{"id":164994,"date":"2026-03-04T11:18:43","date_gmt":"2026-03-04T10:18:43","guid":{"rendered":"https:\/\/aleasoft.com\/?p=164994"},"modified":"2026-03-04T11:18:47","modified_gmt":"2026-03-04T10:18:47","slug":"planta-termosolar-pdvp-phfc-2023-2025","status":"publish","type":"post","link":"https:\/\/aleasoft.com\/es\/planta-termosolar-pdvp-phfc-2023-2025\/","title":{"rendered":"Del mercado diario al intradiario: lo que revela la comparaci\u00f3n entre PDVP y PHFC en una planta termosolar"},"content":{"rendered":"<p><strong>AleaSoft Energy Forecasting, 4 de marzo de 2026. La evoluci\u00f3n de los mercados el\u00e9ctricos no solo se refleja en los precios horarios, sino tambi\u00e9n en la din\u00e1mica interna de la programaci\u00f3n de las unidades de generaci\u00f3n. En un entorno caracterizado por mayor volatilidad, creciente penetraci\u00f3n renovable y ajustes continuos entre mercados, la diferencia entre el Programa Diario Viable Provisional (PDVP) y el Programa Horario Final Continuo (PHFC) se convierte en un indicador relevante del comportamiento estrat\u00e9gico. El an\u00e1lisis de los datos correspondientes al per\u00edodo 2023 a 2025 para una planta de generaci\u00f3n termosolar permite observar c\u00f3mo la programaci\u00f3n inicial del mercado diario evoluciona tras la negociaci\u00f3n intradiaria, revelando patrones de ajuste que aportan informaci\u00f3n valiosa sobre flexibilidad operativa y optimizaci\u00f3n econ\u00f3mica.<\/strong><\/p>\n<p>En el an\u00e1lisis del <strong>mercado el\u00e9ctrico<\/strong> suele ponerse el foco en los precios y en la producci\u00f3n real, pero existe otra dimensi\u00f3n que resulta igualmente reveladora: la evoluci\u00f3n de la programaci\u00f3n entre el Programa Diario Viable Provisional (PDVP) y el Programa Horario Final Continuo (PHFC). M\u00e1s all\u00e1 de una comparaci\u00f3n puramente num\u00e9rica, el contraste entre ambos programas permite observar c\u00f3mo una planta de producci\u00f3n ajusta su posici\u00f3n tras el <strong>mercado diario<\/strong> y c\u00f3mo utiliza los <strong>mercados intradiarios<\/strong> como herramienta de optimizaci\u00f3n en un entorno cada vez m\u00e1s din\u00e1mico.<\/p>\n<p>El PDVP es la programaci\u00f3n resultante del mercado diario una vez realizada la casaci\u00f3n de ofertas, incorporados los <strong>contratos bilaterales<\/strong> y resueltas las primeras <strong>restricciones t\u00e9cnicas<\/strong> por parte del operador del sistema. Constituye la referencia operativa posterior al mercado diario y refleja la energ\u00eda programada antes de que se negocien los mercados intradiarios. No es la producci\u00f3n real ni la liquidaci\u00f3n definitiva, sino la primera programaci\u00f3n viable del d\u00eda desde el punto de vista del mercado y de la operaci\u00f3n inicial.<\/p>\n<p>El PHFC es la programaci\u00f3n que resulta tras las <strong>subastas intradiarias<\/strong> y la negociaci\u00f3n en el <strong>mercado intradiario continuo<\/strong>. Representa la \u00faltima programaci\u00f3n de mercado antes de los servicios de ajuste y la operaci\u00f3n en tiempo real. Tampoco equivale a la producci\u00f3n real, pero s\u00ed constituye la posici\u00f3n final consolidada tras todo el proceso de negociaci\u00f3n en los mercados mayoristas.