Una quinta ola de calor, ya confirmada

La ola de calor sobre la que advertían los meteorólogos el 7 de agosto llegó tal como estaba previsto. Las temperaturas alcanzaron los 40 grados en los valles del Loira y el Ródano desde la semana del 10 de agosto, y el 11 y 12 de agosto las restricciones de agua de refrigeración de EDF pasaron de ser un aviso a convertirse en recortes reales de producción. Dos reactores quedaron completamente fuera de servicio porque el agua del río se había calentado demasiado para refrigerarlos con seguridad, otros cuatro vieron limitada su producción, y un reactor adicional se retiró por el bajo nivel del río - siete reactores afectados por un solo episodio, un balance que convierte la parada de ocho días de Golfech 2 y el aviso emitido para Tricastin de una previsión en un patrón confirmado.

EDF cifró el impacto en la hora punta del mediodía en 7,3 gigavatios de capacidad nuclear recortada, cerca del 12 por ciento de la flota francesa. Es un golpe en un solo día mayor que el que sufrió la flota en el recorte de junio, y llegó dentro del mismo verano que ya había forzado recortes en Chooz, Cattenom, Bugey, Tricastin y Saint-Alban. El mecanismo no ha cambiado - la ley francesa limita la temperatura del agua que una central nuclear puede devolver a un río, para proteger a los peces y otra fauna acuática río abajo -, pero sí ha cambiado la frecuencia con la que ahora se pone a prueba ese límite.

El balance del verano

Contemos la temporada hasta ahora. Una ola de calor anterior este verano ya había obligado a EDF a recortar la producción en seis reactores de cinco centrales - Chooz 1 y 2, Cattenom 4, Bugey 3, Tricastin 4 y Saint-Alban 1 y 2 - con una pérdida combinada de más de 5 gigavatios, confirmada de forma independiente por nuclear-news.net y la consultora del sector IndustrialInfo. Una ola de calor distinta, en junio, recortó hasta 6,4 gigavatios de capacidad nuclear, cerca del 14 por ciento de la demanda francesa en ese momento, con temperaturas de 43 grados, y la electricidad del mercado diario cotizó brevemente por encima de los 300 euros por megavatio hora, casi el doble de la media de mayo.

Ahora sumemos agosto. EDF recortó 7,3 gigavatios en la hora punta del mediodía del 12 de agosto - dos reactores completamente fuera de servicio, cuatro limitados, uno más retirado por el bajo nivel del río - y el mercado se movió con ello: el precio diario de la electricidad en Francia subió un 21,8 por ciento hasta 142,50 euros por megavatio hora el 11 de agosto, el precio diario alemán subió un 22,8 por ciento hasta 138,50 euros, y los precios intradía en Francia habrían vuelto a superar los 300 euros por megavatio hora durante la punta de demanda de primera hora de la noche. La producción eólica alemana cayó en unos 8,1 gigavatios hasta cerca de 4,7 gigavatios, alrededor de un 60 por ciento por debajo de la media estacional, así que las dos redes estuvieron cortas al mismo tiempo por motivos distintos, y las dos lo pagaron. No es un susto nuevo; es la quinta línea de un balance que empezó en junio.

De fenómeno meteorológico a riesgo estructural

La flota nuclear francesa ya sufrió golpes similares por calor en los veranos de 2022 y 2023, así que los recortes recurrentes no son nuevos en sí mismos. Lo que ha cambiado es el momento y la gravedad: las olas de calor de este año llegaron antes en la temporada y superaron con más margen los límites de temperatura del agua de refrigeración que en años anteriores, y las propias cifras del episodio de agosto ahora lo confirman - un recorte en un solo día mayor que el de junio, sumado a los más de 5 gigavatios ya perdidos antes este verano, en la misma temporada. Modernizar los reactores con circuitos de refrigeración cerrados que eliminarían la limitación de la temperatura del río tampoco es una solución rápida - las obras cuestan decenas de miles de millones de euros por unidad, lo que significa que la limitación física no va a desaparecer esta década.

Esa combinación - inicio más temprano, recortes más profundos, un mercado que ya se ha repreciado visiblemente dos veces en un mismo verano, sin solución técnica rápida - es lo que convierte un fenómeno meteorológico en un dato de planificación. Una sola ola de calor es ruido. Cinco olas de calor que obligan a recortes de varios gigavatios y a subidas de precio de dos cifras dentro de un mismo verano, en una flota que suministra alrededor de dos tercios de la electricidad francesa, son un patrón estacional que un planificador de red, un comprador de electricidad o un operador de centro de datos ya puede modelar en lugar de solo reaccionar - y los datos de precios del 11 de agosto son el dato más claro que van a tener este año.

Qué deberían hacer los compradores de electricidad francesa

La consecuencia práctica recae sobre cualquiera que haya firmado un contrato de compra de electricidad, un contrato de colocación o una decisión de ubicación asumiendo que la nuclear francesa significa una base firme y baja en carbono todo el año. Esa suposición se cumplió la mayor parte del año - no se cumplió el 11 de agosto, cuando los precios diarios subieron más de una quinta parte en una sola sesión, y no se ha cumplido de forma fiable en julio o agosto durante tres años seguidos. Los operadores con carga flexible o interrumpible deberían tratar esa flexibilidad como una cobertura específica para la ventana de julio a agosto, no solo como una característica general de eficiencia, y los que fijan precio en un PPA a precio fijo deberían preguntar qué cláusulas de recorte, si las hay, cubren realmente los cortes por calor, en lugar de asumir en silencio que la fuerza mayor absorbe el riesgo.

Para una empresa española que compra electricidad a través de la interconexión con Francia por Perpiñán-Figueras y opera bajo el mercado ibérico MIBEL gestionado por Red Eléctrica - donde el déficit eólico alemán de la misma semana empujó los precios al alza en paralelo con los recortes nucleares franceses -, el dato más útil no es la previsión de temperatura de esta semana, sino la tendencia propia de la flota: los recortes por calor ya han golpeado en 2022, 2023 y cinco veces distintas en 2026, cada vez con un impacto medible en los precios y cada vez en reactores distintos según qué río se calentó más. Presupuestar sobre el mejor caso - un verano completo con un factor de carga del 70 por ciento - ya no es una suposición prudente. Presupuestar sobre el patrón, y sobre el movimiento de precios del 11 de agosto como su último dato, sí lo es.

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