La reforma de la tarifa regulada de la luz mitiga parte de los precios disparados por la guerra en Irán
La reforma que el Gobierno de Pedro Sánchez aprobó en 2023 para hacer menos volátil el precio voluntario al pequeño consumidor (PVPC), la tarifa regulada de la luz, y reducir su dependencia de las oscilaciones horarias del mercado mayorista de electricidad, está mitigando parte del impacto de los costes disparados del denominado pool, impulsados por el fuerte encarecimiento del gas en los mercados internacionales a causa del enquistamiento del conflicto en Irán.
El fuerte incremento del recibo que están sufriendo los consumidores en PVPC, unos 8 millones de suministros, acabará trasladándose a los consumidores en mercado libre, cuyas tarifas suelen revisarse anualmente, y que a la larga suele ser más caro. En la tarifa regulada, el golpe podría haber sido aún peor de no ser por el impacto del denominado “término de ajuste de Mercados a Plazo”, que está funcionando como un descuento para los consumidores en PVPC gracias a esa reforma, que dio mayor peso a los contratos a futuro.
El ajuste se determina hora a hora a partir de la diferencia entre el pool y el precio de una cesta de futuros de OMIP. Es positivo (el consumidor paga más) si el precio de los futuros supera al del pool eléctrico, y negativo cuando es inferior, como viene ocurriendo desde el verano. En los últimos meses, la cotización del gas y, en consecuencia, el mercado mayorista de la luz, se ha disparado a medida que el pasado verano se desvanecieron las expectativas de una resolución del conflicto iniciado por Estados Unidos e Israel que permitiera reabrir el tránsito de petróleo y gas por el estrecho de Ormuz.
En septiembre, ese ajuste en el PVPC ya tuvo un impacto relevante en la tarifa regulada y en lo que llevamos de octubre está marcando niveles récord, en un momento en el que el mercado mayorista de electricidad ha superado los 200 euros/MWh por primera vez desde junio de 2022 (ocurrió el pasado lunes). Mientras, los precios futuros de la electricidad ya están en niveles superiores a los 90 euros por megavatio hora (MWh) también para el año 2027.
Según estimaciones de elDiario.es a partir de los datos horarios que publica Red Eléctrica de España (REE), desde septiembre ese ajuste horario en el PVPC se ha situado en una media de -54 euros/MWh. El mes pasado fue, de media, de -51 euros (el día 28 llegó a superar un récord de -102 euros/MWh) y en lo que llevamos de octubre alcanza ya los -68 euros/MWh. El ahorro horario obtenido en el coste de la energía con este ajuste desde septiembre ha sido de cerca del 29%. En octubre supera el 30%.
Ese mecanismo explica que en septiembre, por primera vez en la historia, y en momentos muy puntuales de algunos fines de semana (cuando la demanda de electricidad es mucho menor, y en horas solares con precios mayoristas muy bajos), el término de facturación de energía activa del PVPC (el coste de la energía) llegase a ser negativo. Eso equivale a que al consumidor encender la luz le saliera a devolver, aunque al coste de la energía se le suman otros conceptos, como los peajes y cargos (que pagan el coste de las redes o las primas de las renovables más antiguas) y los impuestos. El mes pasado, ese coste fue negativo en momentos puntuales (17 horas) los días 5, 6, 26 y 27 de septiembre.
Como explicaba recientemente en un post en su LinkedIn el experto en electricidad José Luis Sancha, profesor de la Universidad de Comillas, ese ajuste negativo en el PVPC ha sido “creciente” desde febrero. La tendencia ha culminado en agosto, septiembre y octubre, con valores negativos en todas las horas del día, y cada vez más elevados.
Pese a ello, y de acuerdo con las estimaciones de Facua, la factura promedio de un usuario tipo en PVPC —con una potencia contratada de 4,4 kilovatios (kW) y un consumo de 366 kilovatios hora (kWh) mensuales— se disparó en septiembre un 28% interanual, hasta 104,31 euros, la más alta en cuatro años. La subida habría sido mayor sin esa reforma para hacer esta tarifa menos volátil. El contexto actual, resume Javier Colón, fundador de la consultora Neuro Energía, “está parando un poco la sangría”, pero tiene doble filo: “Como ahora están subiendo los futuros, cuando empiece a bajar el pool pasará al revés”, advierte.