<\/p>\n<p>Comparar ambos programas permite ir m\u00e1s all\u00e1 del <strong>precio marginal<\/strong> y abrir una ventana complementaria sobre el funcionamiento del sistema. El an\u00e1lisis de su diferencia permite entender c\u00f3mo se ajustan las posiciones antes de la operaci\u00f3n efectiva, identificar patrones estacionales de optimizaci\u00f3n y cuantificar la intensidad con la que se utiliza el mercado intradiario. En definitiva, aporta una medida indirecta pero robusta del comportamiento estrat\u00e9gico de mercado y de la flexibilidad operativa efectiva.<\/p>\n<h2>La se\u00f1al estructural del perfil horario y su estacionalidad<\/h2>\n<p>En la parte superior de la imagen se muestra, para cada hora del d\u00eda, la distribuci\u00f3n horaria de la energ\u00eda programada de la planta termosolar, expresada como porcentaje del total anual en PDVP y PHFC, desagregada por trimestres para el per\u00edodo 2023-2025. Los resultados muestran que la estructura horaria del PHFC no es una r\u00e9plica exacta del PDVP. Aunque comparten una base com\u00fan, aparecen desplazamientos sistem\u00e1ticos de participaci\u00f3n entre determinadas franjas horarias que se repiten a lo largo de los a\u00f1os incluidos en el an\u00e1lisis. En algunos trimestres se refuerzan las horas centrales y vespertinas en el programa final, asociado a procesos de reprogramaci\u00f3n intradiaria motivados por la actualizaci\u00f3n de las condiciones operativas y del recurso disponible.<\/p>\n<p>La generaci\u00f3n de una planta solar termoel\u00e9ctrica depende principalmente del recurso solar y ese es el principal patr\u00f3n que se observa, tanto a lo largo del d\u00eda como a lo largo del a\u00f1o. Pero las centrales termosolares tienen cierta capacidad de <strong>almacenamiento t\u00e9rmico<\/strong>, y esa capacidad representa una ventaja al tener cierta habilidad para gestionar esa reserva de manera estrat\u00e9gica.<\/p>\n<div style='margin-top: 20px;margin-bottom: 20px;'><a title='AleaSoft - planta termosolar pdvp phfc 2023 2025 scaled' href='https:\/\/aleasoft.com\/wp-content\/uploads\/2026\/03\/20260304-AleaSoft-planta-termosolar-pdvp-phfc-2023-2025-scaled.png'><img class='aligncenter' src='https:\/\/aleasoft.com\/wp-content\/uploads\/2026\/03\/20260304-AleaSoft-planta-termosolar-pdvp-phfc-2023-2025-scaled.png' alt='AleaSoft - planta termosolar pdvp phfc 2023 2025 scaled' width='740'\/><\/a><span style='font-size: small;'>Fuente: Elaborado por AleaSoft con datos de OMIE.<\/span><\/div>\n<h2>Los cambios y ajustes entre PDVP y PHFC<\/h2>\n<p>El an\u00e1lisis de las diferencias en la parte inferior de la imagen, en puntos porcentuales y en valores relativos, muestra un patr\u00f3n mucho m\u00e1s definido de lo que podr\u00eda apreciarse a primera vista.<\/p>\n<p>En los primeros y \u00faltimos trimestres de cada a\u00f1o se concentran los cambios m\u00e1s importantes. En varios de estos per\u00edodos el ajuste relativo supera el 40% e incluso alcanza valores cercanos al 80% en determinadas horas. Este nivel de reconfiguraci\u00f3n implica que una parte muy significativa del programa inicialmente casado en el mercado diario es revisada posteriormente en el intradiario. No se trata de peque\u00f1os retoques marginales, sino de una reorganizaci\u00f3n sustancial del perfil horario.