El coste de la “operación reforzada”: cómo afecta a la factura eléctrica de la industria

Precios de la energía en los mercados globales

El contexto geopolítico actual, caracterizado por una fragmentación económica y política en grandes bloques (EE.UU., UE, Rusia, China…) está teniendo un impacto notable sobre los precios de la energía en los mercados globales, especialmente desde el inicio de la guerra en Irán a finales de febrero de 2026 y el subsiguiente bloqueo del estrecho de Ormuz, ubicación geográfica crítica en los mercados globales de gas natural licuado (GNL) y petróleo, ya que a través de él ha transitado en los últimos años aproximadamente el 20% del GNL y del crudo que se intercambian globalmente (Saul, 2026).

En el mercado de petróleo, el impacto del bloqueo del estrecho de Ormuz ha sido muy significativo. El precio del contrato “front month” (contrato de futuros con entrega en el mes siguiente) de petróleo Brent, por ejemplo, aumentó desde unos 60 dólares por barril a finales de diciembre de 2026 hasta casi 115 dólares por barril (un incremento del 100%) a principios de abril y a principios de mayo de 2026 (Gráfico 1).

Desde marzo de 2026, el precio de este contrato oscila, con fuerte volatilidad, en función de los acontecimientos globales diarios, en una banda entre 90 dólares y 115 dólares por barril. Cabe destacar que, tras la invasión de Ucrania por parte de Rusia el 24 de febrero de 2022, los precios del “front-month Brent” llegaron a superar los 120 dólares por barril, cayendo gradualmente, desde mediados de 2022 hasta alcanzar los 60 dólares por barril mencionados a finales de 2025.

Gráfico 1. Evolución del precio del contrato de futuros “front-month Brent”

Fuente: extraído de FT el día 06/05/26 (https://markets.ft.com/data/commodities/tearsheet/summary?c=Brent+Crude+Oil).

El precio del gas natural (y, en particular, del GNL) ha sufrido también un impacto al alza por la situación geopolítica global y el conflicto bélico en el Golfo. Sin embargo, el incremento en el precio de referencia en Europa (precio spot del hub TTF en Países Bajos) ha sido sustancialmente inferior al observado tras el inicio de la invasión de Ucrania por parte de Rusia, cuando llegó a superar los 345 €/MWh (Gráfico 2). Desde este valor máximo el precio spot en el hub TTF ha oscilado, con gran volatilidad, en una banda entre unos 25 €/MWh y unos 55 €/MWh.

El impacto de la guerra en Irán y el bloqueo del estrecho de Ormuz llevó los precios spot en TTF desde 32 €/MWh (27 de abril) a casi 62 €/MWh (19 de marzo). Los precios cayeron posteriormente y en un entorno de máxima volatilidad (impulsada por los acontecimientos diarios, como en el caso del mercado de petróleo), hasta 39 €/MWh (17 de abril) para posteriormente subir hasta 48 €/MWh (4 de mayo).

Gráfico 2. Evolución del precio spot en el hub TTF (Países Bajos)

Fuente: extraído de Trading Economics el día 06/05/26 (https://markets.ft.com/data/commodities/tearsheet/summary?c=Brent+Crude+Oil).

A medio plazo, los precios del gas natural en TTF también se han visto afectados, reflejando la incertidumbre sobre el impacto a medio y largo plazo del conflicto en Irán.

El precio del contrato de futuros Winter 2026, por ejemplo, con entrega entre el 1 de octubre de 2016 y el 31 de marzo de 2027, aumentó desde unos 27 €/MWh a finales de diciembre de 2025 hasta superar los 59 €/MWh en marzo de 2026.

Otros precios energéticos que inciden en el coste de la energía para los consumidores en Europa se han comportado también de manera volátil, aunque su evolución está menos relacionada con los acontecimientos.

El precio de los derechos de emisión de CO₂ en el mercado EU-ETS, por ejemplo, fluctuó en la banda 60-80 €/tCO₂ entre el último trimestre de 2023 y el último trimestre de 2025. En la parte final de 2025 inició una escalada hasta superar los 90 €/ tCO₂, para caer hasta casi 60 €/ tCO₂ en febrero de 2026. Desde mediados de febrero se mueve entre 70 y 80 €/ tCO₂., sin que el conflicto en Irán haya dado lugar a una tendencia al alza.

