Los precios de la electricidad en Europa se disparan mientras Dunkelflaute reduce la energía eólica y solar
Los precios mayoristas de la electricidad en Europa se disparan por el fenómeno Dunkelflaute, que reduce la generación eólica y solar, mientras el gas encarece la escasez.
¿Qué es Dunkelflaute?
La palabra alemana combina Dunkel, que significa oscuro, y Flaute, una calma en el viento. Describe los periodos en los que los aerogeneradores y los paneles solares producen simultáneamente una cantidad de electricidad inusualmente baja.
El fenómeno suele producirse entre octubre y febrero, cuando las horas de luz más cortas limitan la producción solar. Los sistemas de altas presiones persistentes también pueden traer nubes densas y vientos débiles a amplias zonas del norte y el centro de Europa.
Cuando estas condiciones afectan a varios países a la vez, Alemania tiene menos opciones para importar electricidad de sustitución. Los mercados vecinos pueden estar sufriendo la misma escasez, mientras que el clima más frío aumenta la demanda de iluminación y calefacción.
La rápida expansión de la energía solar en Europa ha hecho más visible el contraste estacional. La solar representó el 25,4% de la generación eléctrica de la UE en junio de 2026, según cifras citadas por Euronews. Para octubre, su cuota había caído al 13,2%.
Los paneles solares pueden funcionar de forma eficiente en temperaturas frías, pero los días más cortos y las nubes persistentes restringen su producción.
Un propietario británico entrevistado por Euronews tiene 12 paneles en el tejado y una batería doméstica. El 5 de noviembre, la instalación generó solo 2,4 kilovatios hora de electricidad, lo que obligó al hogar a comprar otros 20,6 kilovatios hora a la red.
La batería permitió utilizar durante el día electricidad comprada a tarifas nocturnas más baratas. No pudo compensar varios días consecutivos de mala producción solar.
Las redes eléctricas nacionales afrontan el mismo problema a una escala mucho mayor. Los operadores deben sustituir la generación renovable ausente con hidroelectricidad, electricidad nuclear, centrales convencionales, importaciones o energía almacenada.
La mayoría de las baterías instaladas hoy pueden suministrar electricidad durante varias horas. Un Dunkelflaute prolongado requiere generación de respaldo o reservas energéticas mucho mayores para mantener el suministro hasta que se recupere la producción eólica y solar.
Los precios oscilan en toda Europa
El patrón meteorológico de finales de octubre produjo algunos de los precios mayoristas de electricidad más extremos de Alemania en años.
Durante el pico vespertino del 29 de octubre, los precios horarios superaron los 500 €/MWh y alcanzaron aproximadamente 574 €/MWh.
El impacto se extendió al sur de Europa. El 30 de octubre, España y Portugal registraron sus precios mayoristas diarios más altos desde abril de 2022, con aproximadamente 245 €/MWh y 249 €/MWh respectivamente.
Según GMK Center, el precio mayorista medio de la electricidad en Alemania subió un 16,6% en octubre hasta 169,5 €/MWh. Francia registró un aumento del 15,8% hasta 165,9 €/MWh, mientras que Italia siguió entre los mercados más caros del continente, con una media de 230,7 €/MWh.
Los precios siguieron fluctuando durante la primera semana de noviembre. En Francia, los precios diarios de la electricidad se acercaron a 279 €/MWh el 6 de noviembre antes de caer a 242 €/MWh el domingo 8 de noviembre.
Alemania, Bélgica y los Países Bajos también registraron medias diarias de alrededor de 242 €/MWh el 8 de noviembre. Italia se situó en 243 €/MWh, frente a aproximadamente 200 €/MWh en España y Portugal.
Las diferencias entre los distintos mercados fueron llamativas. El precio mayorista medio de Finlandia se situó por debajo de 10 €/MWh ese domingo, mientras que el de Lituania se acercó a 294 €/MWh.
La brecha refleja diferencias en la generación eléctrica, las importaciones disponibles y la capacidad de transmisión. La generación hidroeléctrica y nuclear puede ayudar a compensar la débil producción renovable, aunque su disponibilidad varía considerablemente entre países.
Se trata de precios mayoristas diarios, no de las tarifas que pagan directamente los hogares. Los consumidores con contratos fijos suelen estar protegidos de las fluctuaciones inmediatas del mercado. Los clientes industriales cuyos costes eléctricos siguen los mercados mayoristas pueden enfrentar aumentos mucho más rápidos.
Para esas empresas, el precio del gas natural se ha vuelto especialmente importante.
El gas encarece la escasez
Bajo el sistema europeo de fijación de precios marginales, el precio mayorista generalmente lo determina la unidad de generación aceptada más cara necesaria para satisfacer la demanda.
Durante el Dunkelflaute, las centrales de gas suelen cubrir el hueco dejado por la generación eólica y solar. Cuando el gas se encarece, los precios de la electricidad pueden subir bruscamente incluso en países que producen cantidades sustanciales de energía renovable o nuclear más barata.
La consultora energética Kpler estima que el gas fijará los precios marginales de la electricidad en más del 70% de las horas de negociación invernales en Alemania. Reino Unido, Bélgica y los Países Bajos afrontan una exposición igualmente alta, mientras que la proporción en Italia supera el 95%.
