LosHechos

*El riesgo de paradas en las nucleares francesas por el calor de los ríos agrava la tensión en los precios.

*El mayor uso de aire acondicionado obligará a recurrir más a las centrales de gas para cubrir la demanda.

*La tensión se extiende a Alemania, donde la baja producción eólica se suma al calor y dispara los precios.

La primera gran ola de calor del verano en Europa occidental empieza a trasladarse ya a los mercados eléctricos. Las previsiones de temperaturas extremas, con registros que pueden alcanzar los 40 grados en amplias zonas de España y Francia e incluso acercarse a los 42 grados en puntos concretos, han elevado los precios de la electricidad para la próxima semana por encima de los 100 euros por megavatio hora en los mercados de futuros de España y Francia, según los datos recogidos por Montel.

El episodio de calor afectará de lleno al oeste de Europa durante el fin de semana y se prolongará previsiblemente durante la próxima semana, con un impacto directo sobre la demanda eléctrica por el mayor uso de aire acondicionado. En España, la Agencia Estatal de Meteorología ya ha advertido de la llegada de la que probablemente será la primera ola de calor del verano. El portavoz de Aemet, Rubén del Campo, señaló esta semana que el ascenso térmico será acusado durante el fin de semana, con máximas que podrían alcanzar los 40 grados el domingo y acercarse a los 42 grados en zonas concretas.

El mercado eléctrico español ya ha empezado a descontar este escenario. El contrato para la semana siguiente en España subía 2,75 euros en EEX, hasta los 104,25 euros/MWh, frente a una media de 93,40 euros/MWh en lo que va de semana. La electricidad española no superaba los 100 euros/MWh en el mercado diario desde el pasado 11 de marzo, mientras que la media semanal no se situaba por encima de ese nivel desde la semana concluida el 18 de enero.

El repunte se explica por el previsible aumento de la demanda y por la necesidad de recurrir a más generación con gas para cubrir los picos de consumo. Rodrigo García, socio y director de operaciones de la consultora española Optimize Energy, señaló a Montel que España tendrá que incrementar la producción de los ciclos combinados la próxima semana para atender el aumento esperado del consumo asociado al uso de equipos de refrigeración. Según sus estimaciones, la demanda eléctrica española, que ya se sitúa por encima de la norma estacional, podría llegar a estar 6 GW por encima de lo habitual y alcanzar picos de 37-38 GW diarios.

La presión no se limita al mercado español. El Instituto Meteorológico e Hidrológico de Suecia prevé una "gran ola de calor" en Europa la próxima semana, con temperaturas de hasta 40 grados en Francia, el sur de Inglaterra y el centro y sur de Alemania. En Francia, las temperaturas podrían situarse de media hasta 10 grados por encima de los niveles normales para estas fechas.

"La situación es muy extrema, todos los países del oeste de Europa están afectados por la ola de calor", afirmó Eylert Ellefsen, analista sénior de Montel. Según el experto, la demanda diaria en los países afectados podría aumentar en torno a 2 GW respecto al inicio de esta semana. Ese incremento del consumo se suma a otro factor de tensión: el riesgo de restricciones en la producción nuclear francesa por el aumento de la temperatura de los ríos.

El mercado teme que las altas temperaturas obliguen a limitar la actividad de algunas centrales nucleares en Francia, como ocurre en episodios de calor intenso cuando los cauces utilizados para refrigeración se aproximan a los umbrales medioambientales. Ellefsen indicó que ya se han observado señales de aviso en centrales situadas en el Ródano, donde la temperatura del río se acerca a los 26 grados, un nivel que suele considerarse como referencia máxima por razones ambientales. Además, los caudales son moderados, lo que eleva el riesgo de paradas o reducciones de carga.

EDF ha advertido de posibles recortes de capacidad por el calor en reactores próximos al Ródano, entre ellos Bugey, de 3,6 GW, y Saint-Alban, de 2,7 GW. Según las estimaciones manejadas por Montel, las restricciones de producción nuclear podrían alcanzar entre 3 y 4 GW en Francia si las condiciones térmicas se agravan.

El contrato francés de electricidad para la semana siguiente se negociaba en EEX a 106 euros/MWh, frente a una media de 90,89 euros/MWh esta semana, tras subir 4,89 euros en la sesión. Si ese nivel se trasladara finalmente a la entrega física, Francia registraría su media semanal más elevada desde finales de enero. Emeric de Vigan, responsable de la consultora francesa 42 Advisors, apuntó a Montel que los precios diarios franceses podrían subir hasta los 120 euros/MWh la próxima semana, aunque considera que los recortes nucleares por temperatura del agua deberían ser limitados por la aportación de la generación eólica y solar.

Alemania también afronta una semana de precios elevados. El contrato semanal alemán subía 4,21 euros, hasta los 123,50 euros/MWh en EEX, por encima de la media de 111,22 euros/MWh registrada esta semana. El mercado anticipa especial tensión al inicio de la semana, con el lunes negociándose a 148 euros/MWh. De confirmarse, sería el precio diario más alto desde el 1 de junio.

La clave en Alemania estará en la combinación de calor, baja generación eólica y fuerte producción solar. Para el lunes, Montel prevé una producción eólica media de 6,6 GW, unos 6,1 GW por debajo de la norma, mientras que la solar se situaría en torno a 20 GW, 1,2 GW por encima de lo habitual. Las temperaturas rondarían los 25 grados, unos 7,5 grados por encima del promedio estacional.

Un gestor de carteras alemán citado por Montel explicó que la elevada producción solar puede desplazar a las centrales fósiles durante las horas centrales del día e incluso provocar precios negativos en el pico solar del mediodía. Sin embargo, cuando la solar desaparece del sistema y aumenta la demanda vespertina, esas centrales tienen que volver a entrar en operación, elevando de forma notable los precios en las horas de tarde y noche. La baja generación eólica ya provocó este jueves un fuerte repunte horario, con el tramo de 20.45 a 21.00 horas CET disparado hasta los 544,75 euros/MWh.

En Reino Unido, el impacto directo de la ola de calor parece por ahora más limitado, aunque el mercado sigue de cerca la situación francesa por los posibles efectos indirectos a través de las interconexiones. Latif Faiyaz, director de trading de la consultora británica Northern Gas and Power, señaló a Montel que no se observan factores inmediatos de estrés en el sistema británico, pero advirtió de que Francia se ha convertido en el principal riesgo a vigilar. "Principalmente estamos observando lo que ocurre en Francia; tendrá un efecto de arrastre aquí", indicó.

Pese a esa incertidumbre, el contrato británico de carga base bajaba ligeramente 0,75 libras, hasta 102 libras/MWh en GFI, frente a una media semanal de 105,86 libras/MWh.

Asimismo, la presión sobre los precios del gas puede impactar durante los próximos meses. El riesgo adicional procede de Asia. Un verano de El Niño puede elevar la demanda eléctrica por aire acondicionado en China, Japón, Corea o India, aumentando la competencia por cargamentos spot justo cuando Europa necesita reforzar sus compras. ICIS prevé que el índice de Asia oriental cotice con prima sobre el TTF durante parte del verano, lo que obligaría a Europa a mejorar su puja si quiere atraer moléculas suficientes. (elEconomista.es, 2026-06-19)