El conflicto en Oriente Medio está reforzando la seguridad energética como un pilar central de la planificación eléctrica en Japón y Corea del Sur, con la generación a carbón proporcionando un importante colchón a corto plazo. Durante la actual temporada intermedia, las centrales de carbón podrían compensar hasta el 70% de la generación con gas en Japón y más del 100% en Corea del Sur en comparación con el mismo periodo del año pasado, según un nuevo análisis de Wood Mackenzie.
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Aunque ambos mercados permanecen relativamente aislados de interrupciones inmediatas en el suministro de combustible, la crisis está acelerando cambios estructurales hacia la expansión nuclear, una retirada más lenta del carbón y la localización de las cadenas de suministro de energía limpia.
Exposición limitada a corto plazo a interrupciones de GNL
A diferencia de muchos mercados de Asia-Pacífico, Japón y Corea del Sur enfrentan un riesgo manejable a corto plazo ante posibles interrupciones en el suministro de GNL a través del corredor Qatar–EAU. Según Wood Mackenzie, la exposición directa de Japón a esta disrupción es de alrededor del 6%, frente a aproximadamente el 15% de Corea del Sur.
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“La diversificación del aprovisionamiento y los contratos a largo plazo proporcionan a Japón y Corea del Sur múltiples capas de protección, retrasando el impacto de la volatilidad de los precios del combustible en los consumidores finales de electricidad”, afirmó Xiaonan Feng, analista principal de energía y renovables de Asia-Pacífico en Wood Mackenzie. “Sin embargo, las implicaciones políticas más amplias de la crisis probablemente serán duraderas”.
En Japón, el traslado de los costes del combustible se retrasa entre tres y seis meses debido a mecanismos bilaterales de fijación de precios. En Corea del Sur, el mercado eléctrico basado en costes y los topes a las tarifas minoristas ayudan a limitar la volatilidad a corto plazo, aunque esto genera presión financiera adicional sobre Korea Electric Power Corporation (KEPCO).
El carbón proporciona una flexibilidad crítica al sistema
Durante la actual temporada intermedia, las centrales de carbón podrían compensar hasta el 70% de la generación con gas en Japón y más del 100% en Corea del Sur, tomando como referencia los niveles de 2025, si las tasas de utilización aumentan significativamente. Sin embargo, esta flexibilidad es estacional y disminuiría durante los meses de máxima demanda en verano, cuando las plantas de carbón ya operan a mayor capacidad.
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“El carbón sigue desempeñando un papel importante como reserva estratégica para ambos países, especialmente durante periodos de tensión en los mercados de combustibles”, señaló Feng.
La posición de Japón se ve reforzada además por la reactivación de cinco reactores nucleares desde 2022, que añaden 4,6 GW de capacidad de base aislada de la volatilidad de los precios de los combustibles fósiles.
Se refuerza el impulso de la política nuclear
En Japón, la transición desde la minimización nuclear tras Fukushima hacia la expansión está ahora firmemente establecida, convirtiendo la energía nuclear en un elemento esencial para la seguridad energética a largo plazo. Se espera que este cambio político proporcione electricidad estable para satisfacer la creciente demanda, especialmente de centros de datos, y reduzca la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles.
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De manera similar, en Corea del Sur la energía nuclear sigue ganando apoyo político y social. El gobierno la ha identificado como clave para satisfacer la demanda futura de electricidad, con potencial para ampliar la capacidad más allá de los planes actuales. Las decisiones sobre la extensión de vida útil de aproximadamente 7,8 GW de reactores que alcanzarán sus límites de diseño antes de 2030 serán determinantes para la combinación energética del país, según Wood Mackenzie.
La estrategia de renovables gira hacia la localización
Al mismo tiempo, ambos mercados están priorizando cada vez más las cadenas de suministro nacionales dentro de sus estrategias de transición energética. Japón está reevaluando su dependencia de paneles solares importados, al tiempo que se centra en tecnologías de nueva generación como las células de perovskita y en la expansión de la energía eólica marina. Corea del Sur ya ha comenzado a favorecer equipos fabricados localmente en recientes subastas de eólica marina y almacenamiento en baterías, lo que señala un cambio hacia la localización frente al despliegue basado únicamente en el menor coste.
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Perspectivas dependientes de la duración de la disrupción
El alcance del impacto en el mercado dependerá de la duración del conflicto, señaló Wood Mackenzie. Si las interrupciones se prolongan hasta el pico de demanda en verano, la eficacia del carbón como amortiguador disminuirá, aumentando la exposición a condiciones de suministro más ajustadas.
Un dólar estadounidense más fuerte también podría intensificar la presión sobre los costes al encarecer las importaciones de combustible en términos de moneda local.
“Los riesgos inmediatos son manejables, pero la dirección a largo plazo es clara”, concluyó Feng. “Las consideraciones de seguridad energética seguirán acelerando la expansión nuclear, retrasando el abandono del carbón e impulsando un mayor énfasis en las cadenas de suministro energéticas nacionales en ambos mercados”.