Los precios europeos del gas han subido sustancialmente desde que el conflicto con Irán interrumpió los envíos de energía desde el Golfo Pérsico a principios de este año.
El 28 de octubre, los futuros del gas neerlandés TTF, referencia en Europa, cerraron por encima de 100 €/MWh por primera vez desde la crisis energética de 2022. Las interrupciones del transporte a través del estrecho de Ormuz han limitado las exportaciones de gas natural licuado de Catar, uno de los mayores proveedores del mundo.
El mercado se relajó posteriormente. El contrato de futuros TTF de diciembre cerró en aproximadamente 85,59 €/MWh el viernes 6 de noviembre, todavía muy por encima de los niveles previos al conflicto.
Europa entra en la temporada de calefacción con menos gas almacenado de lo habitual. Según Gas Infrastructure Europe, las instalaciones de almacenamiento subterráneo de toda la UE estaban llenas al 74,62% el 1 de noviembre. Las reservas de Alemania se situaban en solo el 61,03%, su nivel más bajo registrado para el inicio de noviembre.
Patrick Pouyanné, consejero delegado de TotalEnergies, dijo el 2 de noviembre que no esperaba una escasez total de gas este invierno. Advirtió, sin embargo, de que los compradores europeos tendrían que pagar más para asegurar suministros suficientes.
Pouyanné criticó la relajación de los requisitos de almacenamiento de la UE y argumentó que la decisión había dejado al continente más expuesto a la competencia internacional por el GNL.
"We will pay more than others," dijo a los periodistas.
Los consumidores industriales ya están respondiendo a los mayores costes.
El director financiero del grupo energético francés Engie, Pierre-François Riolacci, dijo el 5 de noviembre que la demanda de gas se había debilitado entre los grandes clientes durante el tercer trimestre. Esperaba que los precios más altos redujeran aún más el consumo europeo durante el invierno.
Los fabricantes de productos químicos, fertilizantes y acero son especialmente vulnerables porque el combustible y la electricidad representan una parte sustancial de los costes de producción. Algunas empresas pueden reducir la producción cuando los precios de la energía dejan de ser rentables, lo que añade presión a industrias que ya luchan contra una demanda débil.
Un menor consumo industrial puede ayudar a aliviar la presión sobre los suministros de gas, aunque conlleva un coste económico.
¿Subirán más los precios este invierno?
La última subida ha impulsado bruscamente al alza los futuros de electricidad, pero los analistas energéticos ven varios resultados posibles para los próximos meses.
En una evaluación publicada el 29 de octubre, Kpler sugirió que los mercados podrían estar ya descontando un invierno inusualmente difícil. Los contratos de electricidad franceses y alemanes para el primer trimestre de 2027 se habían aproximadamente duplicado en los últimos meses, con los contratos franceses cotizando en torno a 190 €/MWh.
Kpler cree que estos precios podrían caer si las temperaturas invernales se mantienen relativamente suaves, reduciendo la demanda de calefacción y la cantidad de gas necesaria para generar electricidad.
Las primeras indicaciones estacionales del Centro Europeo de Previsiones Meteorológicas a Plazo Medio apuntaban a temperaturas superiores a la media en gran parte de la Europa continental durante el primer trimestre de 2027.
En condiciones meteorológicas medias, Kpler estima que la demanda eléctrica francesa podría aumentar un 5,5% interanual. Un escenario más cálido reduciría ese crecimiento a solo el 0,3%.
La generación nuclear francesa podría aportar un alivio adicional. Se espera que varios reactores vuelvan tras paradas por mantenimiento y recarga de combustible, mejorando la disponibilidad eléctrica durante el primer trimestre.
La hidroelectricidad presenta un panorama menos favorable.
Los embalses nórdicos estaban aproximadamente 10 teravatios hora por debajo de su media de diez años a finales de octubre. Los bajos niveles de agua en partes de Noruega y los Alpes podrían restringir la generación precisamente cuando los mercados europeos necesitan alternativas a la electricidad cara generada con gas.
Goldman Sachs Research también ha esbozado escenarios muy distintos para los precios del gas.
Sus analistas advirtieron de que los precios podrían superar los 100 €/MWh durante el pico del invierno si las exportaciones de GNL del Golfo Pérsico seguían gravemente restringidas. Una recuperación sustancial de los envíos a través del estrecho de Ormuz podría, en cambio, llevar los precios hacia los 50 €/MWh.
Ambas estimaciones dependen de la evolución en Oriente Medio y de la capacidad de los compradores europeos para asegurar suministros adicionales de GNL.
La generación eólica será otro factor decisivo.
Kpler estima que una producción eólica alemana un 10% por encima de la media durante el primer trimestre de 2027 podría desplazar aproximadamente 3 teravatios hora de electricidad generada con gas. Un periodo prolongado de vientos débiles empujaría la demanda de generación convencional en la dirección opuesta, aumentando la presión sobre unas reservas de gas que ya son inusualmente bajas.
Tras las extraordinarias oscilaciones de precios de octubre, los operadores eléctricos estarán atentos a las previsiones meteorológicas y a las entregas de GNL en busca de señales de la próxima tensión.
Fuentes: Euronews, Bloomberg, European Electricity Prices, Kpler