Los mercados de energía europeos se encuentran en una situación extraordinaria y sin precedentes.

En primer lugar, debe señalarse que la situación de los mercados energéticos ha sido “normal” hasta principios del año 2022, pese a los precios extraordinariamente elevados de la energía.

Medidas para atenuar el impacto de los precios de la energía tras la invasión de Ucrania

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  • Los precios elevados del gas natural a partir del otoño de 2020 y durante todo el año 2021 en toda Europa respondieron, principalmente, a una situación de escasez de oferta en el mercado global, causada por el rápido incremento de la actividad económica tras el parón de las economías en todo el mundo por la pandemia del coronavirus.
  • Por tanto, los precios elevados del gas natural (y, como consecuencia, de la electricidad, impulsados también al alza por el precio de los derechos de emisión de CO2) se producen en el contexto de un funcionamiento normal de los mercados de energía, aunque los niveles de precios fueran inéditos hasta la fecha.

Sin embargo, el funcionamiento de los mercados desde febrero-marzo de 2022 ya no puede calificarse como “normal”.

  • A partir de finales de enero, se empezó a percibir de manera real que el conflicto entre Rusia y Ucrania podía transformarse en una confrontación bélica. Los mercados comenzaron a descontar una fuerte prima de riesgo geopolítica, que impulsó los precios de todos los productos energéticos al alza.
  • La invasión de Ucrania por parte de Rusia, las sanciones a Rusia a que ha dado lugar este hecho y la posibilidad real de un corte en el flujo de suministro de gas y petróleo desde Rusia han dado lugar a una “situación de guerra” en los mercados energéticos.
  • En esta situación, los precios récord ya no responden a la escasez de oferta (y, por tanto, al funcionamiento normal de los mercados), sino a factores geopolíticos y a la incertidumbre y la prima de riesgo que genera una guerra.

Los niveles que han alcanzado los precios del gas natural y la electricidad en Europa en las últimas semanas niveles no son compatibles con un funcionamiento normal de la economía y, debido a su impacto sobre los hogares y las empresas, obligan a los Estados miembros de la UE y a la Comisión Europea a adoptar medidas extraordinarias para controlar los costes energéticos.

El 8 de marzo de 2022, la Comisión Europea anunció el plan REPowerEU, que propone mitigar el impacto de los precios elevados de la energía en los mercados mayoristas mediante: (1) una intervención temporal de los precios minoristas; (2) medidas fiscales de carácter temporal relacionadas con beneficios extraordinarios; (3) un marco temporal de emergencia sobre ayudas de estado; y (4) otras medidas orientadas a mejorar el diseño del mercado eléctrico.

Además, en el plan REPowerEU se proponen medidas para asegurar un nivel de llenado mínimo del 90% de los almacenamientos de gas natural en la UE el 1 de octubre de 2022 y reducir la dependencia energética de la UE de Rusia a corto plazo (y eliminarla a medio plazo).

En esta nota, se analizan algunas cuestiones relevantes relacionadas con las intervenciones propuestas en los mercados energéticos.

Las recomendaciones de la Comisión Europea de octubre de 2021 y de marzo de 2022 tienen en común, pese al profundo alcance de las intervenciones propuestas, una defensa explícita del “diseño marginalista” del mercado mayorista de electricidad. ¿Cuál es la razón de esto?

Tanto la teoría económica como la experiencia práctica muestran que los mercados eléctricos mayoristas liberalizados, sin intervenciones ad hoc y en los que la interacción de la oferta y la demanda determina los precios de equilibrio (conocidos en ocasiones como “mercados marginalistas”), funcionan y dan lugar a:

  1. un despacho óptimo de la generación para cubrir la demanda, al mínimo coste;
  2. señales de precios a corto, medio y largo plazo que inducen eficiencia en las decisiones de producción, consumo e inversión;
  3. el máximo bienestar social en sentido económico (igual a la suma del excedente del productor y del excedente del consumidor);
  4. ingresos de los generadores que garantizan un mix de tecnologías de generación óptimo para cubrir la demanda de electricidad con el nivel de seguridad de suministro deseado.