El precio del carbón de referencia en Europa (API2 CIF ARA) lleva oscilando entre 95 y 125 $/t desde hace tres años y no se ha visto afectado por la situación geopolítica actual o los acontecimientos de la guerra en Irán.

El Gráfico 3 muestra la evolución de costes de referencia de generación de electricidad con gas natural y carbón en Europa. Puede observarse cómo el impacto de los acontecimientos en Irán y en el Golfo Pérsico sobre el coste de generación de electricidad con gas natural y carbón (tecnologías que suelen marcar los precios marginales en los mercados eléctricos europeos) no ha sido especialmente significativo (en un contexto de precios elevados respecto de valores medios históricos en periodos de normalidad) en comparación con los costes de generación (y, por tanto, los precios de la electricidad) que se observaron en la UE en el periodo posterior al 24 de febrero de 2022.

Gráfico 3. Costes de referencia (spot) de generación de energía eléctrica en la UE con gas natural y carbón

Fuente: extraído de Ember-energy.org el día 06/05/26 (https://ember-energy.org/data/european-electricity-prices-and-costs/).

La principal conclusión de la revisión de la evolución de los precios de los distintos productos energéticos en los últimos meses es que no pueden equiparse la situación actual y la que se generó tras la invasión de Ucrania por parte de Rusia, que llevó a los costes de la energía en Europa a máximos históricos.

Precios de la electricidad y el gas natural en España

Tras el inicio de la guerra en Irán, los incrementos de los precios spot del gas natural y la electricidad en el mercado español no han sido, hasta el momento, de la misma magnitud que los observados tras la invasión de Ucrania a finales de febrero de 2022.

En el caso de la guerra en Ucrania, además, se había observado un fuerte incremento en los precios a lo largo de los meses anteriores, durante el otoño de 2021 y las primeras semanas de 2022.

Los precios en el mercado mayorista eléctrico diario OMIE se han situado en muchos momentos en los últimos años (y, de forma continuada) desde la invasión de Ucrania, en la mitad baja de la banda de precios spot de la electricidad en la UE, incluso marcando los valores mínimos (Gráfico 4).

Esto puede explicarse por el mix de generación, con una fuerte cuota de mercado, en el caso de España, de las energías renovables convencionales (eólica y fotovoltaica), la energía hidráulica y la energía nuclear.

Gráfico 4. Evolución de los precios de la electricidad en el mercado spot en España y otros países europeos (€/MWh)

Precios medios mensuales

Precios medios diarios*

Fuente: (a) precios medios mensuales extraídos de Ember-energy.org; (b) precios medios diarios extraídos del informe mensual de OMIE correspondiente a marzo de 2026 (https://www.omie.es/sites/default/files/2026-04/informe-mensual-marzo-2026_es.pdf); * = la banda de precios en el gráfico de OMIE recoge la diferencia entre el precio máximo y mínimo en los mercados de Alemania, España, Francia e Italia.

Pese a que los precios spot de la electricidad, como hemos visto, se han situado en la parte media-baja de la banda de precios de la electricidad en Europa desde la invasión de Ucrania en febrero de 2022, el precio final que ven los consumidores no es igual de competitivo.

Esto se debe a dos razones, principalmente. En primer lugar, el precio medio final de la electricidad en el mercado mayorista español (que incluye el precio spot en el mercado diario y los precios de los ajustes posteriores en el mercado intradiario, los procesos de resolución de restricciones y los servicios complementarios) se ha visto afectado por el fuerte incremento del coste de las restricciones. Según aeléc (2026), por ejemplo, entre el 1 y el 23 de abril de 2026 el sobrecoste asociado a las restricciones técnicas (23,58 €/MWh) fue equivalente al 62% del precio medio en el mercado diario (37,90 €/MWh) y al 38% del precio final del mercado mayorista spot (61,60 €/MWh).

La “operación reforzada” del sistema que lleva a cabo el Operador del Sistema desde el apagón del 28 de abril de 2025 implica la operación en restricciones de más grupos de ciclos combinados que los que resultan casados en el mercado diario, para garantizar un mayor nivel de cobertura de generación síncrona y flexible. En la Sección 2, analizamos con más detalle el impacto de la operación reforzada del sistema eléctrico sobre los precios de la energía en España.

