1) La subasta hora a hora, en dos minutos
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Productores (eólica, solar, hidráulica, gas, etc.) dicen para cada hora del día siguiente al precio mínimo al que pueden vender.
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Comercializadoras (las que nos facturan a nosotros) dicen cuánto comprarán y hasta qué precio.
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El sistema ordena de la más barata a la más cara y va aceptando ofertas hasta cubrir la demanda prevista.
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Precio final horario = el de la última oferta que entra (la más cara que hizo falta para completar el suministro).Resultado: todas las plantas cobran ese precio único.
¿Por qué todos al mismo precio?
Porque así se incentiva que cada productor revele su coste real: si infla su oferta, corre el riesgo de quedarse fuera. Y si es muy barato, entrará y cobrará el precio de mercado, no su coste, lo que premia ser eficiente.
2) Lo que la gente no ve: después de la subasta viene la ingeniería
Ese precio no es todavía lo que pagaremos al final. Falta comprobar si la red puede transportar esa energía desde donde se produce hasta donde se consume sin comprometer la seguridad.
Ahí entra el operador del sistema (en España, Red Eléctrica):
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Revisa restricciones técnicas (tensiones, estabilidad, congestiones, mantenimiento, etc.).
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Si con la combinación “óptima” de la subasta no se cumplen los criterios de seguridad, sustituye parte de esa producción por otras centrales que, aunque más caras, están mejor situadas o son más útiles para controlar la red (por ejemplo, para sujetar la tensión en una zona delicada).
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Esa energía “de ajuste” se paga aparte, y encarece el coste final horario. Simplificando: más prudencia técnica → más coste; menos prudencia → menos coste, pero más riesgo.
3) El 28-A, en contexto
La lectura simple “el operador quiso abaratar y se pasó de la raya” no encaja del todo con esa secuencia: había reservas técnicas, faltó una unidad clave y falló el comportamiento real de varias plantas pagadas para estabilizar. Es decir, no es solo “mercado malo vs. técnico bueno”, sino mercado + técnica + cumplimiento.
4) ¿Es un “engaño” el sistema marginalista?
Depende de qué preguntes:
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A favor
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Garantiza que primero entren las más baratas.
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Premia la eficiencia: quien produce barato cobra el precio de mercado (renta inframarginal).
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Es transparente y operable en tiempo real.
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En contra
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En horas en que entra una tecnología cara (p. ej., gas), todo cobra ese precio alto, aunque haya mucha renovable barata.
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No refleja bien el valor de servicios de red (control de tensión, inercia sintética, etc.) que sí se pagan, pero fuera del precio de casación, haciendo difícil para el público entender el coste final.
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Cuando se requieren muchos ajustes técnicos, la factura sube y parece que “pagamos de más”, aunque lo que se está pagando es seguridad.
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5) ¿Qué cambia tras el 28-A?
Según la pieza, el operador endureció criterios: más centrales por restricciones → más coste. Además, un estudio citado detecta incumplimientos técnicos en parte de las instalaciones privadas. La conclusión “quien incumple gana más” es una sospecha: alerta sobre incentivos mal diseñados, pero no es un dato probado sobre beneficios netos.
6) Lo que sí tiene sentido pedir
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Reglas claras y verificables para los servicios de red (tensión, respuesta dinámica) y sanciones si no se cumplen.
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Más herramientas no síncronas (SVC/STATCOM, inversores “grid-forming”) para estabilidad de tensión en horas con alta renovable.
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Transparencia: separar para el público el precio de casación y el coste de ajustes por seguridad, para que se vea qué paga el mercado y qué paga la fiabilidad.
