¿Cómo se determinan las facturas de electricidad que pagan los consumidores finales y qué medidas pueden adoptarse para reducirlas?

Al igual que muchos otros mercados, el mercado eléctrico se organiza en torno a un mercado mayorista (de “aprovisionamiento”) y un mercado minorista (de “venta a los consumidores finales”).

Mercado Eléctrico = Mercado Mayorista + Mercado Minorista

El mercado del pescado, por ejemplo, está estructurado de forma similar al mercado eléctrico, con un mercado mayorista (la lonja donde negocian los pescadores y los “comercializadores”) y un mercado minorista (en el que los “comercializadores”, que pueden ser pescaderías o restaurantes, por ejemplo, venden el producto a los consumidores finales).

En el mercado mayorista eléctrico participan todas las empresas energéticas (generadores, comercializadores, traders o combinaciones de los tres roles, en función de la estructura de actividades de cada empresa). En este mercado se determina el precio (mayorista) de la electricidad. A menudo, los artículos en la prensa se refieren a este precio mayorista como “el precio de la electricidad” o “el precio de la luz”.

El mercado mayorista no es, propiamente, un único mercado. En realidad, consiste en una secuencia de mercados⁽¹⁾ que se puede resumir, de forma simplificada, como un mercado a plazo y un mercado spot o al contado.

Mercado Mayorista = Mercado a Plazo + Mercado Spot

En el mercado a plazo se negocian contratos (estandarizados) con entrega de energía en periodos futuros ; p. ej., el siguiente fin de semana, el siguiente mes (contrato M+1), el siguiente trimestre (T+1), el siguiente semestre (S+1) o el siguiente año (A+1) y otros contratos con entrega en periodos futuros (p. ej., M+2, M+3, A+2,…, A+5).

El mercado spot consiste en una secuencia de mercados de muy corto plazo, incluyendo el mercado del día siguiente, en el que cada día se subasta energía eléctrica con entrega en cada una de las horas del día siguiente D+1, los otros mercados intradiarios en los que se subasta energía o se intercambian contratos con entrega a unas horas vista, y los mercados de ajuste (servicios complementarios), en los que se subastan energía (y opciones sobre capacidad) casi en tiempo real. El precio del mercado spot refleja el precio de todos estos mercados de corto plazo, aunque está compuesto mayoritariamente por el precio del mercado diario.

El mercado diario es de tipo “marginalista”, como en el resto de países de la UE. La casación de la oferta y la demanda para la fijación de los precios diarios se realiza conjuntamente en el ámbito europeo (mediante el algoritmo “Euphemia”), ya que los mercados continentales de electricidad están “acoplados”. Así, los precios en todos los países (o zonas de balance) son iguales, salvo que las interconexiones se saturen, lo que daría lugar a diferencias de precios puntuales. El mercado diario integrado (en el caso español, acoplado con Europa desde 2014), es una de las herramientas cruciales para conseguir los objetivos del Mercado Interior de la Energía.

En otros mercados europeos, el mercado diario es propiamente un mercado de balance, donde se negocian los excedentes o necesidades de energía que cada empresa no ha contratado a plazo. Esto puede suponer en torno al 10% o 15% de la demanda total. En España el mercado spot funciona igual, aunque toda la energía (oferta y demanda) debe ser nominada en el mercado diario, aunque ya haya sido negociada en el mercado a plazo (y esté, por tanto, comprometida) y no tenga un papel relevante en la formación de los precios (porque una parte significativa de esta energía ya contratada se oferta a “precios instrumentales” alejados de la zona de formación de precios). Esto genera gran confusión en el debate público, que tiende a ver como equivalentes el mercado de electricidad y el mercado diario.

Dada esta secuencia de mercados, no puede decirse, propiamente, que exista un único precio mayorista de la electricidad. El precio mayorista de la electricidad es, en realidad, una secuencia de precios de equilibrio para cada uno de los distintos periodos de entrega en los que se negocian contratos: la siguiente hora, cada una de las horas del día siguiente, el fin de semana, el mes siguiente, el año siguiente… Esta secuencia de precios se llama “curva forward” de la electricidad, y varía de forma continua y prácticamente en tiempo real (a medida que cambian las condiciones de oferta y demanda).

Por otro lado, esta secuencia de precios a plazo y spot que varían continuamente implica que, para un periodo concreto (p. ej., el siguiente mes), los precios medios de venta o de compra de las empresas que participan en el mercado sean valores que reflejan los promedios de todos los precios de los contratos que negoció (como vendedor o comprador, respectivamente, y en distintos momentos en el tiempo) la empresa con entrega en ese periodo (el siguiente mes).

