Lecciones de 2022 para sobrevivir a la crisis de Ormuz

El contexto actual: un peligroso déjà vu energético

Justo cuando parecía que la crisis energética entraba en su fase final en Europa, ante unas expectativas de sobreoferta de gas y una clara tendencia bajista de los precios, la realidad geopolítica nos ha vuelto a golpear. El inicio de la guerra en Irán y el consiguiente bloqueo del estrecho de Ormuz no solo han sacudido el mercado del petróleo, sino que han provocado un nuevo shock sin precedentes en los mercados internacionales de gas natural.

Para los consumidores y la industria europea, este escenario es un peligroso déjà vu de la crisis de 2021–2023. Una vez más, el diseño del mercado eléctrico europeo —basado en un sistema marginalista— ha dejado al descubierto su gran talón de Aquiles: cuando el gas natural se dispara, los ciclos combinados encarecen la electricidad al ser la tecnología que suele marcar el precio del mercado diario.

Si bien la alta integración renovable en la península ibérica, junto con la gran cantidad de reserva hidroeléctrica almacenada, está atenuando este efecto (al menos en el mercado diario), no está sucediendo lo mismo en mercados más dependientes del gas natural, como Italia y el centro-norte de Europa.

El debate del “desacople”: la propuesta de Italia y el laboratorio español

Ante esta nueva emergencia, países como Italia han alzado la voz recientemente, exigiendo medidas urgentes y drásticas para desligar el precio del gas de la casación eléctrica, y así proteger a sus consumidores interviniendo el mercado antes de que los precios destruyan la demanda.

Gráfica 1 — Divergencia del precio español frente al europeo durante la Excepción Ibérica.

Pero antes de que Europa invente un nuevo mecanismo de urgencia, conviene mirar hacia atrás. Hace apenas cuatro años, el sistema ibérico ya funcionó como el gran laboratorio europeo del “desacople” al implementar la famosa Excepción Ibérica (o mecanismo del tope al gas).

Aquel mecanismo, aprobado de urgencia debido al aislamiento de la Península por su condición de “isla energética”, no intervino el mercado gasista, sino que operó en las tripas del mercado eléctrico (OMIE):

• Obligó a las centrales de gas a ofertar con un precio máximo de referencia (un tope ficticio), hundiendo artificialmente el precio del mercado diario.
• A cambio, instauró un sistema de compensación (el “ajuste”), que repartía entre los consumidores la diferencia entre el coste real del gas y ese tope ficticio para que los generadores no operaran a pérdidas.

¿Cuál fue el marco teórico del mecanismo?

Para entender cómo impacta en el precio de la electricidad la limitación del precio del gas, merece la pena entender cómo los ciclos combinados, y otras centrales térmicas, calculan su coste marginal para ofertar en el mercado diario.

El objetivo de un ciclo combinado es asegurar que el precio de venta cubra sus costes variables, logrando un margen positivo, conocido técnicamente como Clean Spark Spread. La fórmula para calcular su coste marginal es:

Coste marginal  =  (Precio gas + Factor de emisión · Precio CO₂) / Rendimiento térmico  +  Coste O&M

Considerando un rendimiento del 55 % de los ciclos combinados, cada euro de más en el precio del gas representa casi dos euros (1,82 €) en el coste marginal. Si el 1 de enero de 2021 el precio del gas fue de 20,5 €/MWh, y el 31 de diciembre de 2021 fue de 76 €/MWh, los ciclos combinados necesitaron ≈ 100 €/MWh más para cubrir sus costes, incrementando el precio marginalista de todas las horas en que casaron para toda la energía casada.

Por poner un ejemplo práctico, si asumimos un coste del CO₂ de 65 €/t, un factor de emisión de 0,2 t/MWh térmico, un rendimiento del 55 % y un coste de O&M de 2,5 €/MWh eléctrico, el precio de la oferta de un ciclo combinado variaría:

• 01/01/2021: MIBGAS a 20,5 €/MWh → OMIE a 63,4 €/MWh
• 31/12/2021: MIBGAS a 76 €/MWh → OMIE a 164,3 €/MWh

En una hora concreta en la que hubiera 30.000 MWh generados en el sistema repartidos en las siguientes tecnologías:

El incremento de coste para el sistema sería de 3 millones de euros (30.000 MWh × (164,3 − 63,4) €/MWh), que se repartiría entre todas las tecnologías que han casado su energía. Este sobrecoste viene originado por un sobrecoste en la generación de las plantas de gas que representa 250 mil euros por incremento del coste de su combustible. Topar el precio del gas pretendía que la demanda solo pagara ese sobrecoste a las centrales dependientes del precio del gas, y no a todos los generadores del sistema.

Gráfica 2 — El efecto multiplicador del precio del gas en el coste marginal de los CCGTs.

¿Qué impacto tuvo en el precio de la energía eléctrica?