Por otra parte, el precio de la electricidad que ven los consumidores finales en sus facturas incluye no solo el precio mayorista final y los componentes de costes correspondientes a actividades reguladas como el transporte y la distribución de electricidad (y otras), sino también cargos adicionales no directamente asociados al suministro eléctrico (p. ej., primas a determinados tipos de generación) y diversos impuestos, como el Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica (7 %).

Gráfico 5. Evolución de los precios spot (day-ahead) del gas natural en España y otros países europeos (€/MWh)

Fuente: MIBGAS (Informe del Mercado Organizado de Gas. Febrero 2026-Marzo 2026). Extraído de https://www.mibgas.es/sites/default/files/20260421_mibgas_cam_sesion61.pdf.

¿Qué es la operación reforzada de Red Eléctrica?

Tras el apagón del 28 de abril de 2025, el Operador del Sistema, Red Eléctrica de España (REE) implementó un nuevo modo de operación del sistema, ampliamente conocido como “operación reforzada”, que se mantiene activo desde entonces.

El propio informe de REE sobre el incidente señaló que el apagón no se produjo por un problema de inercia o de frecuencia, sino por un fallo en el balance de potencia reactiva, es decir, de control de tensión. En particular, REE señala que parte de la generación sujeta a obligaciones de control dinámico (P.O. 7.4) no actuó conforme a la normativa, al no absorber la potencia reactiva requerida (REE, 2026).

Como respuesta, REE adoptó lo que ha denominado internamente operación reforzada: un modo de gestión más conservador que exige a un número mayor de centrales de ciclo combinado mantenerse arrancadas y operativas, listas para intervenir en el control de tensión ante cualquier perturbación, aunque no estén generando energía a plena capacidad (Sánchez Molina, 2025). Se trata, en esencia, de una lógica de reserva síncrona permanente: el operador acepta el coste de mantener capacidad térmica en espera a cambio de disponer de un margen de reacción inmediato frente a eventuales episodios de inestabilidad.

Un elemento relevante que señala Energía y Sociedad (2026) es que esta modalidad de operación no cuenta con respaldo explícito en los Procedimientos de Operación vigentes (el P.O. 1.1 solo contempla cuatro modos operativos: normal, alerta, emergencia y reposición) y tampoco ha sido declarada formalmente ni acompañada de criterios técnicos públicos sobre su duración o sus condiciones de aplicación. Esto genera una incertidumbre o zona gris regulatoria con implicaciones económicas relevantes para todos los agentes del mercado.

El impacto económico y el incremento en la generación con centrales de ciclo combinado

El coste económico de la operación reforzada se ha materializado principalmente a través del mecanismo de restricciones técnicas, que es el instrumento mediante el cual el operador del sistema remunera la generación movilizada fuera del mercado diario por razones de seguridad. Los datos disponibles muestran una ruptura en la tendencia de estos costes a partir de mayo de 2025; es decir, desde el día del apagón (28 de abril).

En términos unitarios, el sobrecoste de restricciones técnicas pasó de aproximadamente 9 €/MWh en mayo de 2024 a 22 €/MWh en mayo de 2025, más que duplicándose en un año (aelēc, 2025). Esta dinámica se mantuvo a lo largo de todo el periodo posterior al apagón: entre mayo y diciembre de 2025, el coste mensual medio asociado a las restricciones técnicas creció un 55 % respecto al mismo periodo del año anterior, con valores medios cercanos a 14 €/MWh y episodios puntuales que rozaron los 25 €/MWh (Energía y Sociedad, 2026). En términos agregados, el coste total de resolución de restricciones técnicas cerró 2025 en torno a los 3.770 millones de euros, lo que supone un incremento del 49 % en este año (Ojea, 2026). Según estimaciones de NERA recogidas por PwC, aproximadamente 1.000 millones de euros de ese sobrecoste corresponden al periodo comprendido entre el 28 de abril de 2025 y enero 2026 y son atribuibles directamente a la operación reforzada adoptada tras el 28A. En consecuencia, este sobrecoste seguirá aumentando mientras dicho procedimiento de operación continúe aplicándose (Energía y Sociedad, 2025).

La tecnología que ha absorbido prácticamente la totalidad de este incremento son los ciclos combinados de gas natural. Entre mayo y diciembre de 2025, la generación programada de estas centrales aumentó un 39 % respecto al mismo periodo de 2024, pasando de 20.580 GWh a 28.675 GWh (Martínez Arroyo, 2026). Este incremento no responde a una mayor demanda del mercado, sino a la necesidad de mantener potencia síncrona disponible en el sistema para garantizar el control de tensión, lo que es consistente con un mayor recurso a ciclos combinados como soporte operativo del sistema.