Finalmente, hay que destacar que, debido a que los comercializadores contratan en el mercado a plazo una parte muy relevante de la energía que luego venden a los consumidores finales, el precio spot tiene un peso poco importante en la determinación del coste de la energía de los hogares.

El mercado minorista de electricidad, por otro lado, incluye transacciones de energía entre comercializadores (o generadores) y consumidores finales. A diferencia del mercado mayorista, los contratos minoristas (de venta de energía) no necesariamente están estandarizados y sus condiciones son acordadas por las dos partes. Además, el precio de los contratos minoristas (en esencia, la factura eléctrica) incluye no solo el coste de la energía, sino otros costes adicionales, como se explica a continuación.

La reciente subida de los precios en los mercados de energía en todo el mundo, con un gran impacto en toda la Unión Europea, ha generado un debate en España sobre cómo se podría reducir la factura de los consumidores finales⁽⁸⁾ con el objetivo de proteger la competitividad empresarial e industrial y mitigar el impacto sobre la renta disponible de los hogares.

Para responder a esta cuestión, resulta relevante en primer lugar comparar los precios minoristas de la electricidad en España con los de otros países europeos. De acuerdo con datos de Eurostat, los hogares españoles se encuentran entre los que más pagan por la electricidad en la Unión Europea (Figura 2), solo superados por los irlandeses, belgas, daneses y alemanes. En gran medida, esto se debe a la elevada proporción de IVA y otros impuestos y cargos en las facturas minoristas (un 51% del total, en media, en años anteriores), ya que los costes ligados con el suministro eléctrico en España están en línea con la media europea.

Figura 2. Coste de la factura eléctrica para los hogares (primer semestre de 2021).

Fuente: Eurostat

La situación de los consumidores no residenciales (non-household consumers⁽⁹⁾) es un poco distinta. También de acuerdo con datos de Eurostat, puede comprobarse en la Figura 3 que el precio medio minorista medio para estos consumidores en España está en línea con la media europea, siendo el conjunto de costes que no son impuestos superior al de la media europea.

Figura 3. Coste de la factura eléctrica para consumidores no residenciales (primer semestre de 2021).

 Fuente: Eurostat

En este contexto, ¿qué medidas se podrían tomar para reducir las facturas de los consumidores finales? A continuación, revisamos cada uno de los conceptos de coste.

Coste de la energía

El coste de la energía está determinado en la Unión Europea por los precios de mercado, que se fijan por la interacción entre la oferta y la demanda de energía eléctrica. En el corto y medio plazo, una intervención de los legisladores y reguladores en los mercados nacionales que interfiera con la formación de los precios a través de mecanismos de mercado tendrá consecuencias negativas en términos de eficiencia, dañando la credibilidad de las señales de precios y poniendo en peligro las inversiones necesarias para avanzar en la transición energética⁽¹⁰⁾.

De hecho, la regulación europea del sector indica que “los precios del mercado se formarán en función de la oferta y la demanda”, y que “las normas del mercado alentarán la libre formación de precios y evitarán las acciones que impidan la formación de los precios sobre la base de la oferta y la demanda”. La Unión Europea alerta, además, sobre las medidas intervencionistas en el considerando sexto del Reglamento (UE) 2019/943 relativo al mercado interior de la electricidad, afirmando que: “…La intervención estatal que a menudo se lleva a cabo de forma no coordinada ha llevado a un falseamiento del mercado de la electricidad al por mayor con consecuencias negativas sobre la inversión y el comercio transfronterizo…”.

¿Por qué es tan elevado el precio de la electricidad y hasta qué punto tiene relación con el diseño del mercado? La respuesta es que se trata de una situación coyuntural, inducida, principalmente, por una situación de gran escasez de oferta y alta demanda en el mercado global de gas natural (Fernández Álvarez y Molnar, 2021), así como por los elevados precios de los derechos de emisión de CO₂, en un entorno generalizado de precios elevados de todos los productos energéticos.

