EY advierte de que recuperar el tope al gas en España encarecería la luz a más consumidores de los que beneficiaría

Solo el 10% de la energía suministrada a los hogares queda expuesta al mercado diario

El argumento central de EY es el cambio en la estructura de contratación eléctrica de los hogares españoles. Según los datos que maneja la consultora, el 73% de los suministros domésticos está en el mercado libre, mayoritariamente con contratos a precio fijo, mientras que el 27% restante permanece en el Precio Voluntario para el Pequeño Consumidor (PVPC). A esto se suma que, desde 2026, el 55% del componente energético de la tarifa regulada está vinculado a productos a plazo y solo el 45% restante al mercado diario.

Al combinar ambos factores, EY concluye que apenas el 10% de la energía que consumen los hogares está directamente expuesta a los precios del mercado mayorista diario. Esto limita el alcance de una intervención destinada a abaratar el mercado mayorista, porque su efecto sobre la mayoría de las facturas sería reducido, mientras que el coste del mecanismo se repartiría entre un conjunto mucho más amplio de consumidores. De ahí que la consultora advierta de que recuperar la excepción ibérica podría terminar encareciendo la factura a más consumidores de los que se beneficiarían.

El contexto de precios de 2026 no es el de 2022

EY subraya que el repunte de los precios mayoristas registrado en septiembre de 2026 no es comparable con la crisis desencadenada por la invasión rusa de Ucrania. Según sus datos, entre enero y septiembre de 2026 el precio mayorista de la electricidad aumentó un 12% respecto al mismo periodo del año anterior, frente al encarecimiento del 28% del gas y del 30% del petróleo. La consultora interpreta esta evolución como el reflejo de que la generación eléctrica española está amortiguando parte del impacto de los combustibles gracias al despliegue renovable.

La diferencia con 2022 es notable. Aquel año, el mercado mayorista eléctrico registró un precio medio superior a 168 euros por megavatio hora (MWh), con jornadas de hasta 545 euros y máximos horarios de 700 euros. El gas europeo llegó a cotizar cerca de 300 euros por MWh. EY sitúa, en cambio, el precio medio del gas en 53 euros por MWh entre el inicio del conflicto en Irán, el 28 de febrero de 2026, y el 17 de septiembre, un 42% por debajo de la media de enero a mayo de 2022. En ese mismo periodo de 2026, el precio medio de la electricidad en el mercado mayorista fue de 78 euros por MWh, frente a los 213 euros de los primeros cinco meses de 2022.

El gas ya no manda en la formación de precios

El informe también destaca la pérdida de influencia del gas en el mercado eléctrico español. Según el informe anual de 2025 del Banco de España citado por EY, antes de 2021 un incremento de 10 euros por MWh en el precio del gas se traducía en una subida de unos 20 euros por MWh en el mercado eléctrico. En 2025, ese mismo encarecimiento solo elevaba el precio entre cinco y diez euros, menos de la mitad.

Esta caída se debe al desplazamiento de las tecnologías fósiles como referencia horaria: las renovables se acercan ya al 60% de la generación eléctrica y, junto con la nuclear, representan más del 75% de la producción. Como reflejo, en septiembre de 2026 se registraron 57 horas con precios cero en el mercado diario, frente a las cuatro de todo 2022.

Todo ello lleva a EY a descartar que se den las condiciones que justificaron la excepción ibérica. La Comisión Europea autorizó el mecanismo en 2022 por la limitada interconexión de la península con el resto del continente, la elevada exposición de los consumidores al mercado mayorista y la fuerte influencia del gas en la formación del precio. EY considera que aquella autorización no constituye un precedente para reactivarlo ante cualquier repunte, pues las intervenciones deben acreditar necesidad y proporcionalidad y, si se articulan como ayudas de Estado, requieren la aprobación de Bruselas.

La reforma europea del diseño del mercado eléctrico de 2024 fija umbrales para declarar una crisis de precios: el mercado mayorista debe alcanzar al menos 2,5 veces el promedio de los cinco años anteriores, con un mínimo de 180 euros por MWh, y la situación debe preverse prolongada durante seis meses. Las cotizaciones a 17 de septiembre de 2026 estaban lejos de ese nivel: EY situaba el precio previsto en 145 euros por MWh para el resto de septiembre, en 143 euros para el cuarto trimestre y en 86,5 euros para 2027.

