Rios quentes travam nuclear francesa

Quando o Garona está demasiado quente para absorver o calor residual de um reator nuclear, o reator pára. Foi o que aconteceu a 9 de julho na central de Golfech, da EDF, no sul de França, onde a temperatura do rio ultrapassou o limite ambiental definido para proteger a vida aquática (n-tv). Durante a vaga de calor de julho, três reatores franceses ficaram fora de serviço e outros oito funcionaram com potência reduzida (Carrier Management, EnergyReader). A frota nuclear francesa assegura cerca de 69% da eletricidade do país (Haya Energy). Como os mercados elétricos europeus estão ligados entre si, a produção que desaparece em França pode fazer subir os preços grossistas da Bélgica à Itália.

A central funciona. O rio é que não acompanha

Uma central nuclear produz eletricidade gerando calor, transformando água em vapor e libertando o calor remanescente para um rio ou para um sistema de arrefecimento. Quando o rio já está quente, ou quando o caudal é baixo, a central deixa de conseguir dissipar esse calor sem elevar demasiado a temperatura da água a jusante. Por isso, os reguladores impõem limites térmicos. Quando a água chega a esses limites, o reator tem de reduzir a potência ou parar.

É aqui que surge a fragilidade escondida na forma como o mercado olha para o nuclear. A energia nuclear é tratada como produção de base: grande, estável, disponível quase sempre, capaz de manter os preços baixos. Mas essa ideia pressupõe que a água de arrefecimento está disponível nas condições certas. Segundo a Reuters, a vaga de calor cortou 4,1 GW à produção nuclear francesa, cerca de 7% da procura ao meio-dia, e as exportações francesas caíram de aproximadamente 10 a 12 GW para cerca de 3 GW (Reuters/Yahoo). O preço spot médio em França subiu em junho para 66,1 €/MWh, contra 52,2 €/MWh em maio, tendo atingido um máximo mensal de 433,4 €/MWh a 24 de junho (Haya Energy).

A vaga de calor não comprometeu o parque nuclear francês como um todo. Os dados da própria EDF mostram que a produção nuclear de junho de 2026 chegou a 27,4 TWh, mais 1,2 TWh do que um ano antes, enquanto as exportações líquidas no primeiro semestre atingiram 51 TWh, contra 37 TWh no período homólogo (EDF, Energie & Management). O que aconteceu foi mais específico: a margem encolheu nas horas em que França costuma vender eletricidade barata aos vizinhos.

Como um rio francês aquece os preços belgas

Os leilões diários de eletricidade na Europa estão acoplados: os produtores apresentam ofertas em mercados nacionais interligados, e os cabos de alta tensão transportam energia entre países. Em cada hora, o preço é definido pela última central necessária para satisfazer a procura, normalmente a mais cara entre as que entram no despacho. Quando parte da produção nuclear francesa, mais barata, sai do sistema, o leilão pode passar a fechar com centrais a gás, mais dispendiosas. Esse preço marginal mais alto propaga-se pelos mercados conectados.

O diferencial diário entre França e Alemanha chegou a 71,50 €/MWh a 30 de junho, antes de recuar para cerca de 18 a 26 €/MWh à medida que o calor abrandou, segundo o site de informação de mercado lowdown.today. A Bélgica, fortemente interligada com França, registou um preço de 1 038,25 €/MWh num intervalo de quinze minutos às 20h45 de 24 de junho, de acordo com a publicação de análise energética energynews.biz. Foi um pico de volatilidade, não um novo patamar sustentado de preços. Mas mostrou o que acontece quando a procura ao fim do dia continua elevada, a produção solar desaparece e a flexibilidade nuclear francesa diminui ao mesmo tempo.

Quem paga os rios sobreaquecidos

Os produtores a gás são os beneficiários mais evidentes. Quando o mercado precisa de centrais térmicas caras para substituir nuclear limitado, essas centrais recebem o preço marginal elevado que fecha o leilão. Operadores de baterias e negociadores de energia também ganham quando aumenta a diferença entre horas baratas e horas caras.

Do outro lado ficam os consumidores industriais e os clientes com contratos indexados ao mercado spot, cujas faturas acompanham diretamente os preços grossistas. Pagam o preço marginal, embora grande parte da eletricidade consumida continue a vir de fontes mais baratas. Itália, onde o gás tem frequentemente peso decisivo na formação do preço marginal e onde os preços grossistas já são quase o dobro dos registados em França e Espanha, é o país mais exposto (euenergy.live, Quoted Business). Países com capacidade limitada de interligação, como Espanha atrás dos Pirenéus, também não conseguem enviar para norte excedentes renováveis baratos em escala suficiente quando a oferta francesa aperta (REE).

A Europa não precisa de uma falha generalizada do nuclear francês para que o stress climático se torne caro. Basta que capacidade normalmente fiável desapareça nas horas de maior procura. Este episódio foi um pico, não prova de escassez prolongada. Mas um mercado desenhado para partilhar eletricidade barata através das fronteiras também partilha a tensão quando os rios aquecem demasiado para arrefecer os reatores que a produzem. Mais armazenamento, mais interligações e mais procura flexível, com fábricas e grandes consumidores a deslocarem consumo para fora das horas caras, ajudariam a absorver estes choques. Quanto disso estará instalado antes da próxima vaga de calor continua em aberto.