Los datos hablan por sí solos. Antes del 15 de junio de 2022, el precio del mercado diario en España iba prácticamente de la mano de Francia y Alemania: en el primer semestre de 2022 los tres países promediaron entre 178 y 222 €/MWh, con España en una posición intermedia. La Excepción Ibérica entró en vigor el 15 de junio y, casi de un día para otro, los precios de la Península y del centro de Europa se separaron de forma espectacular.

Durante los 18 meses que duró el mecanismo (15-jun-2022 a 31-dic-2023), el precio promedio en el mercado diario fue:

• España: 103 €/MWh
• Francia: 176 €/MWh (+73 €/MWh frente a España)
• Alemania: 161 €/MWh (+58 €/MWh frente a España)

Y la diferencia se hizo abismal en el momento álgido de la crisis. En agosto de 2022, con el MIBGAS rozando los 240 €/MWh, hubo días en los que Francia llegó a estar más de 500 €/MWh por encima de España en el mercado diario. La Península se convirtió, literalmente, en una isla de precios bajos en una Europa eléctricamente incendiada.

Ese diferencial sin precedentes aumentó las exportaciones a Francia, que alcanzaron los 13,4 TWh en 2022 —el mayor saldo exportador de la historia frente al país vecino— y la interconexión llegó a estar saturada en sentido exportador el 100 % de las horas en julio y el 99 % en agosto. Esos márgenes extraordinarios generaron incentivos igualmente extraordinarios.

Dos años después, ese contexto ha tenido desenlace en forma de tres expedientes sancionadores. A finales de 2024, la CNMC impuso multas a Axpo Iberia (1,5 M€), Neuroenergía (1,08 M€) y Gesternova (6 M€) por presuntamente manipular el mercado intradiario continuo —el mecanismo europeo que asigna por orden de llegada la capacidad transfronteriza que queda libre tras el mercado diario— precisamente en sesiones celebradas durante el periodo de aplicación del tope al gas. Según la CNMC, los tres operadores habrían emitido y retirado órdenes de venta sin intención real de ejecutarlas, con el objetivo de obtener una posición ventajosa para colocar sus ventas reales a través de la frontera con Francia. Las tres sanciones, tipificadas como infracciones graves del Reglamento europeo REMIT, han sido recurridas por las compañías, que defienden que se trata de una práctica de optimización legítima. Sea o no sea finalmente confirmada cada multa, el caso ilustra un efecto colateral poco discutido del mecanismo (y en general de cualquier intervención de los mercados): un tope artificialmente bajo en un lado de una frontera saturada genera incentivos enormes para capturar el spread, y el regulador acabó persiguiendo conductas que, sin la Excepción Ibérica, probablemente habrían pasado desapercibidas por falta de margen para que valieran la pena.

A partir del 20 de febrero de 2023, sin embargo, el MIBGAS cayó por debajo del precio de referencia del tope y el mecanismo dejó de aplicarse en la práctica: el ajuste fue cero durante todo el resto del año, aunque la norma siguió formalmente vigente hasta el 31 de diciembre de 2023.

El precio que no se ve: el ajuste y la convergencia oculta

La gráfica anterior, sin embargo, solo cuenta la mitad de la historia. El precio del mercado diario que publica OMIE no es lo que pagaron los consumidores acogidos al mecanismo (PVPC y la mayoría de contratos de mercado libre firmados o renovados desde el 26 de abril de 2022). Sobre ese precio había que sumar el ajuste: la compensación que los consumidores debían transferir a las centrales de gas y carbón para que no operaran a pérdidas.

Cuando se pone todo sobre la mesa —precio mayorista más ajuste estimado—, el resultado sigue siendo claro pero menos espectacular:

En el segundo semestre de 2022, en plena tormenta perfecta, el coste “todo incluido” en España fue de unos 159 €/MWh frente a los 303 €/MWh de la media de Francia y Alemania. Es decir, un ahorro neto del orden de 140 €/MWh para el consumidor ibérico, incluso después de pagar el ajuste. La medida fue, en términos cuantitativos, un éxito: el coste total de la compensación se autorizó por hasta 8.400 millones de euros entre España y Portugal, pero el ahorro generado en el resto del mercado fue varias veces superior. Esto era posible por una sencilla cuestión de volumen: el ajuste solo se paga por la energía que se genera con gas, mientras que el ahorro del precio marginal se aplica a toda la energía casada.

La doble paradoja: el CCGT subió, la cogeneración se desplomó

Si solo se mira el impacto en el bolsillo del consumidor, la valoración es positiva. Pero el mecanismo tuvo dos efectos secundarios incómodos para una política energética que, recordemos, busca acelerar la descarbonización.

Gráfica 4 — Energía casada en mercado diario por tecnología y la doble paradoja CCGT vs cogeneración.

