El mercado eléctrico nórdico se tensiona por la sequía hidráulica
Precios al alza en toda Europa, con matices en el norte
La última semana de agosto arrancó con subidas generalizadas de los precios eléctricos al contado en Europa, aunque los países nórdicos partían ya de niveles elevados: 124,64 euros por megavatio hora en el mercado spot. Mientras el contado británico e ibérico subían un 33% y el alemán un 29%, el francés se disparaba un 82% por la escalada de tensiones en Oriente Medio. En contraste, el precio medio de los mercados nórdicos apenas avanzó un 9%, reflejo de una dinámica de mercado propia y menos expuesta a los combustibles fósiles.
Pese a ello, los futuros nórdicos a un año, que cotizan tradicionalmente con un notable descuento frente al resto de Europa, marcaron el lunes su máximo del verano: 57,45 euros por megavatio hora. Una señal de que la región, pese a su perfil renovable, no es inmune a las tensiones del mercado eléctrico continental.
La sequía hidráulica, el termómetro del invierno nórdico
De la misma manera que los volúmenes de gas almacenado marcan las expectativas de precio en el resto de Europa de cara al invierno 2026-2027, en los países nórdicos ese papel lo desempeñan las reservas de agua embalsada. Y actualmente están por debajo de lo normal: según datos de Entso-E, el déficit alcanza los 13 teravatios hora, equivalentes al 15% del consumo eléctrico anual de Finlandia.
Este desequilibrio afecta sobre todo al mercado noruego, que concentra la mayor capacidad hidráulica de la región con 87 TWh, casi el triple que Suecia (33 TWh), pese a que ambos países comparten la cordillera escandinava. Los embalses noruegos mejoraron este verano, pasando de un nivel de llenado del 51,7% a principios de junio al 63,9% en la penúltima semana de agosto. Sin embargo, esa misma semana del año pasado el llenado alcanzaba el 75,6%, casi 12 puntos porcentuales más.
La situación es especialmente crítica en la región sur de Noruega (región 2), donde el nivel de reservas entre las semanas 30 y 34 se ha situado por debajo del mínimo histórico del periodo 2016-2025, en torno al 16,4% de llenado. El lunes, el precio spot de esta región casi igualó al alemán, con una diferencia inferior a 3 euros por megavatio hora, una anomalía que evidencia el desajuste entre oferta y demanda en la zona.
Paradas nucleares en Finlandia agravan la tensión
A la escasez hidráulica se suma un calendario de mantenimiento nuclear que complica aún más el otoño. La central finlandesa de Olkiluoto 3 entrará en parada programada a mediados de septiembre, y el reactor Loviisa 1 iniciará su revisión en cuanto concluya la del segundo reactor, actualmente parado. El resultado ya se refleja en los futuros: el contrato para el cuarto trimestre de 2026 ha subido hasta 85,4 euros por megavatio hora.
Un mercado muy dependiente de la hidráulica y con poca generación flexible
La vulnerabilidad estructural de la región nórdica frente a episodios de sequía es mayor que la de otros grandes mercados europeos por su elevada dependencia de la producción hidráulica, que supone en torno al 58% del mix regional y llega al 90% en el caso noruego. La capacidad de respuesta ante estas fluctuaciones recae principalmente en la propia hidráulica de reserva y, en menor medida, en la modulación de las centrales nucleares.
La escasa generación térmica flexible en la región se explica en parte por los bajos precios de los servicios complementarios frente a otros mercados europeos. La eléctrica finlandesa Fortum estimó en su última presentación de resultados una prima de optimización de entre 8 y 10 euros por megavatio hora en 2026, y de 6 a 8 euros a partir de 2027. Son cifras muy inferiores a la media de 21,2 euros por megavatio hora registrada en España desde enero, o las 16 libras esterlinas de media en el mercado británico desde abril, dos mercados con importantes flotas de ciclos combinados. Esta diferencia desincentiva la inversión en generación flexible en los países nórdicos.
Más renovables, mismo problema estructural
La nueva capacidad de generación prevista en la región es mayoritariamente renovable, lo que no resuelve el problema de fondo: la falta de flexibilidad ante episodios de sequía prolongada. Solo Fortum cuenta ya con unos ocho gigavatios de proyectos eólicos y solares en fase de tramitación, una cifra que ilustra el ritmo de expansión renovable en el país, pero que no aporta por sí sola la capacidad de respaldo que el sistema necesita en momentos de estrés hídrico.
El caso nórdico ofrece una lección relevante para otros mercados europeos, incluido el español: la penetración renovable, por sí sola, no garantiza estabilidad de precios si no va acompañada de mecanismos de flexibilidad y almacenamiento adecuados.