La sequía y las paradas nucleares disparan los futuros eléctricos nórdicos a máximos del verano
El mercado eléctrico nórdico encara un otoño con precios al alza. Las reservas de agua están muy por debajo de lo habitual y las centrales nucleares finlandesas afrontan paradas programadas. Los futuros para el cuarto trimestre ya cotizan en 85,4 euros por megavatio hora, mientras el contado de la región sur de Noruega roza el precio alemán.
Reservas hidráulicas bajo mínimos en el sur de Noruega
Los embalses nórdicos almacenan unos 13 teravatios hora menos de lo normal para esta época, según datos de Entso-E. Esa cifra equivale al 15% del consumo anual de Finlandia y refleja sobre todo la situación de Noruega, el mercado con mayor capacidad hidráulica de la región: 87 teravatios hora, casi el triple que los 33 de Suecia.
El llenado noruego ha mejorado desde el 51,7% de principios de junio hasta el 63,9% de la penúltima semana de agosto, pero sigue lejos del 75,6% registrado en la misma semana del año pasado. La región 2, la más meridional del país, es la más castigada: entre las semanas 30 y 34 sus reservas se situaron por debajo del mínimo histórico del periodo 2016-2025, en torno al 16,4% de llenado.
Ese desequilibrio se traslada ya a los precios. El lunes, el contado de esa región casi igualó al alemán, con una diferencia de menos de 3 euros por megavatio hora. El conjunto de los mercados nórdicos subió un 9% en reacción a la escalada de tensiones en Oriente Medio, mientras el contado británico y el ibérico subían un 33%, el alemán un 29% y el francés un 82%.
Paradas nucleares en Finlandia y un otoño con menos margen
La central nuclear finlandesa de Olkiluoto 3 entrará en parada programada a mediados de septiembre. El reactor de Loviisa 1 comenzará su revisión cuando concluya la del segundo reactor, actualmente en curso. Esa combinación de baja hidraulicidad y menor disponibilidad nuclear ha elevado el futuro nórdico del cuarto trimestre a 85,4 euros por megavatio hora.
Los futuros a un año nórdicos siguen cotizando con un descuento considerable frente al resto de Europa, pero el lunes marcaron el máximo del verano en 57,45 euros por megavatio hora. El contado nórdico se situó en 124,64 euros por megavatio hora, un nivel ya alto para la región.
La comparación con el gas es inevitable: las reservas de agua en los países nórdicos funcionan como barómetro de precios de la misma manera que los almacenamientos de gas en el resto de Europa. Con ambos indicadores bajos a dos meses de que comience la temporada de extracción de gas, la presión al alza sobre los mayoristas se mantiene.
Un mercado sin generación flexible y con demanda de centros de datos
La vulnerabilidad nórdica es estructural. La producción hidráulica representa en torno al 58% del mix de generación de la región, con Noruega a la cabeza: el 90% de su electricidad es de origen hidráulico. La flexibilidad se apoya casi exclusivamente en la hidráulica de reserva y en la limitada capacidad de modulación de las nucleares, sin apenas generación térmica flexible.
Esa falta de flexibilidad está parcialmente justificada por unos precios de servicios complementarios bajos. Fortum estima una prima de optimización anual de 8 a 10 euros por megavatio hora en 2026 y de 6 a 8 euros a partir de 2027. La comparación con otros mercados es elocuente: la media de servicios complementarios totales en España desde enero es de 21,2 euros por megavatio hora, y de 16 libras en el Reino Unido desde abril, los dos mercados con mayores flotas de ciclos combinados de Europa después de Italia.
Ese diferencial genera un desincentivo directo a construir generación flexible en el mercado nórdico. La nueva capacidad prevista es mayoritariamente renovable: solo Fortum tiene unos ocho gigavatios de proyectos eólicos y solares en tramitación en Finlandia, Suecia y Noruega. Suecia y Dinamarca acaban de subastar eólico marino, que tampoco aporta flexibilidad.
La nuclear sueca como respuesta a la demanda de centros de datos
La semana pasada se cerraron dos operaciones corporativas relevantes en el mercado eléctrico independiente nórdico, un movimiento que la fuente vincula al auge de la demanda de centros de datos en la región. Esa misma presión de demanda está detrás de los planes nucleares suecos.
Fortum anunció que su filial NuCore Energi ha presentado una solicitud de ayuda estatal para iniciar conversaciones con el Estado sueco sobre las condiciones necesarias para impulsar un nuevo proyecto nuclear en el municipio de Oskarshamn. El proceso forma parte de la iniciativa sueca para acelerar la construcción de nuevas centrales en el país.
La lectura que hace el mercado es que los problemas de condiciones atmosféricas extremas y la baja disponibilidad de las nucleares suecas se seguirán abordando con más generación de base al servicio de futuros proyectos de centros de datos. La duda que queda sobre la mesa es quién acabará pagando el sobrecoste de esa generación de base: probablemente, el propio sector de los centros de datos.
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