El calor y la sequía elevan la generación eléctrica con carbón en Alemania
La generación alemana con hulla aumentó en julio por el encarecimiento del gas, la debilidad hidroeléctrica y las restricciones causadas por el calor en Europa. El cambio reduce el consumo de gas, pero eleva las emisiones y no evita el aumento de los precios mayoristas.
El carbón regresa a la matriz de generación
Alemania incrementó la generación eléctrica con carbón durante un verano marcado por el calor, la sequía y los altos precios del gas. Focus informó de que el uso de carbón llevaba varias semanas aumentando debido al efecto de las temperaturas sobre el sistema eléctrico, con costes adicionales que podrían trasladarse a los consumidores. Los datos de mercado publicados por Inercomp muestran que la generación alemana con hulla creció un 22% mensual en julio, hasta 1.839 GWh.
El detonante económico inmediato fue la ampliación de la diferencia de costes entre la generación con carbón y con gas. Según Inercomp, el margen de las centrales de carbón después de combustible y derechos de emisión pasó de unos 5 €/MWh al cierre de junio a cerca de 28 €/MWh al final de julio. El margen equivalente de las plantas de gas se mantuvo alrededor de menos 5 €/MWh. Aun así, el gas continuó fijando el precio marginal de la electricidad.
La sequía estrecha el balance eléctrico regional
El calor y el bajo caudal de los ríos reforzaron el efecto de los combustibles. Inercomp atribuyó el aumento de la generación térmica a las reducciones de producción nuclear relacionadas con el calor y a la debilidad de las centrales hidroeléctricas fluyentes. Un análisis publicado por pv magazine concluyó que siete sistemas eléctricos europeos afectados por la sequía produjeron entre abril y julio unos 13 TWh menos de energía hidroeléctrica que el promedio de 2019-2025, un déficit equivalente a una quinta parte.
El caudal modelizado del Rin en Lobith bajó del 81% del promedio de 2019-2025 en abril al 37% en julio. El bajo nivel del río limita la carga de las barcazas y encarece el transporte de carbón, aunque los datos no mostraron una relación directa clara entre el caudal y la generación alemana con carbón. Las centrales parecieron recurrir a inventarios y transporte ferroviario, por lo que el impacto inicial apareció en los costes logísticos, no en una pérdida de producción.
El coste del gas se traslada a la electricidad
Inercomp señaló que el contrato alemán de electricidad para agosto subió de 98 €/MWh al final de junio a 134 €/MWh el 22 de julio, antes de cerrar el mes en 130 €/MWh. El nivel final superó en un 72% la referencia anterior al conflicto de febrero. De la subida de 32 €/MWh desde finales de junio, unos 31,5 €/MWh correspondieron al mayor coste del gas, suponiendo una eficiencia del 55% para una central de gas. El carbono aportó solo unos 0,4 €/MWh a ese incremento, aunque a 81 € por tonelada representaba cerca de 30 €/MWh del coste marginal de una planta de gas.
El repunte del carbón no revierte la caída de la generación fósil prevista a largo plazo. La Agencia Internacional de la Energía espera que la producción eléctrica con carbón de la UE descienda un 4% en 2026 y un 19% en 2027, situando su cuota por debajo del 10% en 2026 por primera vez en este siglo. La generación con gas bajaría más de un 1% en 2026 y un 12% en 2027. Para las eléctricas y los compradores industriales alemanes, el episodio demuestra que la sequía, la logística del combustible y la disponibilidad de gas pueden devolver temporalmente competitividad al carbón, a costa de mayores riesgos de emisiones y precios.