Las situaciones de precios elevados en el corto plazo generan una fuerte presión política y social sobre los mercados, debido a su gran impacto. Sin embargo, debe tenerse también en cuenta que, en el corto, medio y largo plazo, las señales de precios creíbles inducen no solo un comportamiento más eficiente respecto del uso de la energía, sino que favorecerán las decisiones de inversión en energías renovables y nuevas tecnologías limpias y eficientes y, por tanto, pueden contribuir a impulsar la transición energética. A muy largo plazo, el impacto de la penetración de las energías renovables y del incremento de la eficiencia energética podría dar lugar a una reducción significativa en los precios de la electricidad, aunque esto dependerá, en gran medida, de cómo internalicen en sus ofertas de mercado los costes fijos de inversión los productores de energía renovable⁽¹¹⁾.

Por esta razón, medidas de intervención en el mecanismo de formación de los precios de la energía (como el mecanismo de minoración de ingresos de los generadores recogido en el Real Decreto-ley 17/2021 o el Proyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico) y que no tengan en cuenta la realidad de los mercados en toda su extensión (p. ej., tomando como referencia únicamente los mercados spot como única referencia para los precios de energía) tendrán un efecto dañino sobre las inversiones y, a medio y largo plazo, afectarán a la competitividad de toda la economía a través de un mayor coste del suministro eléctrico.

En los próximos meses, se espera que la situación en el mercado global de gas natural y en otros mercados energéticos retorne a escenarios de mayor normalidad. Esto dará lugar a una corrección a la baja de los precios de la electricidad en España y en otros países europeos a partir del segundo trimestre de 2021.

En el momento de escribir estas líneas, por ejemplo, estos son los precios de la electricidad y del gas natural en los mercados OMIP, MIBGAS y CME. 

Tabla 2. Precios a plazo de la electricidad y el gas natural (cotizaciones del día 22/10/21 a las 11:45) (€/MWh)

Fuentes: OMIP, MIBGAS y CME. Nota: en el caso de Países Bajos, se presentan los precios medios de los contratos mensuales, ponderados por el número de días de cada mes. 

Peajes de transporte y distribución

Los peajes de transporte y distribución reflejan los costes de las actividades de transporte y distribución de electricidad.

Cada año, la CNMC determina, mediante sendas resoluciones, la retribución correspondiente al año siguiente de las actividades de transporte y distribución. La determinación de estos ingresos reconocidos por las actividades reguladas se basa en metodologías aprobadas por la CNMC⁽¹²⁾. Posteriormente, estos costes se reparten entre los distintos términos de los peajes de acuerdo con la metodología fijada en la Circular 3/2020, de 15 de enero, de la CNMC. 

La naturaleza regulada de las actividades de transporte y distribución y la aplicación de metodologías de estimación de costes reconocidas y ampliamente aceptadas (basadas en el cálculo de una base de activos, del coste de capital medio ponderado, etc.) limita las posibilidades de intervención y gestión de legisladores y reguladores en relación con este concepto de costes.

En caso de limitarse las potenciales subidas en los peajes, ligadas a incrementos en los costes de las actividades de transporte y distribución, se generará un déficit de ingresos, como ya ocurrió en el pasado, que deberá recuperarse en momentos posteriores a través de un incremento de los peajes.

En cualquier caso, debe tenerse en cuenta que los costes de uso de las redes de transporte y distribución de electricidad en España son inferiores a la media europea, por lo que estos costes no son los inductores de que las facturas eléctricas domésticas en España se encuentren entre las más caras de la Unión Europea (Figura 2) (ver también KPMG (2018)). 

Coste de otros cargos

Determinados cargos que aparecen en el apartado de “otros cargos” no están directamente ligados con el suministro eléctrico y sí con cuestiones relacionadas con decisiones de política energética (o industrial), como puede ser el ejemplo de los esquemas de incentivos a las energías renovables, la cogeneración, etc. (generalmente conocidos como “primas a las energías renovables”).

Eliminar estos conceptos de coste de la factura eléctrica, financiándolos a través de otros mecanismos, reducirá la factura eléctrica de manera significativa sin afectar a las señales de precios o la eficiencia del mercado eléctrico.

Un ejemplo de este tipo de mecanismos es el Fondo Nacional para la Sostenibilidad del Sistema Eléctrico, creado para financiar una parte de estos costes (en particular, los asociados al régimen retributivo específico de las renovables, cogeneración y residuos, RECORE, que pueden suponer más de un 15% de la factura de los consumidores domésticos), repartiéndolos entre los consumidores de distintos productos energéticos Por otro lado, la solución probablemente más natural y neutra (financiar los costes de políticas energéticas, medioambientales o industriales a través de los Presupuestos Generales del Estado) sería más equitativa desde el punto de vista social si se vincula la contribución a la financiación de estas políticas al nivel de renta.

