Ríos calientes frenan la nuclear francesa

Cuando el Garona está demasiado caliente para absorber el calor residual de un reactor nuclear, el reactor se detiene. Ocurrió el 9 de julio en la central de Golfech, en el sur de Francia, donde la temperatura del río superó el límite ambiental fijado para proteger la vida acuática (n-tv). Durante la ola de calor de julio, tres reactores franceses quedaron fuera de servicio y otros ocho funcionaron a potencia reducida (Carrier Management, EnergyReader). El parque nuclear francés genera alrededor del 69% de la electricidad del país (Haya Energy). Como los mercados eléctricos europeos están conectados entre sí, esa pérdida de producción puede elevar los precios mayoristas desde Bélgica hasta Italia.

La central funciona; el río no acompaña

Los reactores nucleares producen electricidad al generar calor, convertirlo en vapor y evacuar el calor sobrante hacia un río o un sistema de refrigeración. Si el río ya está caliente o lleva poco caudal, la central no puede disipar suficiente calor sin dañar el ecosistema aguas abajo. Los reguladores fijan límites de temperatura y, cuando el agua los alcanza, se debe reducir la producción del reactor o detenerlo.

Ahí aparece una grieta en la forma en que los mercados tratan la energía nuclear. Se clasifica como generación de base: grande, estable y disponible casi siempre, la que ayuda a contener los precios. Pero esa idea presupone que el agua de refrigeración estará disponible en condiciones normales. Reuters informó de que la ola de calor recortó la producción nuclear francesa en 4,1 GW, cerca del 7% de la demanda del mediodía, y de que las exportaciones francesas cayeron desde unos 10-12 GW hasta alrededor de 3 GW (Reuters/Yahoo). El precio medio al contado de junio en Francia subió a 66,1 euros/MWh, frente a los 52,2 euros/MWh de mayo, con un máximo mensual de 433,4 euros/MWh el 24 de junio (Haya Energy).

La ola de calor no averió el parque nuclear francés. Los propios datos de EDF muestran que la producción nuclear de junio de 2026 alcanzó los 27,4 TWh, 1,2 TWh más que un año antes, y que las exportaciones netas del primer semestre llegaron a 51 TWh, frente a los 37 TWh del mismo periodo del año anterior (EDF, Energie & Management). Lo que hizo fue estrechar el margen en las horas en que Francia suele exportar electricidad barata.

Cómo un río francés encarece la luz en Bélgica

Las subastas europeas de electricidad para el día siguiente están acopladas: los generadores de todo el continente pujan en mercados conectados, y las líneas de alta tensión mueven electricidad entre países. El precio que se paga en una hora concreta lo fija la última central, la más cara, necesaria para cubrir la demanda. Cuando sale del sistema una parte de la nuclear francesa barata, la subasta se cierra con centrales de gas más caras. Ese precio marginal más alto se transmite a los mercados conectados.

El diferencial diario entre Francia y Alemania alcanzó los 71,50 euros/MWh el 30 de junio antes de bajar a unos 18-26 euros/MWh a medida que remitía el calor, según el boletín de mercado lowdown.today. Bélgica, muy conectada con Francia, registró un precio cuarto-horario de 1.038,25 euros/MWh a las 20.45 del 24 de junio, según la firma de análisis energético energynews.biz. Fue un pico de volatilidad, no un nivel sostenido. Pero muestra qué ocurre cuando la demanda vespertina sigue alta, la producción solar cae y la flexibilidad nuclear francesa se reduce al mismo tiempo.

Quién paga los ríos recalentados

Las centrales de gas son las ganadoras más claras. Cuando el mercado necesita plantas térmicas caras para reemplazar la nuclear limitada, esas plantas cobran el precio marginal alto. Los operadores de compraventa eléctrica y de baterías también pueden beneficiarse de la ampliación del diferencial entre las horas baratas y las caras.

Los perdedores son los consumidores industriales y los clientes con contratos ligados al mercado al contado, donde la factura eléctrica se mueve directamente con los precios mayoristas. Pagan el precio marginal aunque buena parte de la electricidad de la red siga procediendo de fuentes más baratas. Italia, que depende del gas para fijar su precio marginal y ya paga tarifas mayoristas casi el doble de las de Francia y España, es el país más expuesto (euenergy.live, Quoted Business). Los países con poca capacidad de interconexión transfronteriza, como España al otro lado de los Pirineos, tampoco pueden enviar al norte excedentes renovables baratos con facilidad cuando se estrecha la oferta francesa (REE).

Europa no necesita que falle la nuclear francesa para que el estrés climático encarezca la electricidad. Basta con que desaparezca capacidad fiable durante las horas punta. Este episodio fue un sobresalto, no una prueba de escasez sostenida. Pero un mercado diseñado para compartir electricidad barata entre países también comparte la tensión cuando los ríos están demasiado calientes para enfriar los reactores que la producen. Más almacenamiento, más interconexiones y más demanda flexible, con fábricas y grandes consumidores desplazando consumo fuera de las horas caras, ayudarían a absorber estos episodios. Cuánto de todo eso estará listo antes de la próxima ola de calor sigue siendo una apuesta abierta.