Como indican los informes sobre los mercados mayoristas de electricidad del regulador energético europeo ACER, los mercados liberalizados en la UE, que responden al modelo de “mercado marginalista” han generado bienestar para la sociedad, dando lugar a ganancias de eficiencia significativas en la operación de los mercados, a mercados cada vez más competitivos (con gran convergencia de precios entre distintos sistemas eléctricos), al mínimo coste de la energía para los consumidores y a un gran volumen de inversiones en energías renovables (impulsando así la transición energética) y a las necesarias tecnologías de respaldo de esa energía renovable (p. ej., ciclos combinados de gas natural).

Dado que los mercados liberalizados de energía eléctrica pueden dar lugar a precios volátiles y a puntas de precios en situaciones de escasez de oferta, una solución “second best” –alternativa a un mercado en el que solo se intercambie energía, conocido como “energy only”-- consiste en definir mecanismos de capacidad que cubran un parte de los costes fijos de las centrales más flexibles (p. ej., los ciclos combinados) en los momentos de escasez de oferta.

  • En muchos mercados europeos, y también en el ibérico, se han diseñado distintos mecanismos de capacidad que son coherentes con un funcionamiento correcto de un mercado de electricidad liberalizado y con las normativas sobre defensa de la competencia y sobre ayudas de estado.


No existen alternativas de diseño de mercado a los “mercados marginalistas” que den lugar a resultados mejores para los consumidores en el medio y largo plazo (en términos de un mínimo coste de suministro, precios eficientes, de la maximización del “bienestar social” y del mix de generación óptimo).

  • Crear “mercados separados” para distintas tecnologías, por ejemplo, requeriría regular las “cantidades” (capacidad de generación) en cada tecnología y daría lugar a (1) un despacho ineficiente de la generación, (2) un mix de generación subóptimo y (3) señales de precios ineficientes (para los productores, consumidores e inversores). A medio y largo plazo, generan costes de suministro más elevados para los consumidores.
  • Regular los precios en un mercado a través de un techo de precios por debajo del nivel de equilibrio en el mercado, por ejemplo, dará lugar a exceso de demanda estructural (en el mercado eléctrico, equivaldría a energía no suministrada) y a niveles de inversión a medio y largo plazo insuficientes, incrementando el riesgo de un suministro eléctrico poco fiable y de baja calidad.

Pese a que existe un amplio consenso sobre la bondad del diseño marginalista de los mercados mayoristas eléctricos, en la práctica todos los mercados eléctricos están sujetos a algunas normas y regulaciones que limitan la transparencia del mercado o, directamente, generan ineficiencias.

En el caso del mercado mayorista ibérico de electricidad, algunas intervenciones regulatorias sobre el mecanismo de formación de los precios generan una falta de transparencia sobre cómo se forman realmente los precios y sobre cuáles son los ingresos de los generadores en el mercado.

 Algunas intervenciones regulatorias en el diseño del mercado mayorista ibérico de electricidad que dan lugar a esta opacidad de los mercados son, por ejemplo, las siguientes:

  • La obligación de que toda la energía generada y consumida tenga que “pasar por el mercado spot” cada día. Dado que una parte muy importante de la energía que se produce se contrata bilateralmente (entre generadores y comercializadores) –entre el 75% y el 90% de la energía-, los precios spot no son precios de liquidación efectivos para toda esa energía contratada bilateralmente. En la práctica, esto significa que la energía que se contrata bilateralmente:
    • (1) no influye en la determinación del precio de equilibrio spot;
    • (2) no se liquida de forma efectiva al precio spot y por OMIE, sino entre las partes, al precio del contrato bilateral; y
    • (3) no contribuye a crear liquidez efectiva en el mercado spot.
    • Ejemplo: A genera 100 MWh y los vende a través de un contrato bilateral a B en un contrato a plazo, por ejemplo, a 50 €/MWh. Cuando llega el día D-1, se comunica a OMIE una transacción de A B en el mercado spot por un precio instrumental (ficticio) en cada hora del día. Si el precio de equilibrio spot en la hora H del día D es de 40 €/MWh o 60 €/MWh, el precio de liquidación efectivo de los 100 MWh seguirá siendo 50 €/MWh.
  • Las primas a determinadas tecnologías, por ejemplo, renovables, cogeneración, residuos, etc. Estas primas, fijadas para cumplir objetivos de la estrategia medioambiental o de la política industrial o de innovación, cambian los costes relativos de las distintas tecnologías y, de esta manera, alteran el mix de generación.
  • Impuestos y cargos sobre la producción de electricidad, que elevan los precios de la electricidad en el mercado mayorista y, por tanto, incrementan los costes del suministro eléctrico para los consumidores finales.


