Publicado el: 2026-08-13
Actualizado el: 2026-08-13
La presión se concentra en la hora punta de la tarde, con precios intradiarios en Francia y Alemania superiores a los 300 euros por megavatio hora entre las 20:00 y las 21:00 horas del miércoles.
Los niveles históricamente bajos de los ríos Loira, Po, Rin y Danubio están reduciendo simultáneamente la producción hidroeléctrica, la refrigeración de los reactores y el suministro de carbón mediante barcazas.
Las medusas en Gravelines representan más de 3 GW del déficit francés, por lo que no todo se revierte cuando cesa la ola de calor.
La curva de precios a futuro fija el precio del gas en lugar de las condiciones meteorológicas, y a finales de julio, el gas de base alemán para 2027 presentaba una prima de casi 40 euros con respecto al francés.
Bruselas no ve ningún riesgo de adecuación a corto plazo, lo que obliga a los compradores industriales con contratos variables a absorber el mayor coste marginal.
El martes, el precio de la electricidad en Europa para entrega inmediata en Francia subió un 21,8% hasta los 142,50 euros por megavatio hora, y el contrato alemán aumentó un 22,8% hasta los 138,50 euros, debido a que la quinta ola de calor del verano en Europa coincidió con una base de suministro cada vez menor.
Lo que diferencia esta ola de calor de las cuatro anteriores es la oferta. Francia registró el miércoles un récord del 20,4 % de su capacidad nuclear indisponible por motivos medioambientales, y Rumanía desconectó su último reactor en funcionamiento el jueves.
Esto sigue siendo un problema de costes, no de escasez. La oferta se mantiene estable en todo el mercado interconectado. Lo que ha cambiado de precio es el coste del último megavatio-hora en hora punta, y quién tiene que pagarlo.
La sesión intradía del miércoles fue aún más firme. Los precios en ambos mercados para el intervalo de 20:00 a 21:00 horas se negociaron por encima de los 300 euros por megavatio hora en las operaciones intradía, superando el nivel del día anterior alcanzado para la misma hora el día anterior.
La prima reflejaba que las condiciones se habían endurecido tras el cierre de la subasta, a medida que se revisaban las expectativas de generación y demanda.
El pico de demanda vespertino se sitúa en el centro de la tendencia. La radiación solar disminuye después de las 19:00, mientras que la demanda de aire acondicionado se mantiene, lo que permite que la planta de generación distribuida cubra la demanda en el momento en que hay menos capacidad disponible.
El miércoles se sumó una complicación poco común. Un eclipse solar que atravesó el norte de España y Europa occidental eliminó cerca de 9,7 GW de producción fotovoltaica en su punto máximo, lo que representa aproximadamente el 3,7 % de la capacidad instalada en la UE.
Los operadores lo habían previsto y la oferta se mantuvo estable. El sudeste de Europa registró los datos más favorables, con precios al día siguiente en siete bolsas regionales que aumentaron entre un 50 % y un 100 % de media en la semana que finalizó el 6 de agosto.
Los cuatro ríos más grandes de Europa, el Loira, el Po, el Rin y el Danubio, registraron niveles mínimos históricos a principios de agosto, según informó el miércoles el Centro Común de Investigación de la Comisión Europea.
El caudal del Rin en Lobith alcanzó en julio un promedio del 37% de su nivel normal para el período 2019-2025. El Garona en Tonneins registró un caudal del 5% de su nivel habitual de julio y el Loira en Saumur, del 13%.
La escasez de agua perjudica al sistema de tres maneras a la vez. Reduce la producción hidroeléctrica, disminuye la capacidad de refrigeración de la que dependen las centrales térmicas y nucleares, y a lo largo del Rin restringe el paso de barcazas que transportan carbón a las estaciones alemanas.
| Restricción | Efecto en el mercado |
|---|---|
| Interrupciones de las centrales nucleares francesas | Menor producción máxima y un margen de exportación más reducido para los mercados vecinos. |
| Bajo caudal del río | Menor generación hidroeléctrica desde la cuenca del Rin hasta el bajo Danubio. |
| Altas temperaturas del río | Los límites de descarga térmica pueden obligar a los reactores nucleares a reducir su producción. |
| Viento alemán débil | Mayor dependencia de las centrales de gas y carbón para fijar el precio marginal de la electricidad. |
| demanda de refrigeración | Mayor demanda vespertina tras la disminución de la generación solar. |
Rumania ofreció el ejemplo más claro el jueves. Nuclearelectrica comenzó a cerrar la Unidad 2 de Cernavodă a las 8 de la mañana y la desconectó tres horas después, dejando al sistema nacional sin generación nuclear.