Esta modificación del PVPC dio carpetazo al sistema de precios horarios totalmente dependientes del pool que se implantó en 2014, que como señal de precio era imbatible, pero dejaba al consumidor acogido a esta tarifa (la que tienen que contratar los vulnerables con el bono social) plenamente expuesto a los vaivenes diarios del mercado mayorista, en un sistema único en Europa.
Ese esquema lo implantó el Gobierno de Mariano Rajoy, con Alberto Nadal, actual gurú económico de Alberto Núñez Feijóo, como secretario de Estado de Energía, tras fulminar la antigua Tarifa de Último Recurso (TUR) de la luz, que se calculaba con unas subastas trimestrales (Cesur), anuladas a finales de 2013 por sospechas de manipulación de este mercado.
La reforma del PVPC que el Gobierno de Sánchez aprobó en junio de 2023 introdujo de forma paulatina (a partir de 2024) esas referencias a futuro y está plenamente en vigor desde enero. Ahora los mercados a plazo tienen un peso del 55% en esta tarifa y el mercado diario, del 45% restante. En esa cesta de referencias a largo plazo, los futuros anuales tienen un peso del 54%; los trimestrales, del 36% y los mensuales, del 10%.
La reforma fue una exigencia de la Comisión Europea a cambio de autorizar la denominada excepción ibérica, que España y Portugal consiguieron aplicar tras la invasión de Ucrania para evitar el contagio al recibo de la luz de los disparatados precios de esa materia prima, que en marzo de 2022 llegaron a superar ampliamente los 500 euros/MWh. Calificada de “timo” por el PP, y aprobada pese a la fuerte contestación de las eléctricas, la solución ibérica ahorró más de 5.000 millones a los consumidores españoles, el equivalente a unos 209 euros por hogar, y con un efecto redistributivo para las rentas más bajas.
Gas disparado
El mayor peso de los futuros en el PVPC está mitigando en parte el impacto de la fuerte subida del gas en el mercado mayorista eléctrico, que se contagia del precio de esa materia prima cuando no hay suficiente producción renovable para cubrir todo el consumo. En septiembre, con las reservas de gas en Europa todavía en el 71,54%, casi 11 puntos menos que un año antes, la cotización del gas en la UE alcanzó máximos desde finales de 2022. La referencia ibérica Mibgas se situó en 77,56 euros por megavatio hora (MWh), un 25,4% más que el mes anterior y un 143,5% por encima de septiembre de 2025.
Los almacenamientos europeos de gas, con capacidad para unos cuatro meses de consumo, están todavía en el 72,6%, según datos de Gas Infraestructure Europe. Siguen lejos del objetivo de 80% de llenado al comienzo de la temporada invernal. El escenario que se atisba es que Europa tendrá que competir con Asia para traer gas natural licuado (GNL) en barco y pasar el invierno sin agotar reservas, con España mejor preparada que ningún otro país de la UE gracias a su red de regasificadoras.
Como consecuencia de la subida del gas, el mercado mayorista eléctrico marcó en septiembre la media mensual más alta desde junio de 2022, con 143,26 euros/megavatio hora (MWh), un 21,1% más que en agosto y un 134,7% por encima de septiembre de 2025. En octubre, la media ya supera los 152 euros.
En septiembre, la demanda eléctrica “real” aumentó un 14,46% y se situó un 12,89% por encima del promedio de los últimos cinco años, según estimaciones del grupo ASE, que en su último informe mensual destaca que la generación de los ciclos combinados (gas natural) creció un 33,8% interanual, mientras que la eólica cayó un 17,7%.
A esa fuerte subida del pool se suman los denominados costes del sistema, que ASE cifra provisionalmente en 25,37 euros/MWh en septiembre (ligeramente por debajo de agosto) y que incluyen los denominados servicios de ajuste para resolver congestiones de la red y la llamada operación reforzada que Red Eléctrica aplica desde el apagón peninsular del 28 de abril de 2025.
REE cifra el coste de esa operación reforzada en “menos de 275 millones de euros en los primeros nueve meses de 2026, lo que supone 2 céntimos al día para un usuario sujeto a PVPC con un consumo medio mensual de 300 kWh”.