Acenel pide revivir la excepción ibérica para contener el precio de la luz tras picos que rozan los 350 euros/MWh. La petición es formal, va dirigida al Gobierno y llega después de un verano de récords y de un septiembre que el sector califica sin matices de excepcional.
La Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica reclama restablecer el mecanismo de ajuste de los costes de producción de la electricidad, la conocida como excepción ibérica, que estuvo operativa entre junio de 2022 y diciembre de 2023. En su escrito, la patronal sostiene que la convocatoria de elecciones para el 29 de noviembre no debería suponer ningún obstáculo para reactivar una herramienta que ya está diseñada: ‘no hay que inventar nada’.
El argumento central es una paradoja de mercado que las comercializadoras repiten desde hace semanas. ‘Basta un gas a un tercio de aquel precio para producir los mismos precios de la electricidad, precisamente porque en agosto de 2022 se aplicaba la excepción ibérica’, resume la nota. Dicho de otro modo: con el gas tres veces más barato que en plena crisis, la luz vuelve a los mismos niveles que entonces.
Septiembre cerró con una media de 143,25 euros por MWh, el más caro de los últimos cuatro años y solo superado por el agosto de 2022, cuando el gas cotizaba por encima de los 200 euros/MWh frente a los 70-77 actuales. El 6 de octubre el precio medio del mercado mayorista marcó su máximo anual, 201,99 euros/MWh, y a lo largo de septiembre se sucedieron puntas horarias que rozaron los 300 euros/MWh.
El mecanismo que pide Acenel hace que las centrales de gas oferten con un precio de referencia del combustible inferior al de mercado y perciban después un ajuste por la diferencia, que financia únicamente la demanda beneficiada. Su efecto sobre el precio de casación es inmediato y verificable, no altera el orden de mérito ni las señales de inversión en renovables’, defiende la asociación.
Con un gas tres veces más barato que en 2022, la electricidad vuelve a los mismos picos: la única variable que ha cambiado es la ausencia del mecanismo que contenía la casación.
A la tensión del mercado mayorista se suma el coste de los servicios de operación del sistema. Según el Observatorio de Acenel, promedia ya 21,95 euros/MWh en lo que va de 2026, un nivel equiparable al coste íntegro de las redes, y acumula 4.100 millones de euros, un 40% más que el año anterior.
El sobrecoste de mantener el sistema en equilibrio ya equivale al de toda la red de transporte, y lo asume íntegro una demanda que no puede elegir proveedor extranjero.
Del gas al recibo: Ormuz dispara el Mibgas por encima de los 70 euros/MWh
El origen del encarecimiento está en el gas natural. Tras el cierre del estratégico Estrecho de Ormuz, el mercado ibérico cotiza por encima de los 70 euros/MWh, más del doble de los 27-29 euros/MWh con los que arrancó el año. Los futuros europeos superan los 75 euros/MWh en los vencimientos entre noviembre y enero, sin señales de corrección.
La brecha se abre cada tarde. Mientras la energía solar cubre buena parte de la demanda al mediodía, con horas por debajo de los 50 euros/MWh, al caer el sol el precio se multiplica por seis o por siete. Esa diferencia entre las horas solares y las nocturnas convierte una jornada aparentemente barata en un recibo caro para quien consume cuando no hay sol.
El despliegue solar también acentúa la paradoja. Más fotovoltaica abarata el mediodía y encarece en términos relativos la noche, porque la casación sigue dependiendo del gas cuando la generación solar se apaga. El mercado no engaña: en términos anuales, apenas se abarata pese al despliegue récord de generación limpia.
Qué es la excepción ibérica y por qué Bruselas la avaló en 2022
La excepción ibérica fue autorizada por la Comisión Europea en junio de 2022 sobre la base de la condición de la Península como ‘isla energética’. Su capacidad de interconexión con Francia sigue muy por debajo de los objetivos europeos, un déficit que ningún Gobierno ha corregido en los últimos cuatro años.
El mecanismo estuvo vigente entre junio de 2022 y diciembre de 2023. En aquel periodo contuvo el precio de la luz ‘en el peor momento de la crisis energética anterior’, cuando el gas llegó a superar los 200 euros/MWh y las tensiones de suministro tras la invasión de Ucrania amenazaban con desbordar todas las previsiones.
Acenel insiste en que la petición no exige diseñar nada nuevo. Solo reactivar un instrumento que ya pasó el filtro de Bruselas y que, según su lectura, se retiró cuando el mercado se relajó. Ahora, con el gas al doble que en enero, vuelve a estar sobre la mesa.
No es una petición aislada. Las comercializadoras independientes llevan meses advirtiendo de que la volatilidad horaria les obliga a cubrirse a precios que después no pueden trasladar a sus clientes sin perder cuota. La excepción ibérica, sostienen, actuaría como un suelo de contención para todo el sistema, no solo para las grandes generadoras.
La isla energética de fondo: el pulso regulatorio que llega con el 29-N
La paradoja que denuncia Acenel apunta a un problema de diseño que la excepción ibérica nunca resolvió. El mercado mayorista fija su precio en la última central que entra en en la casación, casi siempre un ciclo combinado de gas. Mientras el gas esté en la ecuación, la factura dependerá de un combustible que la Península importa casi íntegramente y que se negocia con prima por la falta de interconexiones.
Reactivar el mecanismo es técnicamente posible, como sostiene la asociación, pero políticamente incómodo. Las grandes eléctricas alegan que las condiciones de 2022 no se reproducen; la patronal europea del sector reclama justo lo contrario, enterrar el tope al gas y confiar el abaratamiento al mercado. Entre ambos extremos, el Ejecutivo ha defendido una respuesta común en la UE sobre la fiscalidad a las petroleras para no fragmentar el mercado único.
El pulso está servido.
No hacer nada también tiene un precio. Cada tarde que el sol cae, la brecha entre horas baratas y caras se agranda, y con ella un coste de operación que ya acumula 4.100 millones. Los datos apuntan a un otoño con el Mibgas instalado por encima de los 70 euros/MWh y unos futuros de invierno que no dan tregua. Sin interconexión suficiente y sin mecanismo de ajuste, el margen de maniobra español se reduce a esperar que el gas baje por sí solo.
La pregunta que queda abierta no es si la excepción ibérica funciona, sino si Bruselas está dispuesta a avalar su reactivación cuatro años después de diseñarla como respuesta de emergencia. El primer termómetro será el comportamiento de los futuros del gas para los vencimientos de enero y la lectura que haga la Comisión Europea de un mercado que sigue sin poder desacoplarse del precio del gas. La cita electoral del 29 de noviembre marcará, en cualquier caso, el ritmo de una decisión que el sector ya ha puesto por escrito.
