La demanda eléctrica registrada el día 8 de julio en España fue la segunda más alta desde finales de enero de 2021, coincidiendo con una ola de calor. El episodio, lejos de ser una anécdota local, refleja una dinámica que se repite en toda Europa y que sitúa la demanda eléctrica y su previsión en el centro de la gestión del sistema eléctrico

Un pico de demanda que confirma una tendencia estructural
El reciente repunte de la demanda eléctrica se enmarca en una tendencia de mayor consumo debido a las altas temperaturas. Según el balance diario de Red Eléctrica de España, la demanda del 8 de julio en la península ibérica alcanzó los 813 GWh, el segundo nivel más alto registrado desde finales de enero de 2021. El aumento de las temperaturas dispara la demanda eléctrica, tensiona las redes e incrementa la necesidad de flexibilidad. La Agencia Estatal de Meteorología situaba el foco de la ola de calor en el valle del Ebro, Extremadura y Andalucía a comienzos de julio, con máximas de hasta 42 °C, y la escalada de consumo asociada al uso masivo de climatización se ha trasladado directamente a la curva de demanda eléctrica.

La ola de calor tensiona la demanda y los precios de los mercados eléctricos europeos
Lo que ha ocurrido en España en la última ola de calor se enmarca en un patrón continental. La Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión de Electricidad, ENTSO-E, prevé que la demanda del verano de 2026 sea un 2,5 % superior a la del año anterior en el conjunto del continente, y España figura entre los países con mayor repunte estimado, en torno al 8,9 %. En países del norte y centro de Europa, la tensión sobre el sistema se ha trasladado también a los precios. Bélgica ha llegado a superar los 933 €/MWh, Países Bajos los 799 €/MWh y Alemania los 665 €/MWh en horas críticas de demanda este verano. El paralelismo con España es directo, ya que ambos casos combinan una demanda eléctrica disparada por la climatización con una menor generación renovable disponible en las horas de mayor consumo, lo que amplifica la volatilidad de precios en los mercados eléctricos europeos.

Redes bajo presión y el papel de la flexibilidad
El incremento de la demanda eléctrica no solo eleva los precios, también pone a prueba la infraestructura física del sistema eléctrico. En el noroeste de Francia, así como en zonas urbanas de Italia y España, se han registrado interrupciones de suministro tras el colapso de transformadores sometidos a una demanda continua en condiciones de calor extremo. A medida que la economía se electrifica, la gestión inteligente de la demanda gana peso, siendo el autoconsumo, el almacenamiento de energía, la flexibilidad y la digitalización palancas ya disponibles. La combinación de estos episodios de estrés en la red con una electrificación creciente de la demanda, desde el vehículo eléctrico hasta la climatización, convierte la anticipación en una condición necesaria para operar el sistema con seguridad.

Un patrón que se repetirá y que exige previsión
Las olas de calor son cada vez más frecuentes e intensas, y la electrificación de la demanda hace que su impacto sobre el sistema eléctrico sea mayor cada año. España es solo un ejemplo de lo que el resto de Europa está viviendo en paralelo, con redes tensionadas, precios al alza y una necesidad creciente de flexibilidad.

Anticipar la demanda y el precio: el papel de AleaBlue
Estos episodios ponen de manifiesto la necesidad de contar con previsiones coherentes de demanda y precio para tomar decisiones con mayor seguridad. En este contexto, AleaBlue, la división de AleaSoft Energy Forecasting especializada en previsiones de corto y medio plazo, permite abordar esas decisiones con previsiones adaptadas a cada necesidad, desde precios, demanda y producción renovable hasta mercado intradiario y banda secundaria, con horizontes que van desde el corto plazo hasta tres años, en los principales mercados eléctricos a nivel global.