Uma quinta vaga de calor num só verão

Os meteorologistas avisam que a França vai enfrentar a sua quinta vaga de calor de 2026, com temperaturas a poderem chegar aos 40 graus nos vales do Loire e do Ródano e aos 38 graus em Paris a partir da semana de 10 de agosto, segundo a Montel News, que noticiou o aviso pela primeira vez a 7 de agosto. A EDF já parou o reator de Golfech 2, de 1,3 gigawatts, no sul de França, durante oito dias, e avisa que Tricastin pode precisar de cortes noturnos porque a água do rio ali está a ficar demasiado quente para arrefecer os reatores em segurança.

O mecanismo é sempre o mesmo. 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. Quando uma vaga de calor empurra a temperatura do rio para perto desse limite, a EDF tem de reduzir ou parar os reatores que dependem desse rio para arrefecimento, seja qual for a necessidade de eletricidade da rede nessa semana. A Montel classifica isto como o mais recente episódio de um número recorde de cortes ligados ao calor na frota nuclear francesa este verão - uma formulação que trata o corte em si como normal e a frequência como a verdadeira notícia.

O balanço do verão

Não é o primeiro corte da temporada. 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.

O episódio de junho moveu não só a produção, mas também os preços. A eletricidade no mercado diário negociou brevemente acima dos 300 euros por megawatt-hora, quase o dobro da média de maio, enquanto a rede recorria mais ao gás e às importações para cobrir a falha. Nenhum destes episódios, isoladamente, seria notável; as centrais nucleares francesas já tinham absorvido cortes ligados ao calor antes. O que é novo é o número: este é já o quarto ou quinto episódio de calor a obrigar a cortes num único verão, e não o primeiro em vários anos.

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 a análise do setor aponta agora para o risco de o fator de capacidade de verão da frota poder cair de cerca de 70 por cento para perto de 50 por cento, caso o padrão se mantenha. 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, 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 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.

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 em agosto, e cada vez menos em julho, nem este ano nem nos dois anteriores. 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, 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 várias vezes 2026, 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, esse sim.

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