La semana comenzaba con una subida generalizada de los precios eléctricos al contado en Europa, menos en los países nórdicos, donde los precios spot ya se situaban en niveles altos de 124,64 euros por megavatio hora. El contado británico y el ibérico subían un 33% y el alemán, un 29%, mientras que el contado francés subía un 82%. El precio medio de los mercados nórdicos subía únicamente un 9%, en reacción a la escalada de tensiones en Oriente Medio.
Aunque los futuros a un año nórdicos siguen cotizando a un considerable descuento respecto al resto de futuros europeos, el lunes volvían a marcar el máximo del verano en 57,45 euros por megavatio hora.
Las reservas de agua en los países nórdicos son el barómetro de precios eléctricos nórdicos de la misma manera que lo son los volúmenes almacenados de gas en el resto de Europa, de cara al invierno 2026–2027 con grandes incertidumbres. Reservas bajas tanto de agua como de gas, a dos meses de comenzar la temporada de extracción de gas en Europa, ejercen una presión adicional al alza sobre los precios mayoristas eléctricos.
El mercado nórdico se enfrenta a un otoño complicado
De cara al otoño, la central nuclear finlandesa de Olkiluoto 3 entra en parada programada a mediados de septiembre. El reactor de Loviisa 1 comenzará la revisión una vez que concluya la del segundo reactor, actualmente en revisión. El precio del contrato de futuros nórdicos para el cuarto trimestre de este año ha subido a 85,4 euros por megavatio hora, reflejando esta combinación de bajas reservas hidráulicas y paradas programadas en las centrales finlandesas.
Según datos de Entso-E, el volumen de agua en los embalses nórdicos se sitúa actualmente unos 13 teravatios hora por debajo de lo normal, lo que equivale al 15% del consumo anual de Finlandia. Estos datos reflejan principalmente la situación hidráulica del mercado noruego. Este mercado tiene la mayor reserva hidráulica de la región, con una capacidad de 87 teravatios hora, que casi triplica la capacidad de Suecia de 33 teravatios hora, a pesar de que ambos países comparten la larga cordillera escandinava.
Los niveles de reservas hidráulicas en Noruega han mejorado este verano, desde niveles de llenado del 51,7% a principios de junio, hasta niveles de 63,9% en la penúltima semana de agosto. Sin embargo, el nivel de llenado en la misma semana 34 del año pasado alcanzó el 75,6%, casi 12 puntos porcentuales más. La región 2, la más al sur del país, ha sufrido especialmente de la falta de lluvias, con un nivel de reservas durante las semanas de la 30 a la 34 por debajo del mínimo histórico del periodo 2016 a 2025, en torno a 16,4% de llenado. El lunes el precio al contado de esta región casi iguala el precio al contado alemán con una diferencia de menos de 3 euros por megavatio hora, reflejando el desequilibrio entre oferta y demanda.
Un problema coyuntural sin solución a largo plazo
Como el resto de Europa, los países nórdicos están experimentando condiciones meteorológicas inusualmente extremas, caracterizadas por temperaturas elevadas y déficits de precipitaciones, que están afectando a su situación hidrológica. La vulnerabilidad de la región es mucho mayor que la de los principales mercados eléctricos europeos, si se tiene en cuenta su alta dependencia de la producción hidráulica, que representa en torno a un 58%, con Noruega a la cabeza, el 90% de su mix de generación.
La clasificación de demanda flexible en el mercado nórdico se atribuye principalmente a hidráulica de reserva y a cierta capacidad de modulación de las centrales nucleares, ya de por sí limitadas. La falta de generación flexible térmica en la región está parcialmente justificada por unos precios de servicios complementarios bajos comparados con otros mercados europeos. En su última presentación de resultados, Fortum estimó una prima de optimización anual de 8 a 10 euros por megavatio hora en 2026 y de 6 a 8 euros por megavatio hora a partir de 2027.
Este pago por optimización es bajo en comparación con una media de servicios complementarios totales de 21,2 euros por megavatio hora en España desde enero y 16 libras esterlinas de media en el mercado británico desde abril, los dos mercados con algunas de las mayores flotas de ciclos combinados de Europa, después de Italia. Se genera así un desincentivo a la construcción de generación flexible en el mercado nórdico.
La nueva capacidad prevista perpetúa un problema coyuntural en el mercado nórdico
La nueva capacidad prevista para este mercado es principalmente de origen renovable. Solamente la eléctrica finlandesa Fortum cuenta ya con unos ocho gigavatios de proyectos eólicos y solares en fase de tramitación en la región nórdica, incluidos proyectos en Finlandia, Suecia y Noruega. Tanto Suecia como Dinamarca acaban de subastar proyectos eólicos marinos, que tampoco pueden considerarse como generación flexible.
La semana pasada la eléctrica Fortum anunció que su filial NuCore Energi ha presentado una solicitud de ayuda estatal con el fin de iniciar conversaciones con el Estado sueco sobre las condiciones necesarias para impulsar un nuevo proyecto nuclear en el municipio de Oskarshamn, en Suecia. Este proceso de tramitación forma parte de la iniciativa sueca de acelerar la construcción de nuevas centrales nucleares en el país.
Parece que los problemas de las condiciones atmosféricas extremas y la baja disponibilidad de las centrales nucleares suecas se van a seguir solucionando con mayores aportaciones a la generación de base al servicio de futuros proyectos de centros de datos. Es probable que este nuevo sector tenga que pagar en el futuro el sobrecoste que generará la generación de base de toda esta nueva capacidad.
Miriam
02/09/2026