Esta dinámica tiene como consecuencia que, al movilizar ciclos combinados mediante restricciones técnicas, el operador puede desplazar, en determinadas horas, la generación previamente casada en el mercado diario. Este efecto puede estar asociado a un aumento de las emisiones del sistema eléctrico, así como a un posible incremento de vertidos renovables. Asimismo, introduce una divergencia entre el precio del mercado diario y el coste total del sistema, al trasladar parte de los costes al mecanismo de restricciones técnicas.

Es necesario destacar que la sustitución de producción renovable del mercado spot por generación de ciclos combinados en restricciones técnicas no modifica la casación económica del mercado diario, cuyo precio se mantiene en niveles inferiores a los del resto de países europeos. Es decir, el ingreso obtenido por todas las tecnologías de producción en el mercado diario no resulta alterado por las modificaciones de los programas de generación en restricciones técnicas, que solo son asignadas a las centrales que prestan esos servicios (ciclos combinados). Sin embargo, sí tiene un efecto directo sobre el coste total que asumen los consumidores, puesto que el sobrecoste de las restricciones técnicas se reparte proporcionalmente entre toda la demanda (i.e., las compras de electricidad).

Análisis de los datos de OMIE: desglose de los componentes del precio final

Para contrastar empíricamente la hipótesis de que la operación reforzada ha alterado los costes del sistema, se analizó el desglose mensual del precio mayorista publicado por OMIE entre enero de 2024 y marzo de 2026. Este desglose permite desagregar el precio final en sus componentes y aislar, en particular, la evolución del sobrecoste de restricciones técnicas antes y después del apagón del 28 de abril de 2025.

Como se observa en el Gráfico 6, el sobrecoste de restricciones técnicas, que se había mantenido en niveles reducidos y relativamente estables durante todo 2024, registrando un promedio de 9 €/MWh en la mayoría de los meses, experimenta un salto a partir de mayo de 2025, coincidiendo exactamente con la activación de la operación reforzada. Desde ese momento, este componente se consolida en una banda superior, con valores que no han vuelto a los niveles previos al incidente.

Al mismo tiempo, el precio del mercado diario experimenta una caída pronunciada desde los máximos de principios de 2025 (que llegaron a superar los 100 €/MWh) hasta situarse por debajo de los 50 €/MWh en los meses centrales del año, lo que hace que ambas variables evolucionen en sentidos opuestos: mientras el precio de mercado se modera, el sobrecoste de restricciones crece. Este patrón es consistente con la hipótesis de que la operación reforzada podría comprimir el precio del mercado diario (al desplazar renovables baratas que ya habían casado), mientras traslada el coste real del sistema al mecanismo de restricciones, fuera de la señal del mercado.

Gráfico 6. Precio del mercado diario, sobrecoste de las restricciones y precio total (mensual, EUR/MWh)

Fuente: OMIE y elaboración propia.

Gráfico 7. Desglose porcentual de los componentes del precio mayorista (mensual)

Fuente: OMIE y elaboración propia.

En el Gráfico 7 se presenta el desglose porcentual de todos los componentes del precio, lo que permite dimensionar el peso relativo que ha ganado el sobrecoste de las restricciones en la estructura del precio final.

Adicionalmente, se estimó un modelo de regresión lineal simple en el que la variable dependiente es el sobrecoste de restricciones en €/MWh y la variable explicativa es una variable binaria que toma el valor 1 para los meses posteriores al apagón del 28A y 0 para los anteriores.

Antes de abril de 2025, este componente representaba en promedio un 11,8 % del precio total, con meses en los que su peso apenas superaba el 7-8 %. Después del apagón, su peso promedio asciende al 25,4 % del precio total, alcanzando el 57 % en este mismo mes. Esta recomposición se produce, además, en un contexto en el que el precio total medio del sistema cae de 92,23 €/MWh antes del 28A a 76,29 €/MWh después, lo que podría interpretarse como una mejora para el consumidor, pero que en realidad refleja el traspaso (pass-through) del coste del precio de mercado diario al sobrecoste de las restricciones.