Por otro lado, también existen en España intervenciones regulatorias en el mercado minorista que interfieren en la señal de precios que se traslada a los consumidores desde el mercado mayorista:

  •  La tarifa regulada para consumidores vulnerables, conocida como Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor o PVPC, se calcula tomando como referencia el coste horario de la energía en el mercado spot, que, como se ha indicado anteriormente, refleja el coste marginal de generación de la electricidad, sujeto a gran volatilidad por la variabilidad de la demanda y la consiguiente variabilidad en el despacho de centrales, la variabilidad de los precios de los combustibles y de los derechos de emisión de CO2 en el corto plazo.
  • Además, no refleja la totalidad de los costes en los que incurren los Comercializadores de Referencia, obligados a ofertar esta tarifa regulada. Por esta razón, muchos consumidores han buscado refugio en el PVPC, artificialmente más barato que las opciones de suministro en el mercado libre.
  • Los consumidores vulnerables con derecho a bono social están obligados a contratar esta tarifa volátil para acceder a los descuentos correspondientes.

1. Recomendaciones de la Comisión Europea en octubre de 2021

En otoño de 2021, la UE propuso una serie de potenciales medidas en el corto, medio y largo plazo (en el llamado “Toolbox 1”) para, simultáneamente:

  1. mitigar el impacto sobre los consumidores (empresas y hogares) de la situación actual de los mercados energéticos; y
  2. mantener un marco regulatorio y un diseño del mercado eléctrico que favorezca el desarrollo de la transición energética y del proceso de descarbonización de la economía de una manera eficiente (es decir, generando señales de precios eficientes para los productores, los consumidores y los inversores).


Las medidas propuestas en el Toolbox 1 se centraban, principalmente, en:

  1. En el corto plazo, implementar medidas fiscales que no distorsionen el funcionamiento básico de los mercados (marginalistas), para no alterar el proceso de transición energética (p. ej., recortar impuestos y cargos sobre la electricidad o incrementar las ayudas/subsidios a los consumidores más vulnerables).
  2. En el medio y largo plazo, acelerar la penetración de energías renovables e incrementar la eficiencia energética y el cambio de combustibles, para reducir la dependencia del gas natural.


Algunas de las medidas que se adoptaron en España estaban en línea con estas recomendaciones (p. ej., las medidas fiscales relacionadas con el IVA, el impuesto sobre la electricidad, el impuesto sobre la generación, el “bono social”, etc.).

Sin embargo, otras medidas, como la “minoración de ingresos de generadores inframarginales” tienen un impacto negativo muy significativo sobre el funcionamiento del mercado de energía y han quedado en la práctica sin efecto real (p. ej., no podían aplicarse a la energía contratada bilateralmente exenta de beneficios adicionales, tanto por ir en contra de las recomendaciones de la Comisión Europea como por no existir una cobertura legal para ello).

  • El principal impacto negativo de estas intervenciones ad hoc sobre los ingresos de los generadores es que, debido a la consiguiente incertidumbre regulatoria, se incrementa el riesgo para los inversores en un momento en el que se requieren grandes flujos de capital para continuar impulsando la transición energética a través de nueva generación renovable, nuevas tecnologías eléctricas, etc.
  • Los analistas financieros han destacado en repetidas ocasiones el impacto negativo sobre la inversión de este tipo de intervenciones regulatorias no justificadas (1).



2. Recomendaciones de la Comisión Europea en marzo de 2022


Tras el inicio de la invasión de Ucrania por parte de Rusia, la Comisión Europea publicó el 8 de marzo una nueva comunicación recomendaciones sobre posibles medidas adicionales para mitigar el impacto sobre los costes del suministro de energía de los precios extraordinarios del gas natural (llamada “Toolbox 2”).