Impuestos

En relación con los impuestos, las vías para aligerar la factura están relacionadas con la rebaja de los tipos impositivos de los distintos impuestos.

En el caso del IVA, por ejemplo, el tipo impositivo del 21% es superior a la que se aplica en muchos países europeos y fue reducido, temporalmente, al 10% para los consumidores más pequeños, en el Real Decreto-ley 12/2021, de 24 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el ámbito de la fiscalidad energética y en materia de generación de energía, y sobre gestión del canon de regulación y de la tarifa de utilización del agua.

El tipo del impuesto sobre la electricidad, por otro lado, se redujo en septiembre, de forma temporal, del 5,11% al 0,5% (ver la Tabla 1).

El Gobierno también puede actuar sobre otros aspectos de la normativa que tienen incidencia en la formación de precios. Por ejemplo, en España los productores de electricidad están sujetos al Impuesto sobre el Valor de la Producción de la Energía Eléctrica (IVPEE), fijado en la Ley 15/2012. En la práctica, esto suponía un incremento en los costes de producción de 7 €/MWh que los generadores trasladaban directamente a los consumidores a través de un incremento en sus ofertas de venta en el mercado eléctrico.

La factura eléctrica de los consumidores finales en España ha aumentado significativamente en los últimos meses debido al incremento generalizado de los costes de las materias primas energéticas (y, especialmente, el gas natural y los derechos de emisión de CO2).

En este artículo de blog se han identificado los componentes de las facturas eléctricas y se ha descrito cómo se determina cada uno de ellos.

Una de las principales implicaciones del análisis realizado es que el coste de la energía eléctrica, determinado a través de interacciones complejas de la demanda y la oferta en mercados internacionales de distintos productos energéticos (gas natural, derechos de emisión de CO2, petróleo, carbón…) está fuera de control del legislador.

Esto significa que una intervención directa sobre el proceso de formación de los precios de la electricidad que no esté basada en un diseño de mercado conforme a los principios de la teoría económica (como la que implica el “Mecanismo de minoración del exceso de retribución del mercado eléctrico causado por el elevado precio de cotización del gas natural en los mercados internacionales” que introduce el Real Decreto-ley 17/2021) dará lugar a ineficiencias⁽¹³⁾ y un incremento en la incertidumbre que se traducirá en menores inversiones⁽¹⁴⁾ (lo cual puede frenar o poner en riesgo el avance del proceso de transición energética) y, a medio y largo plazo, a mayores costes para los consumidores.

Frenar el proceso de transición energética, al generar incertidumbre relacionada con decisiones arbitrarias y contrarias a la teoría económica y al funcionamiento de los mercados, tendrá un efecto no solo sobre las inversiones en energías renovables y en tecnologías limpias, sino también sobre los costes de suministro a medio y largo plazo.

Teniendo en cuenta lo anterior, las dos vías para reducir en el corto plazo el importe de las facturas que tendrán menor efecto sobre la eficiencia del sistema energético (y, eventualmente, sobre los costes del suministro eléctrico) son:

1. Desplazar costes no relacionados con el suministro de energía eléctrica fuera de la factura de electricidad.
2. Reducir los impuestos que gravan directa (IVA, IE) o indirectamente (IVPEE) el consumo de electricidad.

Junto a estas medidas que afectarían directamente al precio medio que pagan los consumidores por el suministro eléctrico, se pueden tomar otras medidas que aumenten la estabilidad de los costes eléctricos para muchos consumidores.

En particular, definir el coste de la energía en el PVPC de acuerdo con precios a plazo, en vez de indexarlo al precio spot de la electricidad, evitará que se puedan producir episodios, como los que estamos viviendo, en los que cambios abruptos al alza en los precios de mercado se traduzcan en tiempo real en incrementos en las facturas de los consumidores en el mercado regulado.

Reducir la factura eléctrica de una manera que incida lo menos posible sobre la eficiencia del mercado eléctrico es urgente. Los consumidores domésticos ven reducida su renta disponible por la subida en los precios de la energía y esto causa inquietud social. Además, la falta de conocimiento sobre el funcionamiento de los mercados de energía pone el foco de la culpa en las empresas energéticas, que tienen un margen de maniobra muy limitado, debido a la interrelación de los mercados energéticos globales.

Por otro lado, aligerar la factura eléctrica de todos aquellos componentes no ligados al suministro eléctrico favorecerá el incremento de la competitividad de las empresas y de la industria española y, por tanto, su capacidad para generar actividad económica, empleo y valor añadido y, en definitiva, bienestar.

