Le perdite annuali restano sotto l’1%, ma nelle ondate di calore la capacità disponibile cala di otto-nove gigawatt

Il paradosso dell’estate 2026 si può riassumere con due numeri. A fine giugno e a metà luglio le ondate di calore hanno temporaneamente limitato la capacità massima disponibile delle centrali nucleari francesi di otto-nove gigawatt, fino a un quinto della capacità normalmente disponibile in estate. Eppure, secondo la Corte dei conti francese, tra il 2000 e il 2022 le perdite annue di produzione nucleare legate a temperature alte e portate dei fiumi ridotte sono state inferiori all’1%. Come convivono i due numeri? Una verifica di Carbon Brief pubblicata ai primi di agosto aiuta a leggere lo scarto.

L’affidabilità che si scioglie

Già nell’estate del 2003 le centrali nucleari francesi dovettero ridurre temporaneamente la loro produzione di oltre sei gigawatt. Anche in quell’estate eccezionalmente calda, secondo la Corte dei conti francese, le perdite di produzione nucleare dovute al caldo ammontarono solo a circa l’1,5%. Nel 2023 lo stesso organo ha stimato che, tra il 2000 e il 2022, le perdite annue di tutti i reattori francesi per temperature dell’acqua elevate e livelli fluviali bassi sono rimaste inferiori all’1% della produzione nucleare annua in ciascun anno considerato.

Il paradosso si regge sul calendario. Otto-nove gigawatt sono tanta potenza se manca nelle ore di punta di una settimana torrida, poca se spalmata su un anno di produzione. La Corte dei conti guarda al lungo periodo e vede una perdita contenuta; i mercati elettrici guardano all’immediato e vedono un’offerta che si restringe proprio quando la domanda sale.

Il punto non è che il nucleare non si fermi: si ferma, e in estate lo fa in modo visibile. Il punto è che l’effetto diretto sulla produzione annuale resta contenuto. Se le perdite dirette sono così piccole, perché i mercati elettrici europei hanno toccato massimi pluriennali?

Il prezzo del caldo sui mercati

La risposta sta nei mercati elettrici e nel conto macroeconomico. Il Guardian ha riferito che la Gran Bretagna ha importato elettricità dall’Europa a più di sei volte il prezzo normale, con l’alta pressione che rallentava il vento e riduceva la generazione rinnovabile e con guasti a più impianti a gas del paese. L’aumento della domanda di elettricità e il calo della generazione in Europa hanno spinto i prezzi dell’energia sui mercati a massimi pluriennali.

Il conto non si ferma alla bolletta. Per il 2026 l’impatto sul PIL dell’intera UE è stimato intorno a -1%. Chi cerca un colpevole unico non lo trova: il canale è sistemico. Il caldo riduce la produzione agricola e alza i prezzi alimentari, limita la produzione energetica e spinge in alto i prezzi dell’elettricità, interrompe i trasporti e aumenta i costi di trasporto, rallenta la produttività del lavoro. Ogni voce sottrae qualche decimale al PIL dell’Unione.

Ma la fragilità non riguarda solo il nucleare: tocca anche gli impianti che dovrebbero fare da backup.

Se il backup si inceppa

E qui il paesaggio competitivo si complica. Le alte temperature possono mettere sotto stress le apparecchiature degli impianti a carbone e a gas naturale e limitare l’efficienza delle torri di raffreddamento. Il caso britannico, con guasti a più impianti a gas durante l’ondata di caldo, è lì a ricordarlo. Se anche gas e carbone soffrono il caldo, su cosa potranno contare cittadini e imprese nella prossima ondata?

Nessuna tecnologia è immune. La prossima ondata dirà se la transizione ha un piano per quando tutto, anche il backup, rallenta.