La dislocación de precios que empujó a los hogares a cambiar de comercializadora
La invasión rusa de Ucrania el 24 de febrero de 2022 no fue solo un choque geopolítico: fue el detonante de la mayor dislocación de precios energéticos que ha sufrido Europa en décadas. El precio del gas natural en el mercado TTF neerlandés —referencia continental— escaló hasta máximos históricos en agosto de 2022, según datos de S&P Global Commodity Insights, arrastrando consigo el precio marginal del mercado diario de electricidad español. En España, el pool eléctrico encadenó durante meses registros muy por encima de las medias históricas de los cinco años anteriores al conflicto, según las series publicadas por Red Eléctrica de España (REE).
Este entorno extraordinario tuvo una consecuencia directa sobre el comportamiento del consumidor minorista: por primera vez desde que la apertura completa del mercado libre se consolidó en torno a 2009, millones de hogares y pequeñas empresas comenzaron a comparar activamente sus contratos de electricidad. La portabilidad entre comercializadoras —técnicamente sencilla desde la implantación del sistema de cambio de suministrador regulado por la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC)— dejó de ser un recurso teórico para convertirse en práctica masiva, con tasas de cambio de suministrador que, según el informe anual del Consejo de Reguladores Europeos de Energía (CEER) correspondiente a 2022, se aproximaron al 15% anual en el pico de la crisis en España, frente al 8-10% de la media comunitaria en los años anteriores.
Endesa e Iberdrola: la erosión de un duopolio construido durante décadas
La pérdida conjunta de aproximadamente un millón de contratos por parte de Endesa e Iberdrola en tres años representa una magnitud históricamente inusual para dos empresas que, hasta 2022, acumulaban en torno al 60% del mercado minorista de electricidad en España, según las estadísticas de participación publicadas periódicamente por la CNMC. Esa concentración era el resultado directo del proceso de liberalización iniciado con la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico —transpuesta de la Directiva 96/92/CE del Parlamento Europeo— y consolidado por la Ley 24/2013, aún vigente con modificaciones, que separó formalmente las actividades reguladas de las liberalizadas, aunque en la práctica los grandes grupos integran ambas. La CNMC ha señalado en varios de sus informes de supervisión que esta integración vertical puede dificultar la competencia efectiva en el segmento de comercialización.
Iberdrola ha argumentado en sus presentaciones de resultados que la reducción de cartera en determinados segmentos responde parcialmente a una estrategia deliberada de rentabilización, priorizando contratos con mayor margen frente al volumen puro. Sus analistas han recibido ese argumento con escepticismo, dado que el descenso de clientes ha coincidido con trimestres de presión sobre el margen de comercialización. Endesa, por su parte, ha señalado la competencia de precios como factor principal, sin descartar revisiones de su propuesta comercial. Ninguna de las dos empresas ha facilitado un desglose público por tipo de cliente —doméstico, pyme, gran consumidor— de las bajas registradas desde febrero de 2022, lo que dificulta una evaluación precisa del impacto sobre sus cuentas de resultados en el segmento minorista.
El precedente más cercano de una redistribución de clientes de esta escala en el mercado español se produjo tras la supresión de las tarifas de último recurso para los consumidores de más de 10 kW en 2014, un cambio regulatorio que obligó a decenas de miles de pequeñas empresas a contratar en el mercado libre y propició un primer ciclo de movilidad. Sin embargo, aquel episodio afectó a un segmento acotado y respondía a un imperativo legal; el actual movimiento es de iniciativa puramente comercial, más amplio en número y protagonizado principalmente por el segmento doméstico.
Repsol: la estrategia multiproducto que convirtió una petrolera en rival eléctrico
El ascenso de Repsol como principal receptor de la fuga de clientes no es casual ni reciente en su diseño estratégico, aunque sí en su aceleración. La compañía comenzó a construir su negocio de comercialización eléctrica hace más de una década, inicialmente como extensión natural de su red de estaciones de servicio y de su base de clientes de gas natural. El salto cualitativo llegó con la incorporación de activos renovables propios —parques eólicos y fotovoltaicos— que le permiten ofertar electricidad de origen certificado con una estructura de costes diferenciada respecto a las grandes eléctricas, cuyo mix de generación incluye centrales de ciclo combinado expuestas a la volatilidad del gas.
Con 740.000 altas netas en tres años, Repsol ha ejecutado un crecimiento que en términos relativos supera con amplitud lo que cualquier comercializadora independiente —las denominadas comercializadoras sin red— había logrado en periodos anteriores de alta competencia. La clave diferencial reside en su capacidad para ofrecer paquetes multiproducto que combinan electricidad, gas, carburante y, en algunos contratos, servicios de recarga para vehículo eléctrico, generando una retención superior a la de los contratos monoproducto tradicionales. Este modelo, habitual en los mercados anglosajones desde los años noventa, había tenido escaso recorrido en España hasta que la crisis de precios impulsó a los consumidores a buscar interlocutores energéticos únicos que ofrecieran preestabilidad tarifaria.
