Francia encarece la luz nuclear

El 20,4% que abrió titulares era una fotografía, no el balance del día. AFP lo calculó a partir de los avisos de EDF antes de las 10.00 del 12 de agosto, justo en el momento en que la mayor parte del parque nuclear francés aparecía clasificada como no disponible por motivos ambientales (Europe 1, France 24). Algunos reactores siguieron produciendo, aunque a menor potencia. La historia económica estuvo en los precios: la producción perdida coincidió con una demanda elevada y el mercado reaccionó con rapidez.

Los precios eléctricos del mercado diario, es decir, lo que se paga hoy por la electricidad que se entregará mañana, subieron un 21,8% en Francia, hasta 142,50 euros/MWh, y un 22,8% en Alemania, hasta 138,50 euros/MWh (Euronext/Reuters, Oilprice). Al caer la tarde, cuando la generación solar empezó a desaparecer y la demanda de refrigeración se mantuvo alta, los precios intradía en ambos países superaron los 300 euros/MWh (The Edge).

13 reactores, dos problemas

De los 57 reactores nucleares franceses, 13 se vieron afectados: ocho quedaron completamente parados y cinco funcionaron por debajo de su capacidad (Euronews, Barron's).

El problema conocido fueron los ríos demasiado calientes. Las centrales nucleares francesas bombean agua de ríos o del mar para refrigerar sus sistemas y después la devuelven a mayor temperatura. Las normas ambientales limitan la temperatura de esa agua vertida para proteger a los peces y los ecosistemas aguas abajo. Cuando el Garona alcanzó los 28 °C, la central de Golfech tuvo que reducir producción. En Chooz, cerca de Bélgica, el bajo caudal del Mosa activó un acuerdo franco-belga de reparto de agua, y el reactor se detuvo por completo para preservar el suministro de los usuarios situados aguas abajo en ambos países (EDF Chooz, Franceinfo). Centrales situadas en el Ródano sufrieron restricciones similares.

La sorpresa llegó con las medusas. En Gravelines, el mayor complejo nuclear francés, situado en la costa del mar del Norte, una llegada masiva bloqueó las bombas de entrada de agua de refrigeración. EDF paró tres unidades y redujo una cuarta, lo que llevó la indisponibilidad ambiental por encima del récord anterior, del 15,6%, registrado solo dos días antes (EDF, Le Figaro).

Escasez en Francia, facturas más altas al lado

Europa conecta sus mercados eléctricos nacionales mediante subastas diarias compartidas, de modo que la escasez en Francia puede elevar el precio que se paga en los países vecinos. Cuando se retira electricidad nuclear barata, entran centrales de gas más caras. La última planta necesaria para cubrir la demanda suele fijar el precio de mercado de esa hora. Así, el gas puede marcar el precio de todo el sistema aunque la mayor parte de la electricidad proceda de fuentes más baratas.

La tensión aumentó porque la producción eólica alemana cayó hasta 4,7 GW, alrededor de un 60% por debajo de la media estacional (Euronext/Reuters). Dos de las mayores fuentes de electricidad barata de Europa flojearon al mismo tiempo, mientras la solar desaparecía por la tarde según lo previsto.

La Comisión Europea afirmó el 11 de agosto que el sistema seguía estable, con los interconectores enviando electricidad hacia las zonas más tensionadas (European Commission). Ningún país perdió suministro eléctrico. Mantener las luces encendidas y mantener las facturas bajo control son, sin embargo, dos problemas distintos.

Los hogares neerlandeses con contratos dinámicos, en los que el precio minorista sigue hora a hora las cotizaciones mayoristas, recibieron el golpe más directo (NL Times, Welingelichte Kringen). Italia, gran compradora de electricidad francesa, ya vio durante un episodio similar en junio cómo las exportaciones disponibles caían de unos 10-12 GW a cerca de 3 GW (DW). En el sureste europeo, la unidad 2 de Cernavoda, en Rumanía, estaba ya fuera de servicio después de que la sequía del Danubio redujera su suministro de agua de refrigeración.

En el otro lado quedaron los propietarios de centrales de gas y los operadores de baterías, que vendieron electricidad a esos precios elevados. Sus costes de combustible o de energía almacenada no subieron en la misma hora, por lo que se amplió la diferencia entre lo que habían pagado y lo que ingresaron.

Pequeñas pérdidas anuales, horas caras

EDF sostiene que las restricciones climáticas apenas reducen la producción anual. La serie histórica respalda esa idea: las pérdidas se mantuvieron por debajo del 1% de la producción nuclear francesa en casi todos los años entre 2000 y 2022, y solo llegaron a alrededor del 1,5% durante el verano extremo de 2003 (DW). La empresa prevé invertir unos 9.000 millones de euros en 15 años para adaptar su parque al aumento de las temperaturas (Le Monde).

Las medias anuales, aun así, ocultan dónde se concentra el coste. Recae sobre hogares y empresas que compran electricidad durante las horas concretas en que varios reactores reducen producción a la vez. Las pérdidas nucleares anuales pueden seguir siendo pequeñas mientras el coste de mercado resulta elevado, porque la electricidad se encarece con rapidez cuando desaparece oferta barata en momentos de alta demanda. Si la inversión de EDF reducirá de verdad esas pérdidas en las horas punta, o solo limitará la energía total perdida a lo largo del año, tendrán que mostrarlo RTE, el operador de la red francesa, y los datos de mercado de las próximas olas de calor.