Fecha de publicación: -- Fuente: El Periódico de la Energía Lugar: Petróleo & Gas Recuperar el tope al gas aplicado en España durante la crisis energética de 2022 podría encarecer la factura eléctrica de más consumidores de los que se beneficiarían de la medida. Así lo advierte EY en un informe en el que considera que las condiciones que justificaron la denominada excepción ibérica ya no se dan y defiende alternativas más selectivas para proteger a los hogares vulnerables y a las industrias más expuestas a los costes energéticos.
Uno de los principales argumentos de la consultora es el cambio en la estructura de contratación eléctrica. Actualmente, el 73% de los suministros domésticos se encuentra en el mercado libre, mayoritariamente con contratos a precio fijo, mientras que el 27% permanece acogido al Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). Además, desde 2026, el 55% del componente energético de esta tarifa regulada está vinculado a productos a plazo y el 45% restante al mercado diario. Al combinar ambos factores, EY estima que solo alrededor del 10% de la energía suministrada a los hogares está expuesta directamente a los precios del mercado mayorista diario.
Esta distribución limita, a juicio de la consultora, el alcance de una intervención destinada a abaratar el mercado mayorista, ya que su efecto sobre la mayoría de las facturas sería reducido, mientras que el coste del mecanismo se repartiría entre un conjunto mucho más amplio de consumidores. Por ello, EY advierte de que recuperar la excepción ibérica podría encarecer la factura a más consumidores de los que se beneficiarían de ella.
El informe sostiene que el repunte de los precios mayoristas registrado en septiembre de 2026 no es comparable con la crisis desencadenada por la invasión rusa de Ucrania. El mayor peso de las renovables en el sistema eléctrico español y la menor influencia del gas en la formación de los precios han reducido la exposición del mercado a la volatilidad de los combustibles fósiles.
Entre enero y septiembre de 2026, el precio mayorista de la electricidad aumentó un 12% respecto al mismo periodo del año anterior, frente al encarecimiento del 28% del gas y del 30% del petróleo, según los datos recogidos por EY. Para la consultora, esta evolución refleja que la generación eléctrica española está amortiguando parte del impacto de las subidas de los combustibles gracias al despliegue renovable y a una menor dependencia estructural del gas.
La diferencia respecto a 2022 resulta significativa. Aquel año, el mercado mayorista eléctrico registró un precio medio superior a los 168 euros por megavatio hora (MWh), con jornadas en las que el precio diario rozó los 545 euros por MWh y máximos horarios de 700 euros. El gas europeo llegó a cotizar cerca de los 300 euros por MWh, en un contexto de crisis energética generalizada en Europa.
En cambio, EY sitúa en 53 euros por MWh el precio medio del gas entre el inicio del conflicto en Irán, el 28 de febrero de 2026, y el 17 de septiembre, un 42% por debajo de la media de enero a mayo de 2022. En ese mismo periodo, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista fue de 78 euros por MWh, frente a los 213 euros registrados durante los primeros cinco meses de 2022.
La transformación del sistema eléctrico también ha reducido la capacidad del gas para trasladar sus variaciones de precio al conjunto del mercado. Según el informe anual de 2025 del Banco de España citado por EY, antes de 2021 un incremento de 10 euros por MWh en el precio del gas se traducía en una subida de alrededor de 20 euros por MWh en el mercado eléctrico español. En 2025, ese mismo encarecimiento del combustible se trasladaba a un aumento de entre cinco y diez euros por MWh, menos de la mitad que antes.
Este cambio responde al desplazamiento de las tecnologías fósiles como referencia para fijar el precio en un mayor número de horas. Las renovables se acercan ya al 60% de la generación eléctrica española y, junto con la nuclear, representan más del 75% de la producción. Como reflejo de esta transformación, en septiembre de 2026 se registraron 57 horas con precios cero en el mercado diario, frente a las cuatro contabilizadas durante todo 2022.
Los precios tampoco justificarían una nueva excepción europea
El informe cuestiona asimismo el encaje regulatorio de una eventual recuperación del tope al gas. La Comisión Europea autorizó el mecanismo en 2022 con carácter excepcional, atendiendo a la limitada interconexión de la península ibérica con el resto del continente, la elevada exposición de los consumidores al mercado mayorista y la fuerte influencia del gas en la formación del precio eléctrico.
Para EY, aquella autorización no constituye un precedente que permita reactivar automáticamente la medida ante cualquier repunte de los precios. Las intervenciones de este tipo deben acreditar su necesidad y proporcionalidad, además de evitar distorsiones en el mercado interior. Cuando se articulan como ayudas de Estado, requieren también la aprobación previa de Bruselas.
Relacionado:Las comercializadoras eléctricas piden que se restablezca la "excepción ibérica" para contener preciosLa consultora recuerda que la reforma europea del diseño del mercado eléctrico de 2024 establece unos umbrales para declarar una crisis de precios: el mercado mayorista debe alcanzar al menos 2,5 veces el promedio de los cinco años anteriores, con un mínimo de 180 euros por MWh, y se debe prever que la situación se prolongue durante seis meses.
Sin embargo, las cotizaciones recogidas por EY a 17 de septiembre de 2026 se encontraban lejos de esos niveles. La consultora situaba en 145 euros por MWh el precio previsto para el resto de septiembre, en 143 euros por MWh el correspondiente al cuarto trimestre y en 86,5 euros por MWh el de 2027. A su juicio, estas previsiones no permiten justificar una intervención excepcional conforme a los criterios europeos.
