Reattori francesi, luce oltre €300

Il 20,4% finito nei titoli era una fotografia, non il quadro complessivo. AFP lo ha calcolato dai bollettini di EDF prima delle 10:00 del 12 agosto, nel momento esatto in cui la quota più ampia del parco nucleare francese risultava indisponibile per ragioni ambientali (Europe 1, France 24). Una parte di quei reattori continuava però a produrre, sia pure a potenza ridotta. La vicenda economica vera comincia quando quella produzione mancante ha incrociato la domanda di punta.

I prezzi day-ahead dell'elettricità, cioè quelli pagati oggi per la consegna di domani, sono saliti del 21,8% in Francia, a 142,50 euro/MWh, e del 22,8% in Germania, a 138,50 euro/MWh (Euronext/Reuters, Oilprice). In serata, con il calo della produzione solare e una domanda di raffrescamento ancora sostenuta, gli scambi per consegna nello stesso giorno hanno superato in entrambi i Paesi i 300 euro/MWh (The Edge).

13 reattori, due problemi

Dei 57 reattori nucleari francesi, 13 hanno subito limitazioni: otto si sono fermati del tutto e cinque hanno funzionato sotto capacità (Euronews, Barron's).

Il problema più noto è quello dei fiumi troppo caldi. Le centrali nucleari francesi usano acqua di fiume o di mare per raffreddare gli impianti e poi la restituiscono più calda; le regole ambientali fissano limiti alla temperatura di scarico, così da proteggere pesci ed ecosistemi a valle. Quando la Garonna ha raggiunto i 28 °C, la centrale di Golfech ha dovuto ridurre la produzione. A Chooz, vicino al Belgio, la bassa portata della Mosa ha fatto scattare un accordo franco-belga sulla condivisione dell'acqua, e il reattore si è fermato del tutto per preservare le forniture agli utenti a valle nei due Paesi (EDF Chooz, Franceinfo). Vincoli simili hanno colpito gli impianti lungo il Rodano.

La sorpresa è arrivata dalle meduse. A Gravelines, il più grande sito nucleare francese sulla costa del Mare del Nord, un arrivo massiccio ha ostruito le pompe di presa dell'acqua di raffreddamento. EDF ha spento tre unità e ne ha ridotta una quarta, spingendo l'indisponibilità ambientale oltre il precedente record del 15,6%, segnato appena due giorni prima (EDF, Le Figaro).

Scarsità in Francia, bollette più alte oltreconfine

L'Europa collega i mercati elettrici nazionali attraverso aste giornaliere comuni, per cui la scarsità in Francia può far salire il prezzo pagato dai Paesi vicini. Quando viene meno una quota di nucleare a basso costo, entrano in funzione centrali a gas più care. L'ultimo impianto necessario a coprire la domanda tende a fissare il prezzo di mercato per quell'ora: così il gas può determinare il prezzo dell'intero mercato anche quando gran parte dell'elettricità arriva da fonti meno costose.

La stretta si è accentuata perché la produzione eolica tedesca è scesa a 4,7 GW, circa il 60% sotto la norma stagionale (Euronext/Reuters). Due delle maggiori fonti europee di elettricità a basso costo si sono indebolite nello stesso momento, mentre il solare serale è venuto meno come previsto.

La Commissione europea ha dichiarato l'11 agosto che il sistema restava stabile, con gli interconnettori impegnati a spostare energia verso le aree più tese (European Commission). Nessun Paese ha perso forniture elettriche. Ma tenere accese le luci e mantenere le bollette sostenibili sono due cose diverse.

Le famiglie olandesi con contratti dinamici, nei quali il prezzo al dettaglio segue ora per ora quello all'ingrosso, hanno subito l'impatto più diretto (NL Times, Welingelichte Kringen). L'Italia, grande acquirente di elettricità francese, durante un episodio simile di giugno aveva visto la capacità disponibile per l'export ridursi da circa 10-12 GW a circa 3 GW (DW). In Romania, l'unità 2 di Cernavoda era già fuori servizio dopo che la siccità del Danubio aveva ridotto l'acqua disponibile per il raffreddamento, irrigidendo separatamente il mercato dell'Europa sudorientale.

Dall'altra parte, i proprietari di centrali a gas e gli operatori di batterie hanno venduto energia a quegli stessi prezzi elevati. I costi del combustibile o dell'energia immagazzinata non sono aumentati nella stessa ora, e il margine tra quanto avevano pagato e quanto hanno incassato si è allargato.

Perdite annue contenute, ore molto care

EDF sostiene che i vincoli climatici incidano poco sulla produzione annuale. La serie storica lo conferma: le perdite sono rimaste sotto l'1% della produzione nucleare francese in quasi tutti gli anni tra il 2000 e il 2022, arrivando a circa l'1,5% solo nell'estate estrema del 2003 (DW). La società prevede di spendere circa 9 miliardi di euro in 15 anni per adattare il parco all'aumento delle temperature (Le Monde).

Le medie annuali, però, nascondono il punto in cui il costo si scarica davvero: sulle famiglie e sulle imprese che comprano elettricità nelle ore precise in cui più reattori riducono insieme la produzione. Le perdite nucleari annue possono restare modeste mentre il costo di mercato diventa pesante, perché l'elettricità rincara rapidamente quando l'offerta a basso costo sparisce durante i picchi di domanda. Se gli investimenti di EDF riusciranno a ridurre davvero queste perdite nelle ore critiche, o se si limiteranno a contenere l'energia totale non prodotta nell'arco dell'anno, dovranno mostrarlo RTE, il gestore della rete francese, e i dati di mercato delle prossime ondate di calore.