El coeficiente asociado al periodo post-apagón es de 7,21 €/MWh (p < 0,001), lo que indica que, en promedio y controlando por el resto de la variabilidad de la serie, la operación reforzada se asocia a un sobrecoste adicional de restricciones técnicas de más de 7 €/MWh.

Este resultado no establece causalidad en sentido estricto (otros factores, como el precio del gas, la disponibilidad hidráulica o la demanda, también pueden influir en el sobrecoste de las restricciones), pero sí ofrece una primera evidencia de que el cambio operativo de REE tras el 28A constituye un punto de ruptura estadísticamente significativo en la serie de costes del sistema asociados a las restricciones.

Análisis de los datos de ESIOS: restricciones y generación de las centrales de ciclo combinado

Las series de energía asignada en restricciones técnicas, Fase I y Fase II, recogen el volumen de energía que el operador del sistema moviliza fuera del mercado diario para garantizar la viabilidad técnica del programa de generación. La Fase I corresponde a la resolución de restricciones identificadas en el Programa Diario Base de Funcionamiento (PBF), mientras que la Fase II recoge los ajustes realizados en tiempo real para el reequilibrio posterior entre generación y demanda, tal y como establece el P.O.-3.2. Ambas fases constituyen, en conjunto, el denominado por REE como mercado de seguridad del diario.

Como se observa en el Gráfico 8, la energía total gestionada mediante restricciones técnicas aumenta a partir de mayo de 2025, lo cual coincide con la activación de la operación reforzada. Este incremento no responde a un episodio puntual, sino que se mantiene durante todos los meses posteriores al apagón. Los promedios diarios ilustran la magnitud del cambio: la energía asignada en Fase I pasó de 32.946 MWh de media diaria antes del apagón a 66.930 MWh después, lo que supone prácticamente duplicar el volumen de energía intervenida. La Fase II registra una evolución simétrica, pasando de -32.946 MWh a -66.932 MWh en promedio diario.

Gráfico 8. Energía asignada en restricciones técnicas Fase I y Fase II (diario, MWh)

Fuente: e-sios y elaboración propia.

Gráfico 9. Coste de solución de restricciones técnicas (diario, euros)

Fuente: e-sios y elaboración propia.

El coste diario de resolución de estas restricciones sigue una trayectoria análoga, con niveles sistemáticamente superiores a los registrados en el mismo periodo de 2024, como puede verse en el Gráfico 9. El impacto económico es contundente: el coste diario medio de resolución de restricciones técnicas aumentó de 3,57 millones de euros antes del 28A a 9,49 millones de euros después, un incremento del 166 % que se traslada directamente al sobrecoste de restricciones que soportan los consumidores. También se analizan las series de generación programada de ciclos combinados en dos horizontes distintos: el PBF, que recoge la generación casada en el mercado diario antes de la resolución de restricciones (Gráfico 10), y el Programa Viable Provisional (PVP), que incorpora las modificaciones introducidas por el operador del sistema para resolver las restricciones técnicas identificadas por criterios de seguridad, así como el reequilibrio posterior entre generación y demanda (Gráfico 11).

La diferencia entre ambas series puede interpretarse como un indicador del ajuste neto introducido por el operador del sistema sobre la generación de ciclos combinados tras el mercado diario. Este ajuste refleja, principalmente, la activación o reducción de estos grupos en el proceso de resolución de restricciones técnicas, aunque también incorpora efectos derivados del reequilibrio global del sistema.

Tal y como se muestra en el Gráfico 12, antes del 28A, esta diferencia oscilaba principalmente entre 0 y 40.000 MWh, con un promedio diario de 23.303 MWh. A partir de mayo de 2025, la brecha entre PVP y PBF se amplía de forma persistente: los valores se desplazan hacia una banda entre 20.000 y 80.000 MWh, con episodios que superan los 100.000 MWh, y el promedio diario casi se triplica hasta alcanzar los 60.034 MWh.

Gráfico 10. Generación programada PBF ciclo combinado (diario, MWh)

Fuente: e-sios y elaboración propia.

Gráfico 11. Generación programada PVP ciclo combinado (diario, MWh)

Fuente: e-sios y elaboración propia.

Gráfico 12. Diferencia diaria entre generación programada PVP y PBF de ciclo combinado (MWh)

Fuente: e-sios y elaboración propia.