Al estallar la crisis de precios, los ciclos combinados casi triplicaron su volumen casado en 2022 (de 19,1 TWh en 2021 a 46,7 TWh en 2022), llegando a marcar picos de cuota del 27,5 % en agosto de 2022. Es decir, el tope al gas, paradójicamente, aumentó la generación con gas justo cuando la prioridad climática era reducirla. Hay tres motivos que lo explican:

1. Subvención implícita a la operación de los CCGTs. Al no asumir el coste real del combustible, los ciclos combinados podían ofertar a coste variable más bajo y resultaban casados con más frecuencia.
2. Exportaciones masivas a Francia. Con un parque nuclear francés en sus mínimos históricos por problemas de corrosión y mantenimiento, y unos precios europeos disparados, España pasó de importador neto a gran exportador de electricidad a través de la interconexión pirenaica. Esa energía adicional había que generarla, y lo hicieron mayoritariamente los CCGTs (las llamadas rentas de congestión fueron, en parte, devueltas al consumidor para mitigar este efecto).
3. Sequía y baja hidraulicidad. El verano de 2022 fue uno de los peores en producción hidroeléctrica de la última década, lo que dejó a los CCGTs como única reserva flexible disponible.

La otra cara de la moneda fue mucho menos comentada en los medios pero igual de relevante: la cogeneración se desplomó. Pasó de 27,4 TWh casados en 2021 a 19,0 TWh en 2022 (–31 %) y nunca recuperó el nivel previo, quedándose en 18,7 TWh en 2023. La cuota de la cogeneración sobre la energía casada cayó de un 10,7 % medio antes del tope a apenas un 6,8 % de media durante el mecanismo, con suelos por debajo del 3 % en otoño de 2022.

En otras palabras, el mecanismo cumplió su objetivo económico (proteger al consumidor) pero a costa de un efecto físico contrario al ideal climático: peor mix, más emisiones y menos eficiencia.

Lecciones para Europa: lo que la Excepción Ibérica enseña, y lo que no

Cuatro años después, la experiencia ibérica permite extraer cinco enseñanzas que conviene tener presentes antes de replicar mecanismos similares:

1. Funciona, pero solo en condiciones muy específicas. El éxito ibérico se apoyó en una combinación difícilmente replicable: alta penetración renovable, importante reserva hidráulica, y una baja interconexión con Centroeuropa que actuó como aislante natural frente a “fugas” del ahorro. Italia, con casi el doble de cuota CCGT y una posición de cruce europeo, no tiene esas condiciones.
2. El carácter temporal fue parte del éxito. La Excepción Ibérica funcionó precisamente porque era un mecanismo de emergencia con fecha de caducidad. Una intervención estructural altera permanentemente las señales económicas, desincentiva la inversión renovable y crea dependencia política del propio mecanismo.
3. La intervención del precio nunca es gratis. Los 8.400 millones autorizados para España y Portugal fueron solo la parte visible: el aumento de la generación con gas, las exportaciones subvencionadas a Francia y la mayor exposición a la volatilidad del MIBGAS son costes reales, aunque no aparezcan en ningún BOE.
4. La interconexión y las rentas de congestión cambian el cálculo. En 2022, la interconexión con Francia transfirió parte del beneficio del mecanismo a un país que no lo financiaba. Cualquier futura “excepción” europea tendrá que diseñar de origen un mecanismo de reparto de esas rentas o aceptar la fuga.
5. La protección estructural no pasa por intervenir el marginalista, sino por reducir la exposición al gas. Más renovables, más almacenamiento (hidráulico, baterías, hidrógeno), más respuesta de demanda y, en el caso italiano específicamente, una aceleración del despliegue solar y eólico onshore-offshore. Eso es lo que hace que España hoy resista mejor el shock de Ormuz que Italia o Alemania, y no la posibilidad de volver a aplicar un tope al gas.

Y entonces, ¿qué hacer ante Ormuz?

La crisis del estrecho de Ormuz no es la crisis de 2022. Hoy Europa parte con almacenes de gas mejor gestionados (España rondando el 68 %, frente al 24 % de Alemania), una interconexión gasista mucho más diversificada y un plan AccelerateEU que coordina compras conjuntas de GNL con Japón y Corea del Sur. Los precios actuales del TTF, en el entorno de 40–45 €/MWh, están lejos del pánico de agosto de 2022.

Pero la lección de la Excepción Ibérica no es que haya que repetirla, sino más bien al contrario: fue la mejor solución posible para un país que no había hecho los deberes a tiempo. El verdadero blindaje frente al próximo Ormuz, al próximo Putin, o al próximo cisne negro geopolítico, no son los topes ni los reembolsos. Son los gigavatios renovables instalados antes de que llegue la crisis, los gigavatios-hora de almacenamiento dispuestos para arbitrar la volatilidad y una demanda que pueda flexibilizarse en horas críticas.

Si Italia, Alemania o cualquier otro Estado miembro acaban replicando algún tipo de mecanismo en los próximos meses, lo importante será que recuerden algo que se olvida con facilidad: la Excepción Ibérica funcionó, pero tuvo fecha de caducidad por una buena razón. Confundir un parche de emergencia con una política estructural es la receta más segura para que la próxima crisis nos pille, otra vez, sin haber hecho los deberes.

Nil Domènech  | Head of Advanced Energy Solutions