Un'ondata di caldo in un'unica estate

I meteorologi avvertono che la Francia affronterà la sua quinta ondata di caldo del 2026, con temperature previste fino a 40 gradi nelle valli della Loira e del Rodano e 38 gradi a Parigi a partire dalla settimana del 10 agosto, secondo Montel News, che ha riportato per prima l'allarme il 7 agosto. EDF ha già fermato il reattore Golfech 2, da 1,3 gigawatt, nel sud della Francia, per otto giorni, e avverte che Tricastin potrebbe aver bisogno di tagli notturni perché l'acqua del fiume lì diventa troppo calda per raffreddare i reattori in sicurezza.

Il meccanismo è sempre lo stesso. 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. Quando un'ondata di caldo spinge la temperatura del fiume vicino a quel limite, EDF deve rallentare o fermare i reattori che dipendono da quel fiume per il raffreddamento, indipendentemente da quanta elettricità serva alla rete quella settimana. Montel definisce questo l'ultimo episodio di un numero record di blackout legati al caldo nella flotta nucleare francese quest'estate - una formula che tratta il singolo taglio come normale e la frequenza come la vera notizia.

Il bilancio dell'estate

Non è il primo taglio della stagione. 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.

L'episodio di giugno ha spostato non solo la produzione, ma anche i prezzi. L'elettricità sul mercato del giorno prima ha scambiato brevemente sopra i 300 euro per megawattora, quasi il doppio della media di maggio, mentre la rete faceva più affidamento su gas e importazioni per colmare il divario. Nessuno di questi episodi, preso da solo, sarebbe notevole; le centrali nucleari francesi hanno già assorbito tagli legati al caldo in passato. Ciò che è nuovo è il numero: questo è già il quarto o quinto episodio di caldo che costringe a tagli in una sola estate, non il primo in diversi anni.

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 le analisi di settore segnalano ora il rischio che il fattore di carico estivo della flotta scenda dal circa 70 per cento verso il 50 per cento se il modello dovesse continuare. 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, 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 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.

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 ad agosto, e sempre più spesso a luglio, né quest'anno né nei due precedenti. 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, il dato più utile non è la previsione meteo di questa settimana, ma la tendenza della flotta stessa: i tagli legati al caldo hanno già colpito nel 2022, nel 2023 e più volte nel 2026, 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 lo è.

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