Una quinta ola de calor en un solo verano

Los meteorólogos advierten de la quinta ola de calor de Francia en 2026, con temperaturas previstas de hasta 40 grados en los valles del Loira y el Ródano y 38 grados en París a partir de la semana del 10 de agosto, según Montel News, que informó primero del aviso el 7 de agosto. EDF ya ha parado el reactor Golfech 2, de 1,3 gigavatios, en el sur de Francia, durante ocho días, y advierte de que Tricastin podría necesitar recortes nocturnos porque el agua del río allí se está calentando demasiado para refrigerar sus reactores con seguridad.

El mecanismo es el mismo cada vez. 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. Cuando una ola de calor empuja la temperatura del río cerca de ese límite, EDF tiene que reducir o detener los reactores que dependen de ese río para refrigerarse, sin importar cuánta electricidad necesite la red esa semana. Montel lo describe como el último episodio de un número récord de cortes por calor en la flota nuclear francesa este verano - una forma de contar que trata el recorte en sí como algo normal y la frecuencia como la verdadera noticia.

El balance del verano

No es el primer recorte de la temporada. Una ola de calor anterior este verano ya había obligado a EDF a reducir 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.

El episodio de junio movió no solo la producción, sino también los precios. La electricidad del mercado diario cotizó brevemente por encima de los 300 euros por megavatio hora, casi el doble de la media de mayo, mientras la red recurría más al gas y a las importaciones para cubrir el hueco. Ninguno de estos episodios por separado sería notable; las centrales nucleares francesas ya han absorbido recortes por calor antes. Lo nuevo es el número: este es ya el cuarto o quinto episodio de calor que obliga a recortar producción en un solo verano, no el primero en varios años.

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 el análisis del sector advierte ahora de que el factor de carga de verano de la flota podría caer de cerca del 70 por ciento hacia el 50 por ciento si el patrón se mantiene. 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, 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 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.

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 en agosto, y cada vez menos en julio, ni este año ni en los dos anteriores. 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 Perpignan-Figueres y opera bajo el mercado ibérico MIBEL gestionado por Red Eléctrica, 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 varias veces en 2026, 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 sí lo es.

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