Una quinta ondata di caldo, ora reale

L'ondata di caldo di cui i meteorologi avevano avvertito il 7 agosto è arrivata come previsto. Le temperature hanno toccato i 40 gradi nelle valli della Loira e del Rodano a partire dalla settimana del 10 agosto, e l'11 e il 12 agosto i vincoli sull'acqua di raffreddamento di EDF sono passati da un avvertimento a tagli di produzione effettivi. Due reattori sono andati completamente fuori servizio perché l'acqua del fiume era diventata troppo calda per raffreddarli in sicurezza, altri quattro hanno visto limitata la produzione, e un ulteriore reattore è stato ritirato per il basso livello del fiume - sette reattori colpiti da un solo evento, un bilancio che trasforma il fermo di otto giorni di Golfech 2 e l'avvertimento emesso per Tricastin da una previsione in un modello confermato.

EDF ha stimato l'impatto al picco di mezzogiorno in 7,3 gigawatt di capacità nucleare tagliata, circa il 12 per cento della flotta francese. È un colpo in un solo giorno più grande di quello subito dalla flotta nel taglio di giugno, ed è arrivato nella stessa estate che aveva già costretto a tagli a Chooz, Cattenom, Bugey, Tricastin e Saint-Alban. Il meccanismo non è cambiato - la legge francese limita quanto può essere calda l'acqua che una centrale nucleare rilascia in un fiume, per proteggere i pesci e la fauna acquatica a valle -, ma è cambiata la frequenza con cui quel limite viene ormai messo alla prova.

Il bilancio dell'estate

Contiamo la stagione finora. Un'ondata di caldo precedente, in questa estate, aveva già costretto EDF a ridurre la produzione su sei reattori in cinque siti - Chooz 1 e 2, Cattenom 4, Bugey 3, Tricastin 4 e Saint-Alban 1 e 2 - per una perdita combinata di oltre 5 gigawatt, confermata in modo indipendente da nuclear-news.net e dalla società di settore IndustrialInfo. Un'ondata di caldo distinta, a giugno, ha tagliato fino a 6,4 gigawatt di capacità nucleare, quasi il 14 per cento della domanda francese in quel momento, con temperature di 43 gradi, e l'elettricità sul mercato del giorno prima ha scambiato brevemente sopra i 300 euro per megawattora, quasi il doppio della media di maggio.

Ora aggiungiamo agosto. EDF ha tagliato 7,3 gigawatt al picco di mezzogiorno del 12 agosto - due reattori completamente fuori servizio, quattro limitati, uno ulteriore fermato per il basso livello del fiume - e il mercato si è mosso di conseguenza: il prezzo dell'elettricità francese del giorno prima è salito del 21,8 per cento a 142,50 euro per megawattora l'11 agosto, quello tedesco del 22,8 per cento a 138,50 euro, e i prezzi infragiornalieri in Francia avrebbero di nuovo superato i 300 euro per megawattora durante il picco di domanda della prima serata. La produzione eolica tedesca è scesa di circa 8,1 gigawatt fino a circa 4,7 gigawatt, quasi il 60 per cento sotto la media stagionale, così le due reti sono rimaste scoperte nello stesso momento per motivi diversi, e hanno pagato entrambe. Non è uno shock nuovo; è la quinta riga di un bilancio iniziato a giugno.

Da fenomeno meteorologico a rischio strutturale

La flotta nucleare francese aveva già subito colpi simili legati al caldo nelle estati del 2022 e del 2023, quindi i tagli ricorrenti non sono di per sé una novità. Ciò che è cambiato è il momento e la gravità: le ondate di quest'anno sono arrivate prima nella stagione e hanno superato con più margine i limiti di temperatura dell'acqua di raffreddamento rispetto agli anni precedenti, e i numeri stessi dell'episodio di agosto ora lo confermano - un taglio in un solo giorno più grande di quello di giugno, sommato agli oltre 5 gigawatt già persi prima in questa estate, nella stessa stagione. Anche ammodernare i reattori con circuiti di raffreddamento chiusi, che eliminerebbero il vincolo della temperatura del fiume, non è una soluzione rapida - gli interventi costano decine di miliardi di euro per unità, il che significa che il limite fisico non sparirà in questo decennio.

Questa combinazione - inizio anticipato, tagli più profondi, un mercato che si è già riprezzato visibilmente due volte in un'unica estate, nessuna soluzione tecnica rapida - è ciò che trasforma un evento meteorologico in un dato di pianificazione. Un'ondata di caldo isolata è rumore di fondo. Cinque ondate di caldo che costringono a tagli di più gigawatt e a rialzi di prezzo a doppia cifra in un'unica estate, su una flotta che fornisce circa due terzi dell'elettricità francese, sono un modello stagionale che un pianificatore di rete, un acquirente di elettricità o un operatore di data center può ormai modellare invece di limitarsi a reagire - e i dati sui prezzi dell'11 agosto sono il singolo dato più chiaro che avranno quest'anno.

Cosa dovrebbero fare gli acquirenti di elettricità francese

La conseguenza pratica ricade su chiunque abbia firmato un contratto di acquisto di elettricità, un contratto di colocation o una decisione di localizzazione partendo dal presupposto che il nucleare francese significhi una base ferma e a basse emissioni tutto l'anno. Quel presupposto ha retto per gran parte dell'anno - non ha retto l'11 agosto, quando i prezzi del giorno prima sono saliti di oltre un quinto in una sola seduta, e non ha retto in modo affidabile a luglio o agosto per tre anni consecutivi ormai. Gli operatori con carico flessibile o interrompibile dovrebbero trattare quella flessibilità come una copertura specifica per la finestra luglio-agosto, non solo come una caratteristica generica di efficienza, e chi blocca prezzi fissi in un PPA dovrebbe verificare quali clausole di interruzione, se presenti, coprano davvero i tagli legati al caldo, invece di dare per scontato che la forza maggiore assorba il rischio in silenzio.

Per un'azienda italiana che importa elettricità attraverso le interconnessioni gestite da Terna verso la Francia e la Svizzera - dove il deficit eolico tedesco della stessa settimana ha spinto i prezzi al rialzo di pari passo con i tagli nucleari francesi -, il dato più utile non è la previsione meteo di questa settimana, ma la tendenza della flotta stessa: i tagli legati al caldo hanno ormai colpito nel 2022, nel 2023 e cinque volte distinte nel 2026, ogni volta con un impatto misurabile sui prezzi e ogni volta su reattori diversi a seconda di quale fiume si è scaldato di più. Fare i conti sul caso migliore - un'intera estate con un fattore di carico del 70 per cento - non è più un'ipotesi prudente. Fare i conti sul modello, e sul movimento dei prezzi dell'11 agosto come suo ultimo dato, lo è.

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