Uma quinta vaga de calor, agora confirmada

A vaga de calor sobre a qual os meteorologistas avisaram a 7 de agosto chegou como previsto. As temperaturas atingiram os 40 graus baixos nos vales do Loire e do Ródano a partir da semana de 10 de agosto, e a 11 e 12 de agosto as restrições de água de arrefecimento da EDF passaram de um aviso para cortes reais de produção. Dois reatores ficaram totalmente fora de serviço porque a água do rio tinha ficado demasiado quente para os arrefecer em segurança, outros quatro viram a produção limitada, e um reator adicional foi retirado devido ao nível baixo do rio - sete reatores afetados por um único episódio, um balanço que transforma a paragem de oito dias de Golfech 2 e o aviso emitido para Tricastin de uma previsão num padrão confirmado.

A EDF estimou o impacto no pico do meio-dia em 7,3 gigawatts de capacidade nuclear cortada, cerca de 12 por cento da frota francesa. É um golpe num único dia maior do que o sofrido pela frota no corte de junho, e ocorreu dentro do mesmo verão que já tinha forçado cortes em Chooz, Cattenom, Bugey, Tricastin e Saint-Alban. O mecanismo não mudou - a lei francesa limita a temperatura da água que uma central nuclear pode devolver a um rio, para proteger os peixes e outra fauna aquática a jusante -, mas a frequência com que esse limite é agora testado, essa mudou.

O balanço do verão

Contemos a temporada até agora. Uma vaga de calor anterior este verão já tinha obrigado a EDF a reduzir a produção em seis reatores em cinco centrais - Chooz 1 e 2, Cattenom 4, Bugey 3, Tricastin 4 e Saint-Alban 1 e 2 - com uma perda combinada de mais de 5 gigawatts, confirmada de forma independente pelo nuclear-news.net e pela consultora do setor IndustrialInfo. Uma vaga de calor distinta, em junho, cortou até 6,4 gigawatts de capacidade nuclear, perto de 14 por cento da procura francesa nesse momento, com temperaturas de 43 graus, e a eletricidade no mercado diário negociou brevemente acima dos 300 euros por megawatt-hora, quase o dobro da média de maio.

Agora somemos agosto. A EDF cortou 7,3 gigawatts no pico do meio-dia de 12 de agosto - dois reatores totalmente fora de serviço, quatro limitados, mais um retirado devido ao nível baixo do rio - e o mercado moveu-se em conformidade: o preço diário da eletricidade em França subiu 21,8 por cento, para 142,50 euros por megawatt-hora, a 11 de agosto, o preço alemão subiu 22,8 por cento, para 138,50 euros, e os preços intradiários em França terão voltado a ultrapassar os 300 euros por megawatt-hora durante o pico de procura do início da noite. A produção eólica alemã caiu cerca de 8,1 gigawatts, para perto de 4,7 gigawatts, cerca de 60 por cento abaixo da média sazonal, pelo que as duas redes ficaram curtas ao mesmo tempo por razões diferentes, e ambas pagaram por isso. Não é um choque novo; é a quinta linha de um balanço que começou em junho.

De fenómeno meteorológico a risco estrutural

A frota nuclear francesa já tinha sofrido choques semelhantes ligados ao calor nos verões de 2022 e 2023, pelo que os cortes recorrentes não são uma novidade em si. O que mudou foi o momento e a gravidade: as vagas de calor deste ano chegaram mais cedo na estação e ultrapassaram os limites de temperatura da água de arrefecimento com maior margem do que em anos anteriores, e os próprios números do episódio de agosto confirmam-no agora - um corte num único dia maior do que o de junho, somado aos mais de 5 gigawatts já perdidos antes neste verão, dentro da mesma estação. Modernizar os reatores com circuitos de arrefecimento fechados que eliminariam a limitação da temperatura do rio também não é uma solução rápida - as obras custam dezenas de milhares de milhões de euros por unidade, o que significa que a limitação física não vai desaparecer nesta década.

Essa combinação - início mais cedo, cortes mais profundos, um mercado que já se repreçou visivelmente duas vezes num só verão, sem solução técnica rápida - é o que transforma um fenómeno meteorológico num dado de planeamento. Uma única vaga de calor é ruído. Cinco vagas de calor a obrigar a cortes de vários gigawatts e a subidas de preço de dois dígitos num único verão, numa frota que fornece cerca de dois terços da eletricidade francesa, formam um padrão sazonal que um planeador de rede, um comprador de eletricidade ou um operador de centro de dados já pode modelar em vez de apenas reagir - e os dados de preços de 11 de agosto são o dado isolado mais claro que vão ter este ano.

O que devem fazer os compradores de eletricidade francesa

A consequência prática recai sobre quem assinou um contrato de compra de eletricidade, um contrato de colocalização ou uma decisão de localização a partir do pressuposto de que o nuclear francês significa uma base firme e de baixo carbono durante todo o ano. Esse pressuposto manteve-se válido na maior parte do ano - não se manteve a 11 de agosto, quando os preços diários subiram mais de um quinto numa única sessão, e não se tem mantido de forma fiável em julho ou agosto há três anos consecutivos. Os operadores com carga flexível ou interrompível devem tratar essa flexibilidade como uma cobertura específica para a janela julho-agosto, não apenas como uma característica geral de eficiência, e quem fixa preços num contrato de compra de eletricidade a preço fixo deve perguntar que cláusulas de corte, se existirem, cobrem efetivamente os cortes ligados ao calor, em vez de assumir em silêncio que a força maior absorve o risco.

Para uma empresa portuguesa que compra eletricidade através da interligação com Espanha e do mercado ibérico MIBEL, gerido em Portugal pela REN - onde o défice eólico alemão da mesma semana empurrou os preços em alta a par dos cortes nucleares franceses -, o número mais útil não é a previsão de temperatura desta semana, mas a tendência da própria frota: os cortes ligados ao calor já atingiram 2022, 2023 e cinco vezes distintas em 2026, sempre com um impacto mensurável nos preços e sempre em reatores diferentes, consoante o rio que aqueceu mais. Orçamentar com base no melhor cenário - um verão inteiro com um fator de capacidade de 70 por cento - já não é um pressuposto prudente. Orçamentar com base no padrão, e no movimento de preços de 11 de agosto como o seu dado mais recente, esse sim.

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