La guerra en Irán, iniciada a finales de febrero de 2026, ha vuelto a poner el foco de la preocupación de las autoridades políticas y regulatorias en los costes de la energía.

La Comisión Europea estima que, desde el inicio del conflicto en Oriente Próximo, el coste de las importaciones de energía de origen fósil ha aumentado en unos 24.000 M€, con un impacto directo sobre el sector energético y, especialmente, sobre los consumidores de energía (hogares, pymes y empresas industriales intensivas en energía) (European Commission, 2026a).

El incremento en el precio del gas natural tiene, además, un impacto directo sobre los precios de la electricidad en la mayoría de los sistemas eléctricos nacionales en la UE, en la medida en que la generación con gas natural es la tecnología marginal en el mercado en muchos momentos, especialmente en las situaciones de escasez relativa de generación.

Esto ha motivado que en algunos países, como Italia o Austria, haya vuelto a abrirse recientemente el debate sobre la idoneidad del diseño actual del mercado eléctrico y sobre la conveniencia de realizar intervenciones regulatorias para reducir las facturas energéticas (Hirth, 2026).

El cambio en el contexto global respecto de la situación previa a la reforma del diseño del mercado eléctrico de finales de 2024, sin embargo, no cambia las implicaciones y los efectos negativos de intervenir los mercados eléctricos.

En esta sección revisamos primero cuáles son estos efectos perniciosos para posteriormente recordar cuál es la “receta” óptima para reducir los costes de la energía en las facturas de los consumidores finales. En la parte final de la sección, revisamos las medidas que está adoptando la Unión Europea y que, en general, están alineadas con esa solución estándar.

Efectos perniciosos de intervenir los mercados eléctricos

Intervenir un mercado con medidas orientadas a establecer topes de precios o subsidios a la generación (como el "tope del gas" o "excepción ibérica") genera distorsiones en los resultados del mercado que dan lugar a ineficiencia productiva y asignativa y a impactos medioambientales negativos, en el corto plazo, y a ineficiencia dinámica (i.e., inversiones ineficientes en el parque de generación), en el medio y largo plazo (Fernández Gómez, 2023; Eurelectric, 2026a; Hirth, 2026).

La ineficiencia productiva se genera porque la energía generada para cubrir la demanda de electricidad no se produce al mínimo coste. Esto es así porque, al alterarse el orden de mérito (i.e., la competitividad relativa de las distintas tecnologías de generación), entran en el programa de generación algunas centrales con costes variables más elevados que algunas centrales que quedan fuera de la casación del mercado y de los programas finales. Es decir, aumenta el coste de generación. El impacto será mayor, en general, cuanto mayor sea el subsidio a centrales, como los ciclos combinados, que operan en el entorno de la “zona marginal” del mercado (i.e., cuyos costes de generación están en el entorno de los precios de equilibrio en el mercado).

La alteración de la casación que se hubiera producido en ausencia de subsidios a la generación puede dar lugar también a la necesidad de que el Operador del Sistema utilice un mayor volumen de energía para resolver potenciales restricciones técnicas, incrementando el coste total de generación.

La ineficiencia asignativa se produce porque el impacto de las medidas de intervención (topes de precios o subsidios a la generación) modifican el precio de equilibrio del mercado, que se separa del coste marginal de generación en el sistema. Esto tiene un impacto sobre el consumo de electricidad: precios más bajos tenderán a incrementar la demanda de una manera ineficiente (i.e., se consumirá más electricidad que la que sería “socialmente óptima” teniendo en cuenta el coste de generar dicha electricidad). El efecto puede ser especialmente pernicioso si aumenta el consumo eléctrico en las horas con mayor escasez de generación (e.g., horas punta) y en las que la cobertura de la demanda implica la utilización de centrales con mayores costes de generación.

En el corto plazo, se generan impactos medioambientales negativos como consecuencia de las medidas de intervención en el mercado. Incentivar, mediante subsidios, la generación con gas natural implica sustituir otras fuentes de generación (p. ej., energía hidráulica o centrales de cogeneración) que no emiten CO₂ (o emiten menos) al producir electricidad.

Además, la necesidad de recuperar los costes de las medidas de intervención puede suponer sobrecostes en las facturas de los consumidores finales que generan distorsiones adicionales en las señales económicas que dirigen las decisiones sobre el consumo de electricidad.

