Reactores franceses levam luz acima de €300

O número de 20,4 por cento que fez manchetes era uma fotografia de um momento, não o retrato completo da crise. A AFP calculou-o a partir dos avisos da EDF antes das 10h00 de 12 de agosto, quando a maior fatia do parque nuclear francês estava classificada como indisponível por razões ambientais (Europe 1, France 24). Parte desses reatores continuou a produzir, embora a potência reduzida. O efeito económico apareceu nos preços, quando essa perda de produção coincidiu com a procura elevada provocada pelo calor.

Os preços da eletricidade no mercado diário, em que os compradores pagam hoje a energia entregue no dia seguinte, subiram 21,8 por cento em França, para 142,50 euros/MWh, e 22,8 por cento na Alemanha, para 138,50 euros/MWh (Euronext/Reuters, Oilprice). Ao fim da tarde, com a produção solar a desaparecer e a procura por arrefecimento ainda elevada, os preços intradiários nos dois países ultrapassaram os 300 euros/MWh (The Edge).

13 reatores, dois problemas

Dos 57 reatores nucleares franceses, 13 foram afetados: oito pararam totalmente e cinco funcionaram abaixo da capacidade normal (Euronews, Barron's).

O problema conhecido foi o aquecimento dos rios. As centrais nucleares francesas captam água de rios ou do mar para arrefecer os seus sistemas e devolvem-na mais quente. As regras ambientais limitam a temperatura dessa água devolvida, para proteger peixes e ecossistemas a jusante. Quando o Garona chegou aos 28°C, a central de Golfech teve de reduzir a produção. Em Chooz, perto da Bélgica, o baixo caudal do Mosa acionou um acordo franco-belga de partilha de água, e o reator parou por completo para preservar o abastecimento dos utilizadores a jusante nos dois países (EDF Chooz, Franceinfo). Restrições semelhantes atingiram centrais no Ródano.

A surpresa veio das alforrecas. Em Gravelines, a maior instalação nuclear francesa, na costa do mar do Norte, uma chegada em massa bloqueou as bombas de captação de água de arrefecimento. A EDF desligou três unidades e reduziu uma quarta, levando a indisponibilidade ambiental acima do anterior máximo de 15,6 por cento, registado apenas dois dias antes (EDF, Le Figaro).

Escassez em França, contas mais altas ao lado

A Europa liga os mercados nacionais de eletricidade através de leilões diários comuns, pelo que a escassez em França pode aumentar o preço pago nos países vizinhos. Quando a produção nuclear barata sai do sistema, entram centrais a gás, mais caras. A última central necessária para satisfazer a procura tende a fixar o preço de mercado nessa hora. Assim, o gás pode determinar o preço de toda a eletricidade, mesmo quando a maior parte da energia vem de fontes mais baratas.

O aperto agravou-se porque a produção eólica alemã caiu para 4,7 GW, cerca de 60 por cento abaixo da norma sazonal (Euronext/Reuters). Duas das maiores fontes europeias de eletricidade de baixo custo enfraqueceram ao mesmo tempo, enquanto a produção solar desapareceu ao fim do dia, como sempre acontece.

A Comissão Europeia afirmou em 11 de agosto que o sistema se mantinha estável, com as interligações a deslocarem eletricidade para as regiões sob maior pressão (European Commission). Nenhum país ficou sem abastecimento. Mas garantir eletricidade e garantir preços comportáveis são problemas diferentes.

As famílias neerlandesas com contratos dinâmicos, em que o preço retalhista acompanha hora a hora o mercado grossista, sofreram o impacto mais direto (NL Times, Welingelichte Kringen). Itália, grande compradora de eletricidade francesa, viu as exportações disponíveis encolherem num episódio semelhante em junho, de cerca de 10 a 12 GW para aproximadamente 3 GW (DW). A unidade 2 de Cernavoda, na Roménia, já estava parada depois de a seca no Danúbio ter reduzido a água disponível para arrefecimento, apertando separadamente o mercado do sudeste europeu.

Do lado dos beneficiários ficaram os operadores de centrais a gás e de baterias, que venderam eletricidade nesses mesmos preços elevados. Os seus custos de combustível, ou a energia armazenada, não subiram na mesma hora, pelo que aumentou a diferença entre o que pagaram e o que receberam.

Pequenas perdas anuais, horas caras

A EDF argumenta que as restrições climáticas quase não afetam a produção anual. O histórico dá-lhe alguma razão: entre 2000 e 2022, as perdas ficaram abaixo de 1 por cento da produção nuclear francesa em quase todos os anos, chegando a cerca de 1,5 por cento apenas no verão extremo de 2003 (DW). A empresa planeia investir cerca de 9 mil milhões de euros em 15 anos para adaptar o parque nuclear ao aumento das temperaturas (Le Monde).

As médias anuais, porém, escondem onde o custo se concentra. Recai sobre famílias e empresas que compram eletricidade nas horas concretas em que vários reatores reduzem produção ao mesmo tempo. As perdas nucleares anuais podem continuar pequenas enquanto o custo de mercado é elevado, porque a eletricidade encarece depressa quando desaparece oferta de baixo custo durante picos de procura. Se o investimento da EDF reduzirá de facto essas perdas nas horas críticas, ou apenas limitará a energia total perdida ao longo do ano, é algo que só os dados da RTE, o operador da rede francesa, e os próximos episódios de calor permitirão avaliar.