Gravelines fermata dalle meduse

Tonnellate di meduse hanno intasato i filtri dell'acqua di mare, riducendo la portata delle pompe e mandando in crisi il raffreddamento. Uno dopo l'altro, i sei reattori di Gravelines sono usciti dalla rete (EDF, France 24). Al 27 agosto, due unità funzionavano a potenza ridotta, due si erano fermate per le meduse, una era fuori servizio per un guasto tecnico e una era già in manutenzione. Nella centrale vicino a Dunkerque non c'era un solo reattore in esercizio normale.

Gravelines conta sei reattori da 900 MW, per circa 5,4 GW di capacità: abbastanza, in una giornata senza vento, per alimentare un Paese europeo di medie dimensioni (EDF, El Debate). Era il terzo episodio legato alle meduse in dodici mesi. Nessun sistema radioattivo ha subito danni. EDF ha precisato che non vi sono state conseguenze per la sicurezza né per l'ambiente (Le Figaro). Ma dalla rete che alimenta Francia, Belgio, Regno Unito e oltre sono scomparsi diversi gigawatt di elettricità a basso costo e normalmente affidabile.

Un problema di filtri con un prezzo di mercato

Gravelines usa acqua di mare per raffreddare la parte convenzionale dell'impianto, quella delle turbine, dove il vapore diventa elettricità. Le meduse si sono accumulate sulle griglie preliminari e sui filtri rotanti della stazione di pompaggio, soffocando il flusso d'acqua necessario a disperdere il calore (France 3 Hauts-de-France). Quando la portata cala, gli operatori riducono la produzione o spengono del tutto l'unità. Il nocciolo resta in sicurezza. L'elettricità, però, sparisce.

Dopo l'episodio dell'agosto 2025, che fermò Gravelines per quasi 48 ore, EDF ha installato telecamere nei canali di presa e avviato una collaborazione con i pescherecci per individuare al largo gli sciami di meduse (EDF, France 3 Hauts-de-France). Questa volta le difese non sono bastate.

Chi paga, allora? Nel mercato elettrico europeo accoppiato, produttori e acquirenti scambiano blocchi orari per la consegna del giorno successivo nelle aste day-ahead. Quando viene meno nucleare a basso costo, il sistema deve sostituirlo con gas più caro o con energia importata, e il prezzo marginale sale nei Paesi collegati da cavi sottomarini e linee terrestri. L'onda si propaga fin dove gli interconnettori hanno capacità disponibile; si attenua quando quei collegamenti si saturano.

Questo episodio non ha lasciato una fiammata evidente nei prezzi spot. Il 27 agosto la media day-ahead francese era di 157 euro/MWh, quella belga di 162 euro/MWh, appena sopra il giorno precedente (Selectra). Bloomberg ha però riferito che l'interruzione ha contribuito a spingere i contratti francesi month-ahead, cioè l'energia comprata oggi per la consegna il mese prossimo, al livello più alto dal gennaio 2025 (Bloomberg). I trader non stanno prezzando soltanto l'incidente, ma la ripetizione del fenomeno.

Il quadro di agosto è più pesante

Il 12 agosto il 20,4% del parco nucleare di EDF era fuori servizio per ragioni ambientali: caldo, fiumi in secca, meduse. Tredici dei 57 reattori francesi risultavano coinvolti (France 24). Quella stretta più ampia ha mosso davvero i mercati: i prezzi day-ahead sono saliti del 21,8% in Francia e del 22,8% in Germania, mentre il nucleare francese limitato dal caldo incontrava una produzione eolica tedesca debole (Euronext/Reuters). La Commissione europea ha dichiarato che il sistema elettrico è rimasto stabile (European Commission). Stabile, però, non significa economico.

Le perdite si distribuiscono a strati. EDF perde per prima i ricavi della produzione mancata. I fornitori che hanno venduto contratti a prezzo fisso devono comprare energia sostitutiva al prezzo imposto dal mercato. Le imprese con contratti variabili vedono la bolletta salire subito. I governi assorbono una parte dell'urto quando tariffe regolate o sussidi limitano i prezzi al dettaglio. Dall'altra parte, centrali a gas e produttori flessibili incassano il vantaggio: vendono al prezzo marginale più alto creato dall'assenza del nucleare.

La stessa famiglia di problemi si è vista quest'estate sul Danubio, dove la siccità ha costretto la centrale ungherese di Paks a ridurre la produzione. Il governo ungherese ha indicato costi per l'energia sostitutiva, acquistata da fonti più care per compensare il calo, pari ad almeno 50 miliardi di fiorini al mese se Paks avesse perso l'acqua di raffreddamento (Hungarian Government, MVM Paks). Il fattore scatenante cambia, il risultato no: l'energia continua e affidabile viene meno, e il conto arriva a consumatori e bilanci pubblici dentro una rete interconnessa.

Gravelines mostra che il rischio nucleare europeo non riguarda più soltanto la sicurezza dei reattori, ma anche la capacità dei sistemi di raffreddamento di mantenere in circolo elettricità a basso costo in estati più calde e biologicamente più instabili. EDF, gestori di rete e ministeri dell'Energia non hanno pubblicato soglie operative né regole di emergenza che permettano ai mercati e ai Paesi vicini di prepararsi al prossimo episodio. Questa volta non c'è stato un picco di prezzo inequivocabile. La tendenza, però, è già entrata nella curva forward.