El calor extremo que ha castigado al centro y sur de Europa este verano está obligando a las centrales nucleares a reducir su producción, una tensión que, aunque limitada en el cómputo anual, sacude los mercados eléctricos en las semanas más críticas. He seguido de cerca los últimos datos de la red de transporte francesa y las notificaciones de los operadores: en las dos olas de calor de finales de junio y mediados de julio de 2026, Francia perdió temporalmente entre ocho y nueve gigavatios de capacidad nuclear, el equivalente a una quinta parte de la potencia disponible en esas fechas.
Los recortes de potencia en Francia y Hungría
La dependencia del caudal y la temperatura de los ríos no es nueva, pero se concentra en puntos débiles del sistema. En Paks (Hungría), la única central nuclear del país, que normalmente cubre el 40 % de la demanda, se quedó a punto de parar por completo por el bajo nivel del Danubio. Sin embargo, el foco del mercado es Francia. No hay otro país europeo tan nuclearizado, ni tan decisivo para los flujos de electricidad entre vecinos. Cuando la producción francesa baja, el país exporta menos e, incluso, se convierte en importador.
El Tribunal de Cuentas francés ya documentó en 2023 que, entre 2000 y 2022, las pérdidas anuales imputables al calor extremo no alcanzaron el 1 % de la generación nuclear en ningún ejercicio. Incluso en el verano tórrido de 2003 apenas rozaron el 1,5 %. Pero esas medias ocultan los picos intradiarios. En julio de 2026, hasta ocho reactores con 6,3 GW combinados estuvieron afectados: dos se desconectaron por completo. La capacidad máxima disponible se recortó en hasta 9 GW.
El impacto en los mercados eléctricos y la refrigeración de los reactores
Lo relevante para los gestores de red y los operadores del mercado mayorista no es cuánto se produce al final del año, sino si la potencia está donde y cuando se necesita. Las olas de calor elevan la demanda por el aire acondicionado y, al ser simultáneas en buena parte de Europa, reducen los excedentes que los países pueden prestarse. Según los datos de la plataforma de transparencia de ENTSO-E, el 24 de junio Francia pasó de exportar entre 10 y 12 GW la semana anterior a solo 3 GW, lo que, combinado con una baja generación eólica, disparó los precios en Francia y Alemania hasta máximos no vistos desde enero de 2025.
Las centrales nucleares vierten al entorno hasta dos tercios del calor que generan. Si el río lleva poco caudal, la misma cantidad de calor eleva la temperatura del agua más deprisa, reduce el oxígeno disuelto y amenaza la fauna acuática. Por eso, los límites legales no protegen tanto al reactor como al ecosistema. Las torres de refrigeración reducen el vertido directo, pero no eliminan la dependencia climática. La central de Golfech, en el Garona —río cálido y con estiajes frecuentes—, es una de las más vulnerables pese a tener torres. En Chooz (Mosa), en 2020, los reactores se estrangularon para no poner en riesgo el agua potable de Bélgica.
Un problema manejable hoy, pero con riesgos crecientes
No todo descenso de producción nuclear se explica por el clima. En 2022, Francia perdió casi 82 TWh por corrosión bajo tensión y mantenimientos aplazados, una crisis de magnitud muy superior. Pero el Tribunal de Cuentas espera que las paradas imputables al cambio climático se tripliquen o cuadrupliquen hacia 2050. Partiendo de una base baja, eso no significa un apagón generalizado, pero sí puede llevar al límite a emplazamientos concretos. Francia planea atenuar el riesgo construyendo cuatro de los seis nuevos reactores EPR2 en la costa —Penly y Gravelines— y dotando a los del Ródano, cerca de Bugey, de torres adicionales. Todo ello exige inversiones millonarias y más suelo.
Lo que observo en los datos de 2026 es un sistema que aún digiere estos episodios sin desabastecimiento. Francia mantuvo reservas suficientes y siguió siendo exportador neto en el balance global, aunque con puntas de importación de renovables baratas desde España. El problema, por tanto, no es de generación anual, sino de flexibilidad y precio en las horas de máxima tensión. Si el cambio climático intensifica las olas de calor, el margen de maniobra se estrechará, sobre todo cuando la demanda exterior y la penetración de renovables no baste para compensar.
🌍 El impacto en España y Europa
Para el consumidor español, estos recortes tienen dos vías de contagio. La primera es el precio mayorista: cuando Francia reduce exportaciones, el mercado acoplado eleva las cotizaciones en Alemania y, por arbitraje, en toda la Europa central, lo que arrastra al alza las referencias del mercado ibérico en las horas de interconexión. La segunda es la señal de inversión: si la nuclear francesa, pilar de la seguridad de suministro del continente, muestra vulnerabilidad, los reguladores y los operadores exigirán más capacidad de respaldo, lo que puede traducirse en mayores costes fijos que acaben reflejándose en el recibo. España, con una exposición térmica menor en su parque de generación, está mejor posicionada, pero no es inmune a la volatilidad de los precios de la electricidad cuando el núcleo duro del sistema europeo se resiente.