<\/p>\n<p>Por el contrario, en los segundos y terceros trimestres del a\u00f1o la modificaci\u00f3n relativa tiende a ser m\u00e1s moderada y estable. Aunque siguen existiendo ajustes relevantes, la intensidad media es inferior a la observada en invierno y en el tramo final del a\u00f1o. Este comportamiento resulta coherente con la propia naturaleza del recurso termosolar. En los trimestres centrales del a\u00f1o, caracterizados por mayor <strong>irradiaci\u00f3n<\/strong> y generalmente mayor estabilidad meteorol\u00f3gica, la previsibilidad del recurso es m\u00e1s elevada y la programaci\u00f3n definida en el mercado diario requiere menos correcciones posteriores. En cambio, en el primer y cuarto trimestre la menor disponibilidad solar, la mayor variabilidad atmosf\u00e9rica y la reducci\u00f3n de horas de luz incrementan la incertidumbre operativa. En este contexto, los mercados intradiarios adquieren un papel m\u00e1s activo como herramienta de ajuste y optimizaci\u00f3n, lo que se traduce en porcentajes de modificaci\u00f3n mucho m\u00e1s pronunciados. La comparaci\u00f3n entre PDVP y PHFC no solo revela diferencias t\u00e9cnicas de programaci\u00f3n, sino tambi\u00e9n la adaptaci\u00f3n estrat\u00e9gica a la estacionalidad del recurso y al grado de incertidumbre asociado a cada per\u00edodo del a\u00f1o.<\/p>\n<h2>Perspectivas de los mercados de energ\u00eda en Europa. Primavera 2026<\/h2>\n<p>El <a href=\"https:\/\/aleasoft.com\/es\/webinars-sobre-mercados-sector-energia\/mercados-almacenamiento-marzo-2026\/\">webinar mensual n\u00famero 64<\/a> organizado por <strong>AleaSoft Energy Forecasting<\/strong> se celebrar\u00e1 el 12 de marzo de 2026 a las 12:00\u00a0CET y estar\u00e1 dedicado al an\u00e1lisis de la evoluci\u00f3n reciente de los <strong>mercados de energ\u00eda europeos<\/strong>, sus perspectivas de cara a la primavera y los principales acontecimientos que influir\u00e1n en el sector a lo largo de 2026. Durante la sesi\u00f3n se examinar\u00e1n los <strong>cambios regulatorios<\/strong> m\u00e1s relevantes, as\u00ed como el papel cada vez m\u00e1s decisivo del <strong>almacenamiento de energ\u00eda<\/strong> y de los <strong>mercados de capacidad<\/strong> en un sistema el\u00e9ctrico marcado por una mayor penetraci\u00f3n de renovables y una creciente <strong>volatilidad de precios<\/strong>. En este contexto, <a href=\"https:\/\/aleasoft.com\/es\/aleastorage\/\">AleaStorage<\/a> presentar\u00e1 sus soluciones avanzadas de optimizaci\u00f3n, an\u00e1lisis de ingresos y estructuraci\u00f3n de proyectos de almacenamiento y <strong>sistemas h\u00edbridos<\/strong> con renovables, orientadas a maximizar el valor y la rentabilidad de los activos.<\/p>\n<p>El evento contar\u00e1 nuevamente con la participaci\u00f3n de expertos de <strong>EY<\/strong>, que compartir\u00e1n su experiencia en regulaci\u00f3n, <strong>financiaci\u00f3n de proyectos renovables<\/strong> y de almacenamiento, acuerdos <strong>PPA<\/strong>, autoconsumo y valoraci\u00f3n de activos y carteras energ\u00e9ticas, complementando as\u00ed el an\u00e1lisis de mercado de AleaSoft. El webinar se consolida como un foro de referencia para comprender las tendencias que est\u00e1n transformando los mercados de energ\u00eda europeos y el creciente valor estrat\u00e9gico de la flexibilidad dentro del sistema el\u00e9ctrico.<\/p>\n<p>Fuente: <strong>AleaSoft Energy Forecasting.<\/strong><\/p>\n","protected":false},"excerpt":{"rendered":"<p>AleaSoft Energy Forecasting, 4 de marzo de 2026. La evoluci\u00f3n de los mercados el\u00e9ctricos no solo se refleja en los precios horarios, sino tambi\u00e9n en la din\u00e1mica interna de la programaci\u00f3n de las unidades de generaci\u00f3n. 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