  • Entre estas, se incluye la posible regulación de los precios minoristas (para hogares y microempresas) bajo el Artículo 5 de la Directiva sobre electricidad. Esta potencial regulación de precios minoristas debe ser de carácter temporal y excepcional y debe garantizar que se cumplan los objetivos de la política energética de la UE (p. ej., impulso de la transición energética dentro del Pacto Verde Europeo) y de la Directiva sobre electricidad (i.e., correcto funcionamiento de los mercados de electricidad).
  • Regular explícitamente los precios minoristas de la energía es una medida sin precedentes en la UE y que pone en suspenso el desarrollo del mercado único de energía y refleja la gravedad de la situación actual de los mercados energéticos.

Además, la Comisión Europea anunció el 8 de marzo que estudiaría un paquete excepcional de medidas temporales relativas a las ayudas de estado, amparadas por el Artículo 107(3) del Tratado de Funcionamiento de la Unión Europea.

  • Entre estas medidas se podrían incluir ayudas (públicas) para reducir temporalmente (desde el 1 de marzo hasta el 31 de diciembre de 2022) los incrementos de costes de suministro de gas natural y electricidad por encima de un porcentaje de un precio de referencia correspondiente al periodo entre el 1 de noviembre de 2021 y el 31 de enero de 2022.
  • En la práctica, esto implica la posibilidad de “regular” indirectamente los precios del gas natural y la electricidad, a través de ayudas directas a los consumidores finales.


En todo caso, los mecanismos de regulación de los precios minoristas deberán cumplir con una serie de condiciones, como las siguientes (Anexo 1 de la comunicación REPowerEU):

  • No socavar los objetivos de la política energética de la UE y de la Directiva sobre la electricidad (e.g., mercados competitivos, empoderamiento de los consumidores, incremento de las energías renovables, un sistema eléctrico flexible, mayor eficiencia energética).
  • Permitir un funcionamiento adecuado de los mercados de contratos a largo plazo.
  • Garantizar un trato no discriminatorio a los suministradores.
  • Reflejar costes en un nivel que permita una competencia efectiva de precios.
  • Minimizar las distorsiones en el funcionamiento del mercado mayorista.
  • Garantizar la capacidad de elección de los consumidores elegibles.
  • Evitar subvenciones cruzadas directas entre consumidores con precios de suministro del mercado libre y consumidores con precios de suministro regulados.

El plan REPowerEU abre la puerta a la intervención, a través de medidas fiscales, de los “beneficios excesivos” que pueden estar obteniendo determinados generadores inframarginales como consecuencia de los efectos sobre los mercados de la invasión de Ucrania.

  • La Comisión Europea no aclara qué significa la expresión “beneficios excesivos” y únicamente ofrece una serie de recomendaciones sobre cuáles son las condiciones que debería cumplir cualquier intervención orientada a capturarlos.

En un mercado competitivo que funcione de manera adecuada puede haber empresas que obtengan beneficios extraordinarios (beneficios por encima del beneficio promedio al que da lugar la participación en ese mercado en el largo). También habrá empresas que tengan beneficios por debajo del beneficio promedio o que incurran en “pérdidas extraordinarias”, como pudo suceder en 2020 por efecto del confinamiento causado por la pandemia del coronavirus. Esto no significa que el mercado no funcione correctamente y es parte de la “normalidad” en un mercado competitivo.

En cualquier caso, existen mecanismos de supervisión del funcionamiento mercado, para evitar comportamientos contrarios a las leyes sobre la competencia. Esto es aplicable a todos los mercados competitivos.

Esta situación (beneficios extraordinarios y beneficios por debajo de la media o, incluso, pérdidas extraordinarias) ocurre en todos los mercados (no solo el eléctrico) y es debida a que no todas las empresas tienen los mismos procesos productivos, las mismas tecnologías, las mismas estrategias de mercado y comerciales, los mismos recursos, etc. Esto también forma parte de la “normalidad” de un mercado.

Los “beneficios extraordinarios”, al igual que las “pérdidas extraordinarias”, no deben regularse, ya que actúan como mecanismos de ajuste “naturales” del mercado (las empresas con pérdidas extraordinarias sistemáticas terminarán saliendo del mercado y las empresas que obtengan “beneficios extraordinarios” verán cómo sus estrategias ---sobre tecnología, etc.—serán copiadas por sus competidores). A medio y largo plazo, la entrada y salida de empresas del mercado hará converger las rentabilidades hacia a niveles de rentabilidad o beneficio “normales”, en promedio.