El mecanismo ibérico y el marco europeo que condicionaron la competencia
La respuesta regulatoria a la crisis de precios condicionó directamente el terreno de juego en el que se produjo esta redistribución de clientes. El llamado mecanismo ibérico —o excepción ibérica—, aprobado por la Comisión Europea en junio de 2022 a solicitud conjunta de España y Portugal, limitó el precio del gas utilizado en la generación eléctrica a efectos del cálculo del pool, con el objetivo de desacoplar parcialmente el precio de la electricidad del gas. Este mecanismo, sin precedente en la normativa energética comunitaria, estuvo vigente hasta finales de 2023 y redujo el precio marginal del pool español respecto al europeo, aunque no eliminó la tensión sobre las tarifas del mercado libre. Fue precisamente en ese entorno de incertidumbre donde más hogares optaron por cambiar de comercializadora en busca de contratos con precio fijo.
La dependencia energética de la Unión Europea respecto a Rusia constituye el trasfondo estructural de todo este proceso. Antes de febrero de 2022, Rusia suministraba aproximadamente el 40% del gas natural consumido en la UE, según datos de Eurostat y de la Agencia Internacional de la Energía (AIE). España presentaba una exposición directa menor —gracias a su infraestructura de terminales de gas natural licuado (GNL) y a su diversificación de suministro hacia Argelia y otros proveedores—, pero el precio del gas es un mercado global y la dislocación en los mercados de futuros europeos impactó de lleno en el pool eléctrico español. La agenda europea de reducción de dependencias, plasmada en el plan REPowerEU presentado por la Comisión en mayo de 2022, ha beneficiado adicionalmente a actores con cartera renovable certificada, como Repsol, en la competencia por el cliente doméstico.
Concentración y competencia: qué vigila la CNMC y qué pueden hacer los reguladores
El modelo resultante del proceso de liberalización español separa en teoría las actividades reguladas —transporte y distribución, encomendadas a REE y a las distribuidoras filiales de los grandes grupos— de las liberalizadas —generación y comercialización—. En la práctica, la integración vertical de Endesa, Iberdrola y, en menor medida, Naturgy en todas las actividades de la cadena ha sido objeto de supervisión continuada por parte de la CNMC, que publica con carácter trimestral sus informes de seguimiento del mercado minorista, aunque con un desfase de varios meses que impide la lectura en tiempo real. El organismo regulador tiene potestad para imponer medidas de separación funcional o de comportamiento si detecta que la integración vertical perjudica la competencia efectiva, aunque hasta la fecha no ha adoptado medidas estructurales en ese sentido.
En el contexto europeo, la situación española presenta similitudes con el modelo alemán, donde E.ON y RWE siguen siendo actores dominantes en el segmento minorista pese a décadas de liberalización, y diferencias respecto al francés, donde EDF mantiene una posición aún más consolidada por razones históricas y de propiedad pública. El CEER, en su informe de 2022, situó a España en la franja media-alta de movilidad de clientes dentro de la UE, lo que sugiere que el mercado español cuenta con las condiciones de infraestructura y regulación necesarias para que la competencia opere, siempre que los consumidores reciban información comparativa suficiente y los procesos de cambio sean ágiles.
2025 y los hitos que definirán el nuevo mapa del mercado eléctrico minorista
La recomposición del mercado minorista eléctrico español no ha concluido. La CNMC publicará a lo largo de 2025 nuevos informes trimestrales de supervisión que permitirán cuantificar si el ritmo de fuga de clientes de Endesa e Iberdrola se ha moderado, estabilizado o acelerado en un contexto de precios del gas más bajos respecto a los máximos de 2022. Tanto Endesa como Iberdrola presentarán sus resultados anuales completos de 2024 en el primer trimestre de 2025, momento en que deberán detallar ante sus accionistas e inversores la evolución de su cartera de clientes en comercialización y los márgenes obtenidos en ese segmento.
Para Repsol, el desafío inmediato consiste en demostrar que los 740.000 nuevos contratos captados generan retención a largo plazo y no constituyen únicamente una ventaja de ciclo —es decir, clientes atraídos por tarifas competitivas en un momento de alta volatilidad que podrían migrar de nuevo si los precios se estabilizan y las grandes eléctricas ajustan su oferta—. La empresa deberá además gestionar la expansión de su cartera renovable en un marco regulatorio en evolución: el Gobierno ha anunciado modificaciones en el sistema de subastas de capacidad renovable y en el régimen retributivo aplicable, cambios que afectarán a la estructura de costes de todos los actores con generación propia. El verdadero examen de si esta redistribución de clientes es estructural o coyuntural llegará cuando los precios energéticos se normalicen de forma sostenida y los consumidores dejen de tener el mismo incentivo urgente para comparar y cambiar.