Más exportaciones, consumo de gas y emisiones
La recuperación del mecanismo también podría tener efectos sobre los intercambios eléctricos con los países vecinos y sobre el consumo de combustibles fósiles. Al abaratar artificialmente la electricidad generada en España, el tope al gas puede incentivar las exportaciones, lo que aumenta la necesidad de producir energía adicional con centrales de ciclo combinado y, con ello, las emisiones asociadas.
EY toma como referencia la experiencia de 2022, cuando España cerró el año con un saldo exportador eléctrico de 19.841 gigavatios hora (GWh), el mayor de su historia y muy superior a los 13.004 GWh registrados en 2025, pese a que el parque renovable español es ahora considerablemente mayor.
El caso de Francia ilustra el cambio de los flujos comerciales durante la aplicación del mecanismo. España pasó de registrar un saldo importador de 6.054 GWh con el país vecino en 2021 a uno exportador de 9.095 GWh en 2022. Desde mediados de junio de aquel año, cerca del 94% de las horas registraron un saldo exportador hacia Francia y en más del 83% de ellas se agotó la capacidad de exportación disponible.
Relacionado:Las eléctricas advierten que hoy en España no se cumplen las condiciones para aplicar una excepción ibéricaSegún EY, parte del beneficio económico de la medida pudo trasladarse así a consumidores de otros países, mientras que los españoles financiaban la compensación. Algunos analistas, señala el informe, han estimado que esa transferencia de rentas al exterior superó los 1.500 millones de euros.
El mecanismo coincidió además con un aumento del consumo de gas destinado a generar electricidad, que creció en unos 46 teravatios hora en 2022, un 50% más que en 2021. Las emisiones del sector eléctrico aumentaron alrededor de ocho millones de toneladas de CO2, un 25% más que el año anterior.
La consultora advierte de que fijar para la generación eléctrica un precio del gas inferior al de mercado también atenúa la señal económica que reciben los consumidores sobre el coste real del combustible. A su juicio, este efecto puede sostener su consumo y entrar en contradicción con los objetivos de reducir la dependencia energética exterior y acelerar la descarbonización.
Riesgos para las inversiones en renovables y almacenamiento
Otro de los argumentos de EY contra la recuperación del mecanismo es su posible impacto sobre las inversiones necesarias para avanzar en la transición energética. La consultora advierte de que una nueva intervención podría reducir la rentabilidad de determinados proyectos renovables y de almacenamiento, en un momento en el que la elevada penetración fotovoltaica ya presiona a la baja los precios durante las horas centrales del día.
En el caso de las baterías, el modelo de negocio depende en buena medida de la diferencia entre las horas de electricidad barata y las de precios elevados. Una intervención que estrechase ese diferencial reduciría los incentivos para invertir en almacenamiento, una tecnología clave para aprovechar los excedentes renovables, evitar vertidos de generación y disminuir la dependencia de los combustibles fósiles.
EY también cuestiona la coherencia de intervenir los precios cuando sube el gas sin establecer un mecanismo equivalente cuando la abundancia de generación solar provoca caídas pronunciadas del mercado. A su juicio, este tipo de actuaciones puede deteriorar la credibilidad de las señales de precios y elevar el coste de capital de los proyectos energéticos.
Ayudas directas para hogares vulnerables e industria
Frente a una intervención generalizada del mercado eléctrico, EY propone concentrar los apoyos en los consumidores vulnerables y en las actividades industriales más expuestas a los costes energéticos. El objetivo es aliviar el impacto de las subidas sobre quienes más lo necesitan sin alterar la formación del precio mayorista ni trasladar el coste al conjunto de la demanda.
Entre las alternativas que plantea figuran las ayudas específicas a los hogares vulnerables, incluidos los beneficiarios del bono social, y la aplicación temporal de medidas fiscales y regulatorias dentro de los límites europeos. La consultora menciona, entre otras posibilidades, la reducción del Impuesto Especial sobre la Electricidad, la exención del 80% de los peajes para la industria electrointensiva y la compensación por los costes indirectos del CO2.
También defiende recurrir a los instrumentos europeos de apoyo a la industria limpia, como el marco CISAF, que permite conceder ayudas temporales sobre los costes eléctricos de determinadas industrias electrointensivas. A estas medidas suma el impulso de los contratos de suministro a plazo y una mayor supervisión de las coberturas que respaldan las tarifas fijas.
El informe pone además el foco en el encarecimiento de los servicios de ajuste del sistema eléctrico. Según los datos de Red Eléctrica recogidos por EY, su coste medio pasó de 11,65 euros por MWh en 2024 a 21,73 euros por MWh entre enero y agosto de 2026, un incremento aproximado del 87%. La consultora propone mejorar la supervisión y la previsibilidad de este componente de la factura, e incluso plantea avanzar hacia un esquema de recuperación de estos costes mediante cargos regulados para limitar su volatilidad.
Como alternativa al tope al gas, EY apuesta así por combinar ayudas focalizadas para los consumidores más vulnerables y la industria expuesta con instrumentos que permitan cubrir el riesgo de precio y controlar la volatilidad de los costes del sistema. Una estrategia que, según la consultora, permitiría aliviar el impacto de las subidas sin distorsionar el mercado eléctrico ni debilitar las señales de inversión necesarias para desarrollar las renovables y el almacenamiento.