Oltre un quinto della capacità nucleare francese è rimasto fuori servizio per siccità, caldo estremo e un’invasione di meduse: lo ha riferito Le Monde lo scorso 12 agosto, parlando di un deficit superiore al 20% della capacità di produzione nucleare, il più alto mai registrato. Eppure, secondo RTE, il prezzo medio annuale spot dell’elettricità in Francia nel 2025 è salito solo a 61 €/MWh, contro i 58 €/MWh del 2024. Tre euro di differenza, in un anno in cui il mercato elettrico francese ha dato segnali contraddittori.

Prima di proseguire, conviene mettere in ordine le grandezze in gioco. Una cosa è la capacità di produzione — la potenza disponibile —, un’altra l’energia effettivamente generata, un’altra ancora il prezzo. Il deficit citato da Le Monde riguarda la capacità; i 61 €/MWh sono un prezzo sul mercato spot. I due numeri possono convivere senza contraddizione, se la domanda non spinge.

Reattori fermi, prezzo quasi piatto

La Francia usa il nucleare per generare circa il 70% della sua elettricità. Con un quinto della capacità ferma, ci si aspetterebbe un mercato sotto stress. Invece la media annuale si è mossa di tre euro: da 58 a 61 €/MWh rispetto al 2024.

Dietro la media, però, il mercato si è agitato. Negli ultimi anni i prezzi spot sono diventati sempre più volatili: i picchi mattutini e serali si sono alzati, mentre il plateau di metà giornata si è trasformato in un minimo. La curva media oraria si è deformata, ma il baricentro annuale è rimasto quasi fermo.

Come è possibile che un parco nucleare in deficit record non abbia fatto esplodere i prezzi? La risposta non sta nei reattori, ma nella domanda.

Il paradosso della sovraccapacità

Secondo RTE, la Francia affrontava una sovraccapacità strutturale destinata a durare fino al 2027-2028: l’analisi era disponibile già nel 2025. La domanda elettrica era di 30 TWh sotto i livelli pre-Covid. In altre parole, c’è più capacità di quanta il Paese ne consumi.

È questo il punto: con la domanda anemica, anche un deficit rilevante nella capacità installata si traduce in prezzi medi stabili. Il deficit citato da Le Monde interessa la capacità; la domanda, invece, è la variabile che determina quanto di quella capacità viene effettivamente chiamata a produrre. Se la domanda è di 30 TWh sotto i livelli pre-Covid, il sistema parte con un cuscinetto. Il mercato ha più offerta di quanta riesca ad assorbirne; gli shock vengono ammortizzati senza trasmettersi al prezzo medio nella stessa misura in cui avverrebbero in un sistema tirato. I 61 €/MWh del 2025 non raccontano un mercato sotto stress, ma un mercato con margini ampi.

La sovraccapacità, peraltro, non è un episodio: secondo l’analisi citata, era destinata a restare fino al 2027-2028. Il paradosso dei prezzi stabili poteva quindi ripetersi, a meno che non intervenisse un fattore esterno. E il fattore esterno c’è: il gas.

L’inverno del gas

Se il mercato elettrico francese sembra dormire, quello del gas europeo no. A fine agosto le scorte di gas dell’Unione Europea erano a circa il 63%, secondo i dati di Gas Infrastructure Europe: uno dei livelli più bassi mai registrati per questo periodo dell’anno e circa 18 punti percentuali sotto la media quinquennale.

Il numero conta perché una partenza così bassa riduce il margine di sicurezza con cui l’Europa affronta i mesi freddi. La crescente volatilità dei prezzi spot — picchi mattutini e serali più alti, metà giornata ormai un minimo — mostra che il mercato, sotto la superficie, non è affatto piatto. Riuscirà l’Europa a ricostruire le scorte senza tensioni sui prezzi? O l’inverno arriverà con il gas tirato?

La risposta definirà i prezzi dei prossimi mesi. Il prossimo inverno non dipenderà solo dai reattori francesi, ma dalla velocità con cui l’Europa ricostruirà le scorte di gas: il 63% è il numero da tenere d’occhio.