Hasta el 5 de julio de 2021 para los precios horarios comercializados del D+1 existía un tope de 180,30 €/MWh en el precio del mercado, impuesto por el regulador, por lo que no se podían realizar ofertas por encima de este valor.

Existía además la limitación de un precio mínimo de 0 €/MWh, que no permitía presentar ofertas con precios negativos. A partir del 6 de julio de 2021 se comenzaron a utilizar los nuevos rangos de precios permitidos, siguiendo las directrices del mercado interior de la energía de la Unión Europea. El nuevo tope máximo en el precio del mercado diario es de 3000 €/MWh, mientras que el mínimo es de ‑500 €/MWh. No obstante, a partir del 10 de mayo de 2022, el límite máximo se elevó a 4000 €/MWh. Esto se debió a que, según el artículo 41(1), del Reglamento (UE) 2015/1222, el precio de casación máximo armonizado aumentará en 1000 €/MWh si el precio de casación supera un 60% del máximo en uno o más períodos de mercado en cualquiera de las zonas de precio europeas.

Durante la sesión del 3 de marzo de 2022, con fecha de entrega el 4 de marzo de 2022, en Francia se registraron dos horas con precios muy por encima de los 1800 €/MWh, umbral de activación para aumentar el límite máximo en ese momento. Posteriormente, los precios negociados el 16 de agosto de 2022, con fecha de entrega el 17 de ese mes, alcanzaron los 4000 €/MWh en los mercados de Estonia, Letonia y Lituania, lo que llevó a incrementar nuevamente el límite máximo hasta los 5000 €/MWh a partir del 20 de septiembre de 2022.

Desde el 13 de mayo de 2014, el mercado diario MIBEL está acoplado con el de centro‑norte de Europa. Esto supone que MIBEL utiliza el mismo algoritmo para resolver la casación (“EUPHEMIA”) y que la capacidad de interconexión España-Francia, comercialmente disponible de acuerdo a los Operadores del Sistema (REE y RTE), se asigne de forma implícita en dicho mercado.

El mercado diario se celebra el día anterior al de la entrega de la energía. En él, los agentes compradores (comercializadoras, consumidores finales, “traders” y otros intermediarios) y vendedores (generadores, “traders” y otros intermediarios), que se encuentren en España o en Portugal, presentarán sus ofertas para cada hora del día siguiente a través de OMIE, que es el único NEMO (Nominated Electricity Market Operator) designado en dichos países. Sus ofertas de compra y venta son aceptadas atendiendo a su orden de mérito económico y en función de la capacidad de interconexión disponible entre las zonas de precio.

Si en una cierta hora del día la capacidad de la interconexión entre las dos zonas es suficiente para permitir el flujo de electricidad resultante de la negociación, el precio de la electricidad en esa hora será el mismo en ambas zonas. Si por el contrario, en esa hora la interconexión se ocupa totalmente, en ese momento el algoritmo (“EUPHEMIA”) da como resultado un precio diferente en cada zona, realizando el “market-splitting” de los mercados.

Durante el año 2021 el 97% del tiempo el precio de la electricidad fue igual en España que en Portugal, lo que muestra una elevada convergencia de precios entre ambas zonas, sin embargo, entre España y Francia esta cifra tan solo alcanzó el 35% de las horas.