El calor extremo tensa los sistemas eléctricos europeos: récords de demanda, restricciones nucleares y precios volátiles
Las olas de calor que atraviesan Europa este verano están poniendo a prueba los sistemas eléctricos del continente, aunque con efectos muy distintos según el país. Mientras la demanda de refrigeración se dispara, la generación nuclear sufre restricciones por las altas temperaturas del agua de los ríos y los precios mayoristas registran picos que superan récords anuales. Un análisis de AleaSoft Energy Forecasting muestra cómo un mismo fenómeno meteorológico se traduce en tensiones diferentes en cada mercado.
Récords de demanda en Italia y España
La demanda eléctrica está marcando máximos históricos en varios países. En Italia, el operador del sistema Terna registró en julio un consumo de 32,5 TWh, el mayor para ese mes desde que hay registros y un 8,3% más que en julio de 2025. El 15 de julio, la demanda alcanzó su pico anual, en torno a 58 GW. En España, junio fue el segundo más cálido de la serie histórica de AEMET, con una temperatura 3,2 °C superior a la media, y julio igualó el récord de calor de 2022 con 25,7 °C de media.
Según datos de Ember, el uso intensivo del aire acondicionado elevó el consumo diario hasta un 26% en Hungría, un 22% en Italia, un 11% en Francia y un 8% en España durante la ola de calor de finales de junio. Este incremento de la demanda coincide con un fenómeno meteorológico adverso: el heatflaute, la combinación de olas de calor con vientos débiles, que reduce la producción eólica en las horas en las que la refrigeración sigue exigiendo electricidad.
El calor y la sequía condicionan la generación nuclear
Las altas temperaturas del agua de los ríos y los bajos caudales están obligando a adaptar la operación de varias centrales nucleares europeas. En Francia, reactores de Bugey, Golfech, Tricastin, Chooz y Saint-Alban han reducido potencia o se han detenido temporalmente para cumplir los límites ambientales de temperatura del agua de refrigeración. La situación es especialmente crítica en el sureste de Europa, donde el Danubio sufre niveles excepcionalmente bajos.
En Rumanía, Nuclearelectrica inició el 13 de agosto la parada controlada de la unidad 2 de la central de Cernavodă ante el descenso continuado del nivel del río. En Hungría, la central nuclear de Paks redujo drásticamente su producción y las autoridades tomaron medidas extraordinarias para garantizar agua de refrigeración y evitar una parada completa. Italia, con un parque eléctrico más dependiente del gas, no sufre restricciones nucleares, pero su demanda récord evidencia la presión sobre todo el sistema.
Precios mayoristas al alza en toda Europa
La combinación de más demanda y menos generación disponible está disparando los precios en los mercados eléctricos. En España, el precio medio del mercado diario alcanzó en julio los 104,75 €/MWh, un 51% más que en junio y un 50% más que en julio de 2025. El 23 de julio, en plena ola de calor, la hora de 21:00 a 22:00 superó los 255 €/MWh, reflejo del heatflaute: cuando cae la producción solar, la demanda de refrigeración sigue alta y la eólica escasea.
El encarecimiento del gas, en un contexto de crisis en el estrecho de Ormuz, también presionó los precios. En Francia, el precio diario alcanzó los 177,35 €/MWh el 17 de agosto, el más alto del año, mientras que en Alemania se registró el tercer precio más alto de 2026 con 176,73 €/MWh, lastrado por restricciones nucleares recurrentes y baja producción eólica. Estos episodios muestran que una ola de calor puede alterar simultáneamente demanda, oferta, intercambios entre países y precios.
La necesidad de anticiparse a un riesgo estructural
El calor extremo ya no es una anomalía puntual, sino un reto recurrente para los sistemas eléctricos europeos. La Organización Mundial de la Salud advierte de que las olas de calor son cada vez más frecuentes, intensas y prolongadas, con impacto directo en la salud: en España, el Instituto de Salud Carlos III estimaba alrededor de 3.450 fallecimientos atribuibles a las altas temperaturas desde junio. Allianz calcula pérdidas potenciales de 120.000 millones de dólares para la economía española hasta 2030.
Anticipar estos escenarios es clave para operadores, comercializadoras, generadores y grandes consumidores. AleaBlue, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de corto y medio plazo, ofrece previsiones horarias de demanda, generación renovable y precios en los principales mercados europeos. Un marco de análisis coherente entre países permite identificar dónde se concentran los riesgos y las oportunidades, en un contexto donde el heatflaute veraniego y su equivalente invernal, la dunkelflaute, exigen reforzar redes, almacenamiento, interconexiones y flexibilidad de la demanda.
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