Los “beneficios llovidos del cielo” (“windfall profits”) no son iguales a los “beneficios extraordinarios”. Son beneficios que se producen en circunstancias muy especiales –ajenas al funcionamiento del propio mercado—y por motivos como barreras regulatorias o naturales de entrada a un mercado, cambios profundos y de calado en los marcos regulatorios o circunstancias extremas y ajenas a los mercados, como la situación bélica en Ucrania.

Es muy difícil identificar (sin que existan dudas o áreas grises) los “windfall profits”, ya que, a menudo, no se dan las situaciones extremas mencionadas antes, por lo que generalmente se confundirán con situaciones de “beneficios extraordinarios” (que entran dentro de la “normalidad” del mercado, como se explicó arriba).

Regular los “windfall profits” (si pueden identificase sin género de duda) lleva, necesariamente, a tener que regular también los “windfall losses” (de nuevo, si se identifican). En última instancia, este tipo de intervención lleva a regular el mercado y las rentabilidades de todos los activos y es incompatible con el funcionamiento de un mercado liberalizado.

En general, en un mercado eléctrico liberalizado, no tiene mucho sentido hablar de “windfall profits” en momentos puntuales de determinadas instalaciones de generación de electricidad que no estén totalmente amortizadas o que estén a medio camino de su vida útil. En el mercado eléctrico español, por ejemplo, una gran parte de los activos nucleares e hidráulicos (de gran tamaño) no están plenamente amortizados.

  • Esto es así porque el concepto de “windfall profits” está íntimamente asociado con la idea de rentabilidades superiores a las que se podrían obtener en el marco de un funcionamiento normal del mercado. Y la rentabilidad de un activo solo puede calcularse correctamente teniendo en cuenta la operación a lo largo de toda su vida útil.


En cualquier caso, las medidas fiscales que propone REPowerEU para “captar” una parte de los “beneficios excesivos” de las unidades de generación inframarginales deben cumplir con una serie de condiciones, entre las que se incluyen las siguientes (Anexo 2 de la comunicación REPowerEU):

  • Que la intervención sea temporal (hasta el 30 de junio de 2022).
  • Que no alteren el mecanismo de formación de precios basado en los costes marginales de generación.
  • Que no afecten a los precios a largo plazo o al precio de los derechos de emisión de CO2.
  • Que no incluya el incremento estructural de los precios del gas natural ligado a la situación de la oferta y la demanda previa a la invasión de Ucrania.
  • Que su aplicación se base en mecanismos de cálculo y activación/desactivación transparentes y no arbitrarios.
  • Que se apliquen únicamente en los periodos de mercado en los que el gas natural sea el combustible marginal.
  • Que se aplique por igual a todas las tecnologías de generación inframarginales y a todos los productores.
  • Que no tenga carácter retroactivo ni implique “captar” la totalidad de los beneficios obtenidos.
  • Que no se aplique a la energía contratada a plazo.
  • Que los ingresos obtenidos se repercutan en los hogares o en medidas no selectivas y transparentes de apoyo a todos los consumidores (p. ej., un descuento en la factura de todos los consumidores por el mismo porcentaje).


El cumplimiento de todas las condiciones anteriores supone que, en la práctica, las medidas fiscales de captura de “beneficios excesivos” que propone REPowerEU solo podrán aplicarse a una parte relativamente pequeña de la producción total (aquella no contrada a plazo).