Como se ha mencionado, elegir la vía concreta para aligerar la factura eléctrica es una decisión política, porque ninguna solución tendrá el respaldo de todos los agentes. Son los representantes políticos (de los ciudadanos y también de las empresas) los que deben asumir los costes de estas decisiones, teniendo en cuenta como primer criterio el bienestar social a corto, medio y largo plazo y la responsabilidad de actuar de manera urgente para mitigar en la medida de lo posible los impactos negativos de la subida de precios de la energía y para crear un entorno regulatorio y de mercado que incentive las inversiones necesarias para avanzar en la descarbonización de la economía y que cumpla con los principios de buena regulación.

En este sentido, algunas de las medidas recientemente adoptadas en España (p. ej., a través del Real Decreto-ley 17/2021, del Real Decreto-ley 23/2021, que corrige en parte algunas de las disposiciones del anterior, o del Proyecto de Ley por la que se actúa sobre la retribución del CO2 no emitido del mercado eléctrico), que buscan reducir la factura eléctrica interfiriendo en el mecanismo de formación de los precios de la electricidad en el mercado mayorista e interviniendo los ingresos de los generadores, tendrán un impacto negativo sobre el proceso de transición energética, al generar incertidumbre regulatoria y dañar las señales económicas a la inversión en energías renovables, y, a medio y largo plazo, teniendo un impacto negativo sobre la competitividad de la economía española y de su sector industrial.

Evitar y eliminar este tipo de medidas de intervención, no adoptadas en ningún Estado miembro de la UE, tendrá un impacto positivo a corto y largo plazo sobre la capacidad de la economía española de seguir invirtiendo en energías renovables y avanzar en la transición energética. Para limitar el impacto negativo de incrementos coyunturales en los costes de la energía sobre los consumidores (especialmente los más vulnerables), el Gobierno español debería eliminar los costes no ligados al suministro eléctrico de las facturas eléctricas y reducir el peso de los impuestos en las mismas, como se ha explicado en este artículo, y aplicar las recomendaciones incluidas en el “toolbox” europeo para la protección de los consumidores vulnerables.

