La respuesta corta
La excepción ibérica fue un tope al precio del gas natural usado por las centrales de ciclo combinado peninsulares. Estuvo vigente del 15 de junio de 2022 al 31 de diciembre de 2023. Para un hogar PVPC medio (2.500 kWh/año) el ahorro acumulado durante esos 18 meses estuvo entre 150 € y 400 €, según consumo real y franjas. Por encima de eso, la medida supuso un coste de compensación a generadores que se pagó vía facturas pero amortiguado por otras medidas.
El contexto: marzo-junio 2022
A raíz de la invasión rusa de Ucrania (24 febrero 2022), el precio europeo del gas natural TTF se disparó de 80 €/MWh a más de 200 €/MWh en pocas semanas. El sistema marginalista del mercado eléctrico trasladó esa subida directamente al precio mayorista de la electricidad: en marzo 2022 el precio medio OMIE peninsular fue de 283,30 €/MWh, casi 6× la media de los años anteriores.
España y Portugal pidieron a la Comisión Europea una excepción temporal de aplicación marginalista por su escasa interconexión eléctrica con el resto de la UE (apenas 3-5% de capacidad). La excepción se aprobó el 8 de junio 2022 y se transpuso en el Real Decreto-ley 10/2022, de 13 de mayo, con efectos desde el 15 de junio.
Cómo funcionaba el mecanismo
El RDL fijó un precio máximo al gas que las centrales de ciclo combinado podían trasladar al pool eléctrico:
- 15 junio - 14 diciembre 2022: 40 €/MWh los primeros 6 meses.
- A partir del 15 de diciembre 2022: subida progresiva de 5 €/MWh por mes, hasta llegar a 70 €/MWh.
- En la práctica, la escala definitiva alcanzó 65-70 €/MWh durante 2023 con algunos ajustes.
Cuando el precio real del gas TTF estaba por encima del tope, la diferencia se compensaba a los generadores. El coste de esa compensación NO desaparecía: se cargaba en las facturas eléctricas de los consumidores acogidos al PVPC y a tarifas indexadas, mediante un "ajuste por compensación" que aparecía como concepto en la factura.
La trampa: en horas en las que el ciclo combinado fijaba el precio (≈ 50-70% de las horas en 2022), el mayorista resultante era mucho menor que sin tope. En horas en las que la marginal era renovable o nuclear, el ajuste no se aplicaba.
La cifra real del ahorro
Según la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC) y el MITECO, durante el período junio 2022 - mayo 2023 el mecanismo redujo el precio mayorista medio en torno a 45-60 €/MWh frente a un escenario contrafactual sin tope.
Aplicado a un hogar PVPC tipo:
| Variable | Valor | |---|---:| | Consumo medio anual | 2.500 kWh | | Consumo medio 18 meses (jun 2022 - dic 2023) | 3.750 kWh | | Ahorro estimado por kWh consumido (componente energía) | 4-7 céntimos/kWh netos | | Ahorro acumulado total | 150 - 260 € |
El rango varía mucho según:
- Patrón horario del consumidor: más consumo en franjas en las que el ciclo combinado marcaba precio = más ahorro.
- Tipo de tarifa: solo PVPC y tarifas libres indexadas se beneficiaron directamente. Tarifas fijas no notaron diferencia inmediata (renegociaban a la baja al renovar).
- Mes del año: el invierno 2022-2023 fue donde el ahorro fue mayor en términos absolutos por mayor consumo.
Por qué no fue gratis
El coste total del mecanismo entre junio 2022 y diciembre 2023 ascendió a aproximadamente 5.000 millones de euros según estimaciones del MITECO. De esos:
- ~75% lo pagaron los consumidores PVPC e indexados vía el "ajuste por compensación" en sus facturas.
- ~25% lo financió el Estado con cargo a beneficios extraordinarios de empresas energéticas (impuesto temporal aprobado por la Ley 38/2022).
El resultado neto para el consumidor PVPC fue positivo (ahorró más en mayorista de lo que pagó en ajuste), pero menor que la cifra bruta del descuento.
Por qué se acabó el 31 de diciembre de 2023
La Comisión Europea aprobó la excepción como medida temporal. La prórroga del 31/12/2023 ya no se solicitó porque:
- El precio europeo del gas (TTF) bajó por debajo del tope vigente del mecanismo. En diciembre 2023, el TTF estaba en torno a 35 €/MWh, por debajo del techo del mecanismo (~65 €/MWh). El tope ya no operaba en la práctica.
- La situación geopolítica se había estabilizado parcialmente.
- La nueva reforma europea del diseño de mercado eléctrico (aprobada en 2024) ofrecía instrumentos permanentes (CfD de protección, mercados de capacidad) más estructurales.
Lecciones para el debate
- El mecanismo funcionó como amortiguador: redujo el precio del pool en una crisis y limitó la transferencia de renta a generadores.
- No es gratis: el descuento bruto se paga, parcialmente, en otra línea de la misma factura.
- Requiere baja interconexión: la Comisión solo lo autorizó porque España-Portugal tienen poca capacidad eléctrica hacia Francia (≈ 2,8 GW). Países muy interconectados no podrían aplicar algo similar sin reformar también el mercado europeo.
- Lo que vendrá: la reforma del mercado eléctrico europeo de 2024 establece CfD bidireccionales como herramienta permanente para acotar precios mayoristas extremos. La excepción ibérica fue, en cierto modo, el ensayo previo.
Para profundizar
- Norma: [BOE-A-2022-7843 (Real Decreto-ley 10/2022)](https://www.boe.es).
- Guía relacionada: [Excepción ibérica: el resumen ejecutivo](/guias/excepcion-iberica-resumen).
- Guía relacionada: [El tope al gas: funcionamiento y final 2024](/guias/tope-gas-funcionamiento-final-2024).
- Glosario: [tope al gas](/glosario/tope-gas), [ajuste por compensación](/glosario/ajuste-compensacion), [TTF](/glosario/ttf).