La unidad 1 está fuera de servicio desde el 28 de julio, y los dos reactores normalmente suministran alrededor de una quinta parte de la producción rumana. El caudal del Danubio en el punto de entrada rumano ha caído a aproximadamente 1.370 metros cúbicos por segundo, frente a un promedio de agosto cercano a los 3.900.
El dragado, las voladuras del lecho del río y las barcazas hundidas llenas de rocas no lograron mantener en funcionamiento las bombas de refrigeración. El operador ha declarado fuerza mayor en sus contratos de venta, sin que se haya fijado una fecha de reanudación.
El miércoles, el 20,4% de la capacidad de generación nuclear francesa no estaba disponible debido a limitaciones ambientales o causas ambientales externas, un récord en los datos de EDF que se remontan a 2015, según cálculos de AFP.
Trece de los 57 reactores de la flota se vieron afectados: ocho quedaron totalmente fuera de servicio y cinco funcionaban a potencia reducida. A principios de semana, las cifras de EDF indicaban restricciones de alrededor de 7,3 GW en el pico del mediodía.
No todo el déficit se debe a la calefacción. Cinco de las seis unidades de Gravelines se cerraron o se redujo su potencia después de que un enjambre de medusas obstruyera las bombas de refrigeración de agua de mar, lo que provocó una pérdida de más de 3 GW.
Dado que aproximadamente el 70 % de la electricidad francesa se genera mediante energía nuclear, la disponibilidad de la flota influye directamente en los precios en Alemania, Italia, España, Bélgica y Gran Bretaña. La cifra relevante para los países vecinos ya no es el superávit anual de exportación de Francia, sino su capacidad de suministro en una noche de alta temperatura.
Los precios al contado varían en función de la disponibilidad de los reactores franceses, mientras que la curva a futuro está determinada por los costes del combustible. La carga base alemana para el año 2027 se estimó en 104,24 euros por megavatio hora a finales de julio, frente a los 64,73 euros de Francia.
La diferencia de casi 40 € representa una prima por el precio del gas. Las centrales de gas fijan el precio en las horas punta en Alemania, mientras que la curva francesa refleja la disponibilidad de los reactores, que el mercado aún espera que se normalice.
El jueves, el precio del TTF holandés cotizó cerca de los 60 euros por megavatio hora, lo que supone un aumento de alrededor del 13% en el último mes y casi un 87% más que hace un año, debido a que el cierre del estrecho de Ormuz está retrasando los cargamentos cataríes.
Las centrales de gas consumen aproximadamente entre 1,7 y 1,8 unidades de combustible por unidad de electricidad, por lo que una variación de 10 € en el TTF añade entre 17 y 18 € a los costes marginales de generación. El precio del carbono en la UE cerró en 82,36 € por tonelada, un 16 % más que el año pasado.
La presión sobre los precios y la escasez de oferta son condiciones distintas, y la evidencia apunta claramente a la primera.
El Grupo de Coordinación de la Electricidad, integrado por la Comisión Europea, los Estados miembros, Ucrania, Moldavia y ENTSO-E, se reunió esta semana y no constató riesgos de adecuación a corto plazo, si bien advirtió que las condiciones seguirían siendo ajustadas hasta la próxima semana.
Se han reducido las operaciones en centrales eléctricas de Francia, Italia, Hungría, Rumanía, Eslovenia y Polonia. El operador de la red de transmisión francesa ha declarado que la capacidad nacional sigue siendo suficiente incluso teniendo en cuenta las interrupciones del suministro.
Nicolas Goldberg, experto en energía de Columbus Consulting, afirmó que existe suficiente margen de maniobra como para que esto no genere problemas de suministro a corto plazo. La red aún se está equilibrando, pero el costo de dicho equilibrio ha aumentado considerablemente.
Disponibilidad nuclear francesa. La reactivación de las unidades de Gravelines y el levantamiento de las restricciones a la temperatura del río permitirían recuperar varios gigavatios y reconstruir el margen de exportación más rápidamente que cualquier otro factor.
Temperaturas y niveles de los ríos. Se espera que el episodio alcance su punto máximo entre el miércoles y el viernes, antes de que lleguen condiciones más frías y húmedas el fin de semana del 15 de agosto. Météo-France prevé un 60 % de probabilidad de temperaturas superiores a la media durante todo octubre.
Energía eólica alemana. La baja producción ha obligado a depender más de las centrales térmicas, y un repunte de la energía eólica haría bajar rápidamente el precio marginal.
Gas. El TTF establece el nivel mínimo para los picos de demanda vespertinos. La disminución del suministro de GNL reduce ese nivel mínimo, mientras que la escasez continua lo mantiene elevado.
Los compradores industriales con contratos a plazo variable asumen el costo inmediato, con un margen de cobertura limitado a estos niveles. El sistema absorbió una semana difícil sin que se produjera una interrupción en el suministro. Lo que cambió fue el precio al que se produce dicha interrupción.
