en un nudo saturado y la Fase 2 compra energía en otro para tapar el hueco. En septiembre esa energía se pagó a 81 €/MWh, con el spot a 45.

6. Las causas

Cada restricción lleva un código que indica su causa. Hay nueve, agrupadas en cinco familias:

Y esto es lo que movió cada una en septiembre:

7. Por qué pasa y quién lo paga

No hay un único culpable:

• La red va por detrás de las renovables, que se instalan donde hay sol, viento y suelo, no donde se consume.
• A mediodía hay mucho inversor y pocas máquinas síncronas. Tras el apagón del 28 de abril de 2025, REE opera en «modo reforzado».
• El autoconsumo vacía la red de transporte en horas de sol, y REE no lo ve. Eso trae sobretensiones.
• Hay más cambios bruscos de programa, con los mercados cuartohorarios y las plataformas europeas de balance.
• Pesan también los descargos, las conexiones que se retrasan y un mercado sin señal de ubicación, con un único precio para todo el país.

¿Quién gana y quién pierde?

• La demanda paga: más de 3.200 M€ entre enero y septiembre.
• La FV pierde energía sin compensación.
• El gas gana un ingreso estable por dar seguridad, no energía.
• El inversor ve que el valor de una planta depende cada vez más del nudo en el que está.

8. Qué puede hacer un generador

Renovables

• Habilitarse en control de tensión (P.O. 7.4) y en balance (mFRR/RR). Lo primero te pone al final de la cola de recorte. Lo segundo te deja entrar en la Fase 2, la que sí se paga.
• Instalar teledisparo o SRAP. Te recortan después y tienes prioridad cuando REE reparte la capacidad de evacuación que sobra.
• Ofertar con cabeza también la venta. Cuando REE limita en conjunto una zona, reparte el hueco empezando por las ofertas más baratas.
• Cuidar el desglose por unidad física: si está mal, te ponen a cero lo primero.
• Tener varias plantas en la zona te permite indicar a REE el orden de recorte que prefieres.
• Avisar pronto de las indisponibilidades. Si avisas al menos una hora antes del cierre del PDVP, REE reajusta el programa; si no, te anota un desvío.
• Calcular bien la oferta de Fase 2. Compara tu coste de oportunidad (PPA, retribución regulada, garantías de origen) con lo que esperas vender en el intradiario.
• Antes de invertir, mirar el histórico de restricciones del nudo y si la batería del híbrido cargará de la red.

Almacenamiento y demanda

• En Fase 1 pueden ofertar consumir más en zonas saturadas.
• No pagan el coste de restricciones que se carga a la demanda.

Térmicas

• Declarar tiempos de arranque realistas. El arranque se comprueba con medidas y los incumplimientos se penalizan.
• Ofertar el coste de arranque. Si no lo ofertas, no se cobra, y el arranque en caliente no puede ser más caro que en frío.
• Si te arrancan por RSI, tienes que ofertar toda tu reserva en balance y no puedes venderla en el intradiario.
• En zonas con poca competencia el margen es mayor, y la CNMC vigila.

9. Septiembre de 2026 en cifras

• 436 M€ netos sobre el PDBF, frente a 203 M€ hace un año (+115 %). Son 522 M€ con el tiempo real y 3.209 M€ en lo que va de 2026.

• Gas obligado: 2.506 GWh (+43 %), el 90 % ciclos combinados.
• Precio medio: 323 €/MWh, 160 € por encima del spot del mismo cuarto de hora.
• Sobrecoste: 402 M€. La primera causa ya es la reserva (RSI, 158 M€), por delante de las sobrecargas ante contingencia (101 M€) y la tensión (76 M€).

• Recorte sin pagar: 991 GWh, el doble que hace un año, el 82 % FV, liquidados a un spot medio de 52 €/MWh.
• La primera causa ya no es la red saturada sino la estabilidad (553 GWh), que hace un año no aparecía.
• Un patrón diario claro: de 10 a 18 h se recorta sol. En las puntas, sobre todo de 19 a 23 h, se enciende gas, con casi 6 GWh a las 20 h.

• Reequilibrio (Fase 2):
• Se bajaron 1.934 GWh, sobre todo eólica e hidráulica de noche.
• Se subieron 420 GWh a mediodía, a 81 €/MWh con el spot a 45.

Tres conclusiones

1. El problema ya no son solo los cables: reserva, tensión y estabilidad explican la mayor parte.
2. El sol que se recorta a mediodía y el gas que se enciende por la noche son el mismo problema: mucho sol, pocas máquinas síncronas y poco almacenamiento.
3. Para una planta FV, la ubicación y las habilitaciones ya pesan tanto como el precio del diario.

Próxima entrega: restricciones técnicas en tiempo real.

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Fuentes: P.O. 3.2 (BOE-A-2025-5342), Resolución CNMC de 20-oct-2025 (BOE-A-2025-21198), Resolución CNMC de 31-jul-2026 (BOE-A-2026-17571). Datos: REE (I3DIA) y OMIE. Análisis: Maze Energy.