Efectos colaterales: exportaciones, más gas y más emisiones

EY advierte de que la recuperación del tope al gas podría tener efectos adversos sobre los intercambios eléctricos con los países vecinos y sobre el consumo de combustibles fósiles. Al abaratar artificialmente la electricidad española, el mecanismo puede incentivar las exportaciones, lo que obligaría a producir más energía con centrales de ciclo combinado y elevaría las emisiones.

La consultora recuerda la experiencia de 2022, cuando España cerró el año con un saldo exportador de 19.841 gigavatios hora (GWh), el mayor de su historia y muy superior a los 13.004 GWh de 2025, a pesar de que el parque renovable es ahora mayor. El caso de Francia es ilustrativo: España pasó de un saldo importador de 6.054 GWh en 2021 a uno exportador de 9.095 GWh en 2022, con cerca del 94% de las horas con saldo exportador desde mediados de junio de aquel año.

Parte del beneficio económico de la medida pudo así trasladarse a consumidores de otros países mientras los españoles financiaban la compensación. Algunos analistas, señala EY, han estimado que esa transferencia de rentas al exterior superó los 1.500 millones de euros. Además, el mecanismo coincidió con un aumento del consumo de gas para generar electricidad, que creció en unos 46 teravatios hora en 2022, un 50% más que el año anterior, y con un incremento de las emisiones del sector eléctrico de unos ocho millones de toneladas de CO2, un 25% más.

EY también avisa de que fijar para la generación un precio del gas inferior al de mercado atenúa la señal económica sobre el coste real del combustible, lo que puede sostener su consumo y entrar en contradicción con los objetivos de reducir la dependencia energética exterior y acelerar la descarbonización.

Riesgo para las inversiones en renovables y almacenamiento

El informe alerta de que una nueva intervención en el mercado podría reducir la rentabilidad de proyectos renovables y de almacenamiento, en un momento en el que la elevada penetración fotovoltaica ya presiona a la baja los precios durante las horas centrales del día.

En el caso de las baterías, el modelo de negocio depende en buena medida del diferencial entre las horas de electricidad barata y las de precios elevados. Un tope que estrechase ese margen reduciría los incentivos para invertir en almacenamiento, una tecnología clave para aprovechar los excedentes renovables y evitar vertidos.

EY también cuestiona la coherencia de intervenir cuando sube el gas sin establecer un mecanismo equivalente cuando la abundancia solar provoca caídas pronunciadas del mercado. Para la consultora, estas actuaciones pueden deteriorar la credibilidad de las señales de precios y elevar el coste de capital de los proyectos energéticos.

La alternativa: ayudas selectivas y control de la volatilidad

Frente a una intervención generalizada, EY propone concentrar los apoyos en los consumidores vulnerables y en la industria expuesta, sin alterar la formación del precio mayorista ni trasladar el coste al conjunto de la demanda. Entre las medidas que plantea figuran las ayudas específicas a los hogares vulnerables, incluidos los beneficiarios del bono social, y la aplicación temporal de medidas fiscales y regulatorias dentro de los límites europeos.

La consultora menciona la reducción del Impuesto Especial sobre la Electricidad, la exención del 80% de los peajes para la industria electrointensiva y la compensación por los costes indirectos del CO2. También defiende recurrir a los instrumentos europeos de apoyo a la industria limpia, como el marco CISAF, que permite conceder ayudas temporales sobre los costes eléctricos de determinadas industrias electrointensivas. A ello suma el impulso de los contratos a plazo y una mayor supervisión de las coberturas que respaldan las tarifas fijas.

El informe pone el foco en el encarecimiento de los servicios de ajuste, cuyo coste medio pasó de 11,65 euros por MWh en 2024 a 21,73 euros por MWh entre enero y agosto de 2026, un aumento aproximado del 87%. EY propone mejorar la supervisión y la previsibilidad de este componente, e incluso plantea avanzar hacia un esquema de recuperación mediante cargos regulados para limitar su volatilidad.

Como alternativa al tope al gas, la consultora apuesta por combinar ayudas focalizadas con instrumentos que permitan cubrir el riesgo de precio, con el objetivo de aliviar el impacto de las subidas sin distorsionar el mercado ni debilitar las señales de inversión necesarias para el desarrollo de renovables y almacenamiento.