Sin embargo, en la factura se incorpora un nuevo concepto, la diferencia entre el precio 'topado' del gas y el real, y esa diferencia podría ser superior al ahorro de la medida. El precio de referencia del gas que se establece en el mecanismo será variable, comenzando por un valor de 40 €/MWh durante los seis primeros meses e incrementándose en escalones mensuales sucesivos de 5€/MWh hasta alcanzar un valor de 70 €/MWh en el último mes.

"Según unos cálculos preliminares, inicialmente los consumidores que van a tener que pagar la diferencia del precio del gas deberán asumir un coste extra que será superior al ahorro prometido por el Gobierno", explica a EL ESPAÑOL-Invertia, Javier Colón, experto en mercados eléctricos y socio fundador de la consultora Neuro Energía.

"Después, cuando se vayan incorporando el resto de consumidores del mercado libre de manera progresiva a medida que vayan finalizando sus contratos, tendrán que asumir también ese coste en sus facturas", añade. Y a partir de ahí, se empezará a notar el ahorro.

Así aparece recogido en el borrador del Real Decreto ley al que ha tenido acceso EL ESPAÑOL-Invertia. "El coste total del ajuste a las tecnologías marginales se repartirá entre aquella parte de la demanda ibérica que se beneficiará directamente del mismo", y puntualiza que "bien porque adquiere la energía a un precio directamente referenciado al valor del mercado mayorista o bien porque ha firmado o renovado un contrato teniendo ya en cuenta el efecto beneficioso del mecanismo sobre los precios mayoristas".

Papel de las comercializadoras

Las encargadas de incorporar ese coste por la diferencia de precios serán las comercializadoras. Por eso, las compañías eléctricas deberán aportar la información "detallada" de sus contratos 'retail', "no los que firman entre generación y comercialización, sino los contratos reales que pagan los consumidores", dijo Ribera. 

De esa manera, se controlará que ese volumen de "beneficios deja de ser pagado por los consumidores", y tendrán que probar ante la OMIE (operador del mercado ibérico de energía) y la CNMC que lo que presentan es cierto.

Desde la entrada en vigor del Real Decreto ley, que no la aplicación del mecanismo, las comercializadoras contarán con un plazo de cinco días para ofrecer una "foto fija" de cuál es su demanda del mercado expuesto al mercado 'spot' y que parte tiene a coberturas o contratos fijos.

Hogares e industrias

No lo ve así el Gobierno. Según la vicepresidenta tercera y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera, "supondrá una mejora inmediata para un 37% de los consumidores domésticos y para el 70% para los industriales".

Su decisión de intervenir el mercado eléctrico 'topando' el gas tiene pocos antecedentes, o ninguno en el pasado, según ha asegurado en la rueda de prensa posterior a la aprobación de la 'excepción ibérica'.

"Afectará primero a los consumidores indexados a pool, a industrias y después a los de contratos fijos cuando tengan que renovar o cambiar".

Mercado de futuros 

La decisión, que ya se anunció días atrás, tuvo repercusión inmediata en los mercados de derivados y a plazos. De hecho, la cotización de futuros ha caído en el mercado ibérico hasta los 160 euros/MWh en pocas horas para los próximos meses, cuando semanas atrás superaban los 250 euros/MWh.

Si entonces no se lo creían, ahora ya aplican las expectativas de rebajas en el precio eléctrico de la excepción ibérica. Y sobre todo, contrasta con los precios disparados del mercado de futuros de Francia, que presenta precios por encima de los 500 euros/MWh, o de Alemania, cercanos a los 300 euros/MWh.

"Se espera que se multipliquen las exportaciones de electricidad de España a Francia. Las interconexiones tendrán saldo netamente exportador", han asegurado fuentes ministeriales. Y precisamente el Gobierno aprovechará lo que se conoce como 'renta de congestión adicional' para obtener unos ingresos extra.

"La diferencia de precios entre Francia y España permitirá que la energía que se intercambia luego se devuelve a los operadores del sistema de cada país, que servirá para invertir en la mejora de las redes", han detallado.

Los mercados de futuros son una señal de precios eléctricos tanto para compradores y vendedores. Les permite gestionar los riesgos y planificar las entregas de energía diaria. Reflejan el precio de mercado diario que se espera en una fecha futura. Al igual que en la formación de precios del mercado diario, entra en juego el concepto del coste de oportunidad.