Sulla Garonna, sul Rodano, sulla Senna, i reattori nucleari francesi prendono l’acqua di raffreddamento dal fiume e la restituiscono qualche grado più calda. È così da decenni: la centrale gira, il fiume assorbe e il surplus elettrico prende la strada del Belgio e della Germania, undici o dodici gigawatt che ogni giorno lasciano il paese.
Il 24 giugno 2026 un’alta pressione si è fermata sull’Europa occidentale. Il giorno dopo, a mezzogiorno, l’aria sopra le otto centrali francesi raffreddate da un fiume ha toccato 42,5°C.
La legge francese fissa un limite preciso: la Garonna non può superare i 28°C dopo lo scarico dell’acqua di raffreddamento, la Senna non può salire di più di 3°C a valle della centrale e restare comunque sotto i 28°C medi.
Per questo EDF ha fermato i reattori di Nogent-sur-Seine, Bugey e Golfech. A mezzogiorno del 25 giugno la produzione nucleare francese era scesa di 4,1 gigawatt, il 7% della domanda del Paese in quelle ore. Il surplus che ogni pomeriggio lascia la Francia per i vicini è passato da 11-12 gigawatt a meno di 3 nel giro di pochi giorni.
Il Belgio importa quel surplus e il 24 giugno, alle 20:45, il prezzo spot dell’elettricità a Bruxelles ha superato i 1.000 euro per megawattora; la media della giornata è stata di 257,5 euro, contro una media stagionale che di solito resta tra i 60 e gli 80. Chi in quelle ore aveva un contratto indicizzato al mercato ha pagato il conto di una centrale che, a 300 chilometri di distanza, non riusciva più a raffreddarsi.
Il conto non si è fermato al Belgio. Confrontando la settimana dell’ondata, dal 21 al 27 giugno, con la settimana precedente, la bolletta elettrica complessiva è salita di circa 371 milioni di euro in Germania e 360 milioni in Francia — non un picco isolato su un mercato spot, ma un costo aggiuntivo spalmato su ogni utenza allacciata alla rete in quei sette giorni.
A 1.300 chilometri da Bruxelles, nella stessa settimana, la Spagna produceva elettricità come mai prima: a giugno il solare ha coperto il 29,6% della domanda nazionale, il livello più alto mai registrato in un mese.
Ma il prezzo medio è salito a 69,89 euro per megawattora, da 54,23 di maggio, un rialzo reale, ma lontanissimo dal picco belga.
Madrid non dipende dalla temperatura di un fiume: dipende dal pannello, e il pannello, quella settimana, lavorava a pieno regime. E anche la Spagna non ha chiuso la sua partita con il nucleare: a ottobre 2025 gli operatori di Almaraz hanno chiesto di prolungare fino al 2030 l’attività dei due reattori che la Legge prevedeva di fermare nel 2027.
Nello stesso trimestre, sulla penisola iberica, i prezzi negativi dell’elettricità hanno toccato il record storico proprio nelle ore di massima produzione solare: quando i pannelli rendono di più, l’elettricità non paga chi li ha installati. E nell’ultima settimana di giugno, nei giorni dell’ondata, la produzione solare è calata in Spagna, in Italia, in Portogallo, mentre la domanda per il raffrescamento saliva.
Il fiume che limita i reattori francesi e il pannello che non paga chi lo possiede vengono da scelte fatte in decenni diversi, per ragioni che non hanno nulla in comune tra loro. Si sono incrociati nella stessa settimana di giugno, sulla stessa bolletta di chi a Bruxelles quella sera aveva acceso il condizionatore.
L’estate prossima in Europa sarà, con ogni probabilità, più calda di questa.
Chi accenderà il condizionatore, in quel momento, con quale delle due energie starà usando — e a quale prezzo?