1. Cada uno de los mercados que componen esta secuencia, a su vez, puede funcionar como un mercado organizado (es decir, como una bolsa financiera en la que el operador del mercado es contraparte central de todas las operaciones) o bien un como un mercado de transacciones bilaterales, también llamado mercado over the counter u OTC.
2. En España, aproximadamente tres cuartos de energía suministrada a los usuarios finales se adquieren en mercados a plazo a precio fijo.
3. Los pequeños consumidores (domésticos y comerciales) no suelen “negociar” con los comercializadores los términos de los contratos. Los distintos comercializadores hacen ofertas con distintas características y el consumidor elige libremente entre ellas. En el caso de los consumidores más grandes (p. ej., empresas industriales) sí se suele producir una negociación con el comercializador sobre aspectos como el precio, la duración del contrato, las cláusulas de flexibilidad, las garantías, etc.
4. Además, hay que tener en cuenta que, en el mercado libre, los comercializadores que ofrecen energía a los consumidores finales tienen una baja exposición al precio spot, ya que cubren una parte muy significativa (en algunos casos, incluso más del 100%) de su demanda esperada mediante contratos a plazo. Esto significa que la influencia de episodios puntuales de precios spot altos o situaciones de alta volatilidad en la formación de los precios minoristas es muy baja o nula.
5. El Real Decreto 216/2014, de 28 de marzo, por el que se establece la metodología de cálculo de los precios voluntarios para el pequeño consumidor de energía eléctrica y su régimen jurídico de contratación, y cuya última revisión es del 19 de marzo de 2021, establece que “…la determinación del coste de producción de energía eléctrica se realizará con base en el precio horario del mercado diario durante el período al que corresponda la facturación…”.
6. En el apartado “otros costes” se incluyen la retribución del Operador del Mercado Ibérico de Energía (OMIE), la retribución del Operador del Sistema (REE), el pago correspondiente del mecanismo de capacidad y el pago de la cuantía correspondiente al servicio de interrumpibilidad.
7. En la parte que se traslada a los cargos se recogen únicamente los desvíos en los coste de desmantelamiento de las centrales ya cerradas (Zorita y Garoña), ya que los costes de gestión de residuos, así como los del desmantelamiento futuro de las centrales en operación, son sufragados por cada central a través de la “tasa ENRESA”.
8. En el ámbito de los consumidores domésticos el incremento de precios en el corto plazo solo afecta a los acogidos al PVPC (al estar indexada al precio spot al 100%). En el ámbito industrial, solo los consumidores con precios indexados a los precios spot están sufriendo el impacto de la subida y la volatilidad de los precios en el corto plazo. En ambos casos, la elección de estos contratos es una decisión particular de cada consumidor, dado que en el mercado libre existen opciones de contratos que protegen a los consumidores contra la volatilidad de los precios en el corto plazo.
9. Este heterogéneo grupo de consumidores incluye comercios, pequeña industria y grandes consumidores industriales, intensivos en energía.
10. Pese a las voces en contra, el diseño “marginalista” del mercado eléctrico genera señales de precios de corto y largo plazo que inducen eficiencia en las decisiones de inversión, operación de centrales de generación y consumo, maximizando de esta manera el beneficio de los generadores y el bienestar de los consumidores. Ver Fernández Gómez (2020) o Arnedillo (2007). Otros diseños del mercado basados en la segmentación del mismo por tecnologías requerirán una intervención sobre los precios y las cantidades por parte de legisladores/reguladores que, inevitablemente, generará ineficiencia y, a la larga, un mayor coste del suministro para los consumidores finales (Tierney et al., 2018a, 2018b). Pese a todo, hay un debate de fondo sobre cuáles son las modificaciones del diseño actual de los mercados de energía eléctrica en la UE que facilitarán un funcionamiento eficiente de los mismos en un contexto de penetración creciente de energías renovables con bajos costes marginales y de carácter intermitente (Blázquez et al., 2018).
11. Aunque las energías renovables de carácter intermitente (eólica y solar) tienen costes marginales de producción bajos, un inversor deberá recuperar en el mercado todos los costes, incluyendo los costes de inversión.
12.  En concreto, para el transporte de energía eléctrica, en la Circular 5/2019 y, para la distribución de electricidad, en la Circular 6/2019.
13. La norma no tiene en cuenta, por ejemplo, que la mayoría de las empresas que operan en el mercado mayorista suele cubrir, mediante contratos a plazo, sus necesidades de suministro. Esto quiere decir que los precios que ofertan los comercializadores a los consumidores finales reflejan los precios (a plazo) de contratos firmados con anterioridad. Por esta razón, las situaciones puntuales de incrementos de precios de la electricidad no afectan en el corto plazo a los consumidores en el mercado libre.
14. El resultado de la última subasta de energías renovables en España, celebrada el 19 de octubre de 2021, muestra el efecto de la incertidumbre regulatoria sobre las decisiones de inversión en el mercado.

• Arnedillo Blanco, Ó. (2007). Modelos de mercado eléctrico. Paradigma competitivo y alternativas de diseño. Revista de Economía Industrial, 364, 39-54. Recuperado de:  https://www.mincotur.gob.es/Publicaciones/Publicaciones-periodicas/EconomiaIndustrial/RevistaEconomiaIndustrial/364/39.pdf
• Blázquez, J., Fuentes-Bracamontes, R., Bollino, C. A. & Nezamuddin, N. (2018). The renewable energy policy paradox. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 82 (1), 1-5. https://doi.org/10.1016/j.rser.2017.09.002
• Fernández Gómez, J. (2020). Mecanismos de capacidad y mercados de electricidad. Orkestra Working Papers 2020-R01(CAS). Donostia-San Sebastián: Orkestra. Recuperado de: https://www.orkestra.deusto.es/es/investigacion/publicaciones/articulos-cientificos/orkestra-working-papers/2016-200025-mecanismos-capacidad-mercados-electricidad
  KPMG. (2018). Retribución comparada de la distribución eléctrica en Europa.
• Tierney, S., Schatzki, T. & Mukerji, R. (2008a). Uniform-Pricing vs. Pay-as-Bid in Wholesale Electricity Markets: Does it Make a Difference? Recuperado de: https://kylewoodward.com/blog-data/pdfs/references/tierney+schatzki+mukerji-new-york-iso-2008A.pdf
• Tierney, S., Schatzki, T. & Mukerji, R. (2008b). Pay-as-Bid vs. Uniform Pricing. Discriminatory auctions promote strategic bidding and market manipulation. Fortnightly Magazine, 03/2008. Recuperado de: https://www.fortnightly.com/fortnightly/2008/03/pay-bid-vs-uniform-pricing