Fiumi caldi fermano il nucleare francese

Quando la Garonna diventa troppo calda per assorbire il calore residuo di un reattore nucleare, il reattore si ferma. È accaduto il 9 luglio alla centrale EDF di Golfech, nel sud della Francia, dove la temperatura del fiume ha superato il limite ambientale fissato per proteggere la vita acquatica (n-tv). Durante l’ondata di caldo di luglio, tre reattori francesi sono usciti dalla rete e altri otto hanno funzionato a potenza ridotta (Carrier Management, EnergyReader). Il parco nucleare francese produce circa il 69% dell’elettricità del Paese (Haya Energy). Poiché i mercati elettrici europei sono collegati oltre confine, quella produzione mancata può spingere al rialzo i prezzi all’ingrosso dal Belgio all’Italia.

La centrale funziona, il fiume no

Un reattore nucleare produce elettricità generando calore, trasformandolo in vapore e scaricando il calore residuo in un fiume o in un sistema di raffreddamento. Quando il fiume è già caldo o ha poca portata, l’impianto non riesce a disperdere abbastanza calore senza danneggiare l’ecosistema a valle. Le autorità fissano limiti di temperatura: quando l’acqua li raggiunge, il reattore deve ridurre la produzione o fermarsi.

È qui che emerge il punto cieco del modo in cui i mercati trattano il nucleare. Lo classificano come “baseload”, cioè quella grande produzione stabile, continua, sempre disponibile, che tiene bassi i prezzi. Ma il baseload presuppone che l’acqua di raffreddamento faccia la sua parte. Secondo Reuters, l’ondata di caldo ha ridotto la produzione nucleare francese di 4,1 GW, circa il 7% della domanda di mezzogiorno, mentre le esportazioni francesi sono scese da circa 10-12 GW a circa 3 GW (Reuters/Yahoo). Il prezzo spot medio francese di giugno è salito a 66,1 euro/MWh, dai 52,2 euro/MWh di maggio, con un picco mensile di 433,4 euro/MWh il 24 giugno (Haya Energy).

L’ondata di caldo non ha messo in crisi il nucleare francese nel suo complesso. I dati di EDF indicano che nel giugno 2026 la produzione nucleare ha raggiunto 27,4 TWh, 1,2 TWh in più rispetto all’anno precedente, mentre le esportazioni nette del primo semestre sono arrivate a 51 TWh, contro 37 TWh un anno prima (EDF, Energie & Management). Ha però assottigliato il margine proprio nelle ore in cui la Francia di solito esporta elettricità a basso costo.

Come un fiume francese scalda i prezzi belgi

Le aste elettriche europee del giorno prima sono accoppiate: i produttori di tutto il continente offrono energia in mercati collegati tra loro, mentre i cavi ad alta tensione spostano elettricità oltre confine. In ogni ora, il prezzo pagato da tutti lo fissa l’ultima centrale, la più costosa, necessaria per coprire la domanda. Quando viene meno una quota di nucleare francese a basso costo, l’asta si chiude invece su centrali a gas più care. Quel prezzo marginale più alto si trasmette ai mercati connessi.

Lo spread day-ahead tra Francia e Germania ha toccato 71,50 euro/MWh il 30 giugno, prima di restringersi a circa 18-26 euro/MWh con l’attenuarsi del caldo, secondo il sito di briefing di mercato lowdown.today. Il Belgio, strettamente interconnesso alla Francia, ha registrato un prezzo quartorario di 1.038,25 euro/MWh alle 20:45 del 24 giugno, secondo la testata di analisi energetica energynews.biz. È un picco di volatilità, non un livello di prezzo stabile. Ma mostra che cosa accade quando la domanda serale resta alta, il solare cala e, nello stesso momento, si riduce la flessibilità del nucleare francese.

Chi paga i fiumi surriscaldati

I vincitori più evidenti sono i produttori a gas. Quando il mercato deve ricorrere a impianti termici costosi per sostituire il nucleare tagliato, quelle centrali incassano il prezzo marginale più alto. Anche trader e operatori di batterie guadagnano dall’allargamento degli spread tra ore economiche e ore care.

A perdere sono gli utenti industriali e i consumatori con contratti indicizzati allo spot, per i quali la bolletta si muove direttamente con i prezzi all’ingrosso. Pagano il prezzo marginale anche se gran parte dell’elettricità in rete continua a provenire da fonti meno costose. L’Italia, dove il gas determina spesso il prezzo marginale e dove i prezzi all’ingrosso sono già quasi doppi rispetto a Francia e Spagna, è tra i Paesi più esposti (euenergy.live, Quoted Business). I Paesi con capacità di interconnessione limitata, come la Spagna dietro il collo di bottiglia dei Pirenei, non riescono a spedire verso nord i surplus rinnovabili a basso costo quando l’offerta francese si stringe (REE).

All’Europa non serve che il nucleare francese fallisca perché lo stress climatico diventi costoso. Basta che una quota di capacità affidabile sparisca nelle ore di punta. Questo episodio è stato un picco, non la prova di una carenza strutturale. Ma un mercato costruito per condividere elettricità a basso costo oltre confine condivide anche la tensione quando i fiumi diventano troppo caldi per raffreddare i reattori che la producono. Più accumuli, più interconnessioni e una domanda più flessibile, con fabbriche e grandi consumatori capaci di spostare i consumi fuori dalle ore care, aiuterebbero ad assorbire questi momenti di stress. Quanta di questa infrastruttura arriverà prima della prossima ondata di caldo resta una scommessa aperta.