  • Sacar la energía contratada bilateralmente del mecanismo de formación de precios spot en el “pool” eléctrico.
    • Dado que no influye en la formación de precios (como se explicó arriba), esta medida incrementará la transparencia sobre el mecanismo de formación de los precios y sobre los ingresos de los generadores.
    • Además, acercaría la realidad del mercado spot ibérico a la de otros mercados spot, donde se negocia de manera efectiva entre el 10% y el 20% de la demanda total, volumen que corresponde a ajustes necesarios en el muy corto plazo para equilibrar los programas reales de producción y consumo con las previsiones.
  • No aplicar ajustes de precios a la energía contratada bilateralmente, para evitar:
    1. perjudicar a aquellos consumidores que decidieron contratar coberturas y pagar las primas correspondientes para evitar la volatilidad de los precios de corto plazo, frente a aquellos que decidieron aprovisionarse en el mercado spot, y
    2. potenciales problemas legales (i. e., incumplimiento de la legislación comercial y las directivas europeas).
  • Reducir los costes no directamente ligados al suministro de energía de las facturas energéticas, limitar temporalmente cargos regulados (peajes, por ejemplo), etc.
  • Lanzar subastas voluntarias de productos a plazo para consumidores industriales y comercializadoras independientes.
  • Ajustar la retribución de tecnologías con rentabilidades reguladas (e.g., las acogidas al RECORE).
  • Mitigar la volatilidad del precio regulado PVPC, reduciendo su nivel de vinculación al precio spot de la electricidad.
  • Medidas de intervención de precios o ingresos en los mercados mayorista o minorista de carácter permanente.
  • La regulación directa de los precios en los mercados mayoristas de electricidad y gas natural.
  • Medidas que discriminen entre agentes o entre tecnologías de generación. Por ejemplo, mercados mayoristas separados para cada tecnología de generación o a los que solo puedan acudir determinados tipos de consumidor (e.g., electrointensivos).
  • Medidas fiscales que no tengan un carácter general, para todos los agentes que operan en el mercado (exceptuando aquellas dirigidas a los consumidores vulnerables).
  • Medidas que pongan en riesgo jurídico los contratos de suministro a plazo firmados libremente entre generadores y comercializadores o entre comercializadores y consumidores.
  • Obligaciones de contratación a precios regulados (p. ej., venta en subastas por parte de generadores o comercializadores).
  • Medidas unilaterales por parte de Estados miembros que interfieran con el mercado interior de energía, dando lugar a arbitrajes (ineficientes) entre mercados y a un incremento del “riesgo país” en aquellos sistemas que las implementen.
  • La situación actual de los mercados energéticos en la UE (especialmente los de electricidad y gas natural) es extraordinaria y está determinada principalmente por factores geopolíticos y por la incertidumbre que genera la invasión de Ucrania.
  • En este contexto, tanto la Comisión Europea como los Gobiernos de los Estados miembros están a favor de adoptar medidas de carácter extraordinario que mitiguen el gran impacto que tienen los elevados precios de la electricidad y el gas natural sobre los hogares y las empresas y que están generando altos niveles de inflación y un riesgo de paralización de la actividad empresarial e industrial.
  • El marco de medidas de corto plazo que propone al Comisión Europea en el plan REPowerEU abre la puerta a acompañar las medidas fiscales que proponía el Toolbox 1 de octubre de 2021 con otras medidas de mayor calado, incluyendo la regulación de precios minoristas y la captura de los “beneficios excesivos” de las centrales de generación inframarginales.
  • Las medidas que se adopten en el marco de REPowerEU deben tener carácter temporal, transparente, no discriminatorio y no arbitrario y deben cumplir con los principios generales de (1) no interferir con el funcionamiento de los mercados mayoristas y con el sistema de determinación de precios basado en los costes marginales de generación y (2) no interferir con los objetivos generales de la política energética y medioambiental de la UE (que pueden resumirse en los planes de descarbonización expuestos en el Pacto Verde Europeo y en el paquete “Fit for 55”).
  • Además, los Estados deben adoptar medidas coordinadas en el marco de la UE (tanto en el mercado mayorista como en el mercado minorista) para evitar un funcionamiento ineficiente del mercado interior de energía y evitando, por tanto, medidas unilaterales.
  • En el medio plazo, la estrategia que propone la Comisión Europea para hacer frente a la crisis energética pasa por eliminar la dependencia energética de la UE de Rusia e impulsar la transición energética y el proceso de descarbonización de la economía europea, a través de las inversiones en energías renovables y en tecnologías y medidas de eficiencia energética.

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Jorge Fernández

Jorge Fernández es investigador sénior y coordinador del área de energía de Orkestra, desde marzo de 2018. Doctor en Economía por la Universidad de Georgetown (Washington DC), Jorge cuenta con una amplia experiencia profesional en el sector de la energía.

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