Todos estos efectos tuvieron lugar tras la intervención del precio del gas natural en el mercado español tras la guerra de Ucrania. El llamado “tope del gas” dio como resultado un incremento de la producción de las centrales de gas, un mayor coste de generación, mayor consumo de gas, mayores niveles de emisiones de CO₂, un incremento de las exportaciones de electricidad a Francia e impactos no deseados en las facturas (i.e., el llamado “ajuste de gas”), entre otras consecuencias negativas –ver Ibáñez de Aldecoa Fuster (2022), Fernández Gómez (2022a, 2023), Hidalgo-Pérez et al. (2022, 2024)--.

Adicionalmente, se produjo otro efecto indirecto (de origen regulatorio) en España. Las instalaciones de generación renovable puestas en servicio antes de 2013 reciben un complemento retributivo, a través de los cargos incorporados en la factura eléctrica, que permite garantizar una rentabilidad del 7,39% sobre el valor de inversión. Esta retribución es complementaria a los ingresos de mercado: si las instalaciones reciben bajos ingresos del mercado, se incrementan las primas complementarias futuras, mientras que si los ingresos de mercado se incrementan, se reducen estas primas. El “tope al gas” redujo los precios de mercado y, por tanto, los ingresos de estas instalaciones, lo que ha obligado a elevar las primas complementarias desde 2026. Esto supone un incremento de coste que se suma al sobrecoste de la operación reforzada.

La situación geopolítica en la primera parte de 2026, especialmente tras el bloqueo del estrecho de Ormuz que siguió al inicio de la guerra en Irán el 28 de febrero de 2026, ha dado lugar a un incremento significativo en los precios de la energía.

Esto ha generado en algunos países de Europa (como Italia o Austria) un nuevo debate, similar al que tuvo lugar en el periodo 2022-2024, sobre la idoneidad de intervenir los mercados energéticos con el objetivo de contener los precios de la energía, tanto para hogares como para las empresas, especialmente, las empresas industriales intensivas en energía.

En el caso de España (pero también en el caso de la mayor parte de los mercados energéticos en la UE), el impacto de la crisis actual es significativamente menor que el de la crisis de precios energéticos que siguió a la invasión de Ucrania por parte de Rusia (que, por otra parte, venía gestándose desde muchos meses antes).

La conclusión del análisis realizado en este artículo es que no es una buena idea ni tiene sentido plantear en el momento actual una intervención del mercado eléctrico español, pudiendo atacarse los potenciales incrementos en los costes energéticos derivados de la guerra de Irán a través de medidas fiscales y otras medidas de apoyo a consumidores vulnerables que eviten los efectos perniciosos de las intervenciones de precios sobre la eficiencia a corto, medio y largo plazo del mercado eléctrico.

Diversas razones dan soporte a esta idea.

En primer lugar, la crisis actual de precios de la energía, ligada a la guerra en Irán, iniciada el 28 de febrero de 2026, no es comparable a la del periodo 2021-2023 que cubrió, aproximadamente, los meses anteriores y el año y medio posterior a la invasión de Ucrania por parte de Rusia en febrero de 2022. Los precios no se han incrementado de manera similar y, además, otros factores mitigan los efectos del incremento actual de precios (p. ej., la exposición de los consumidores con tarifas reguladas es menor, por el menor número de consumidores acogidos a ellas y porque el PVPC está menos afectado por las variaciones de los precios spot). Por otro lado, no ha habido necesidad, por el momento, de activar otras medidas fiscales de urgencia que se activaron de manera temporal durante la crisis de 2021-2023.

En segundo lugar, en el caso de los costes de la energía en España, además de los factores estructurales conocidos (sobrecostes en la factura no ligados al suministro eléctrico, elevado peso de la fiscalidad…), debe señalarse que un inductor importante de la subida de los costes de la energía en el último año es la “operación reforzada” del sistema eléctrico por parte del Operador del Sistema tras el apagón del 28 de abril de 2025. La “operación reforzada” del sistema eléctrico supone una “anomalía” en el caso del mercado eléctrico español, motivada por un amplio número de factores que no tienen que ver con el diseño o el funcionamiento del mercado eléctrico (Gobierno de España, 2025; ICS Investigation Expert Panel, 2026).

En tercer lugar, tal y como predicen la teoría económica sobre los mercados de electricidad y multitud de estudios académicos, el “diseño marginalista” del mercado eléctrico: (a) inducen eficiencia energética, pues los precios reflejan la escasez de generación en el corto, medio y largo plazo; (b) facilitan las inversiones en energías renovables; (c) reducen las emisiones de gases de efecto invernadero; (d) contribuyen a poner en valor la flexibilidad de todos los recursos energéticos; (e) fomentan la innovación a través de la competencia en los mercados mayorista y minorista; y (f) ofrecen señales adecuadas al mantenimiento de capacidad de respaldo y flexible que permita avanzar en la penetración de las energías renovables y en la descarbonización del sistema eléctrico –ver la revisión de literatura realizada en Fernández Gómez (2020)—.

Intervenir el mercado eléctrico con medidas orientadas a fijar precios u otorgar subsidios a determinadas tecnologías de generación (como fue el caso del "tope del gas" o "excepción ibérica") genera distorsiones en los resultados del mercado que dan lugar a ineficiencia productiva y asignativa y a impactos medioambientales negativos, en el corto plazo, y a ineficiencia dinámica (i.e., inversiones ineficientes en el parque de generación), en el medio y largo plazo (Fernández Gómez, 2023; Eurelectric, 2026a; Hirth, 2026).

En cuarto lugar, debe comentarse que la “receta estándar”, con consenso amplio y creciente en la actualidad en la Unión Europea, para reducir las facturas eléctricas de hogares, consumidores vulnerables y empresas industriales (especialmente, las intensivas en energía) implica, esencialmente: (1) reducir la fiscalidad sobre la energía eléctrica (incluyendo el IVA y otros impuestos que graven la electricidad); (2) eliminar de las facturas sobrecostes no directamente asociados con el suministro de energía eléctrica (p. ej., relacionados con políticas medioambientales o sociales) y financiarlos utilizando esquemas alternativos; y (3) corregir la fiscalidad de la electricidad y de otros combustibles de origen fósil teniendo en cuenta el principio “quien contamina, paga”. Además, la UE pone a disposición de los Estados miembros mecanismos y herramientas ágiles para ofrecer soporte (p. ej., mediante ayudas directas) a la industria intensiva en energía, evitando que el incremento de precios de la energía deteriore su competitividad en un contexto complejo.

En quinto lugar, en el caso de España esa receta es perfectamente aplicable. El Gobierno debería adoptar a corto plazo medidas orientadas a eliminar de las facturas eléctricas costes no directamente relacionados con el suministro de energía eléctrica (ver el artículo citado en el segundo comentario). Y debería tener en cuenta que una parte de los costes actuales de los consumidores eléctricos están relacionados con la “operación reforzada” del sistema, que implica un incremento significativo en el volumen de restricciones técnicas y su coste, agravado adicionalmente por el incremento en el precio del gas natural.

El RDL 7/2026 avanza parcialmente en la reducción (de manera temporal) de la fiscalidad de la energía, actuando simultáneamente sobre todas las energías, no solo la electricidad. Sin embargo, no avanza en la reducción de la diferencia estructural de carga impositiva que penaliza notablemente a la electricidad frente al gas. Además, la reversión total de las medidas fiscales sobre la electricidad (parcial en el caso del gas) y el mantenimiento de la reducción fiscal para combustibles (a partir del 1 de junio) ahondan en la penalización relativa de la electricidad frente a otros combustibles.

Por otro lado, a corto y medio plazo, cabe preguntarse hasta qué punto la “operación reforzada” es técnicamente justificable, qué nivel de sobrecoste por este tipo de operación del sistema es aceptable, quién y cómo se paga este tipo de costes y durante cuánto tiempo. Esta discusión está muy relacionada con el diseño, definición y remuneración de servicios de ajuste y complementarios (restricciones, control de voltaje y tensión, servicios auxiliares en el muy corto plazo) y otras cuestiones normativas y regulatorias.

En todo caso, la defensa de la competitividad de las empresas industriales y el control de los costes energéticos a los que se enfrentan debe suponer la eliminación de distorsiones sobre las señales de precios en el mercado mayorista que impidan que reflejen los costes reales de generación y que tienen un impacto negativo sobre las decisiones de producción, operación y consumo en el corto plazo, sobre el funcionamiento de los mercados a plazo (elemento fundamental de un sistema eléctrico eficiente) y sobre las decisiones de inversión y la planificación del sistema a medio y largo plazo.

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