Il nucleare si spegne per legge quando fa caldo

La produzione record di gas americano copre i vuoti lasciati dai reattori fermi per i limiti termici sui fiumi

L’acqua di raffreddamento non deve essere più calda di qualche grado quando torna al fiume. È un vincolo che sembra banale, ma è il primo parametro che salta quando l’aria supera i 35 °C per una settimana.

E quando salta, un reattore da 1.300 MW non si ferma per un guasto: si spegne per carta. Durante l’ondata di calore di luglio 2026, tre dei 57 reattori nucleari francesi hanno dovuto spegnersi per questo motivo, e in altri sette la generazione è stata ridotta, con un calo di quasi il 9% nella produzione di energia. Il dato è contenuto nel factcheck di CleanTechnica su come le ondate di calore influenzano le fonti elettriche.

Il nucleare non si scioglie. Si arena in tribunale, o meglio davanti all’autorità di regolazione fluviale che fissa i limiti termici allo scarico. La distinzione è tutto fuorché accademica. Un reattore svizzero è stato chiuso nell’estate 2026 per le alte temperature del fiume, non per un’avaria al nocciolo. E la Francia ha registrato riduzioni della generazione nucleare legate alle ondate di calore negli anni 2003, 2006, 2015, 2018, 2019, 2022 e 2025. La sequenza è ormai un ciclo stagionale, riportato nello stesso factcheck sulle prestazioni termiche delle fonti.

Il punto tecnico è questo: le centrali con raffreddamento ad acqua di fiume rappresentano il 14% della flotta globale. In numeri assoluti, circa 60 dei 440 reattori mondiali usano un raffreddamento a fiume a passaggio singolo, di cui otto in Francia. Per questi impianti, il rendimento termodinamico dipende dalla temperatura dell’acqua di presa. Se il fiume arriva a 28 °C invece di 18 °C, il salto termico verso il condensatore si riduce, e il gruppo turbina-alternatore perde qualche punto percentuale di potenza elettrica. Ma non è il rendimento a decidere lo spegnimento.

Il vero punto di pressione durante un’ondata di calore è di solito legale piuttosto che tecnico. Le centrali restituiscono la loro acqua di raffreddamento al fiume qualche grado più calda di quanto l’abbiano prelevata.

La frase è di Michael Tadrous, ricercatore presso la DeGroote School of Business della McMaster University in Canada, intervistato da Carbon Brief e citato nel factcheck sul comportamento delle fonti durante le ondate di calore. Tadrous aggiunge un dato che smonta molte narrazioni allarmistiche: anche un aumento estremo di 15 °C nella temperatura dell’acqua di raffreddamento costerebbe a un grande reattore solo circa il 6% della sua produzione. Non è un crollo. È una perdita contenuta, gestibile. Il problema è che le licenze ambientali non guardano ai megawatt persi, ma ai gradi centigradi restituiti all’ecosistema.

Qui sta il cortocircuito. Quando l’acqua del fiume supera le soglie previste dall’autorizzazione integrata ambientale, la centrale deve ridurre il carico termico o fermarsi del tutto. Non perché il reattore non possa tecnicamente continuare, ma perché la restituzione di acqua più calda violerebbe i limiti di legge. È un freno normativo, non ingegneristico. E si attiva proprio quando la domanda elettrica è massima, in pieno luglio, con i condizionatori accesi. Il paradosso è che i sistemi di raffreddamento a torre, quelli che impattano meno sui fiumi, hanno costi di capitale più alti e consumi idrici maggiori per evaporazione. Chi installa o gestisce un parco nucleare deve quindi mettere in conto non solo il degrado del combustibile e la manutenzione, ma anche il rischio idrologico e le gare al rialzo sui limiti termici.

Il gas americano riempie il vuoto, senza fare domande

Mentre l’Europa spegne reattori per qualche grado in più nel Rodano o nella Mosella, gli Stati Uniti spingono sull’acceleratore del gas naturale. L’EIA prevede che la produzione di gas naturale commercializzato negli Stati Uniti sarà in media di 122,5 miliardi di piedi cubi al giorno (Bcf/d) nel 2026. Il dato emerge da l’analisi sulla produzione record di gas naturale statunitense. Non è un picco isolato: è un record strutturale, trainato in parte dai prezzi e in parte dalla necessità di esportare GNL verso un mercato europeo che ha bisogno di molecole flessibili.

Nel Permiano, la produzione di gas naturale è guidata principalmente dal gas associato prodotto durante l’estrazione del petrolio greggio. Il gas associato è un sottoprodotto: se non viene catturato e venduto, viene flared o reiniettato. Ma quando i prezzi del petrolio tengono, trivellare conviene e il gas arriva come conseguenza quasi gratuita. Questa dinamica rende la produzione di gas americana anticiclica rispetto ai vincoli termici europei: quando il nucleare francese o svizzero rallenta, il gas naturale liquefatto statunitense trova spazio nei mercati spot. La transizione energetica diventa così un’illusione contabile: si aggiunge rinnovabile, si promette idrogeno, ma il back-up reale delle ondate di calore resta fossile.

Non è una questione di cattiva volontà. È una questione di curve di costo e di durata delle autorizzazioni. Un parco fotovoltaico o eolico non ha bisogno di licenze di scarico termico. Un impianto a gas a ciclo combinato ha limiti molto più permissivi rispetto a una centrale nucleare a passaggio singolo. E un terminale di rigassificazione, una volta costruito, opera con una logica commerciale che premia la disponibilità immediata. Nel confronto tra fonti, il nucleare paga il prezzo della propria rigidità termica e della propria lentezza autorizzativa.

La ricerca della Tsinghua University mette in fila un problema simile sul fronte cinese. Un gruppo di ricercatori si chiede come potrà la Cina rispettare le previsioni di uscita dal carbone con un sistema economico e normativo che continua a favorire così pesantemente questa fonte. Lo studio, pubblicato su QualEnergia, si intitola sicurezza della fornitura elettrica nella transizione tecnologica. Il punto non è se il carbone sia conveniente: è che i meccanismi di mercato e le regole di dispacciamento lo rendono ancora l’opzione di default. Vale per la Cina, vale per il gas negli Stati Uniti, vale per il nucleare in Europa: la transizione non si decide solo con la chimica delle celle o l’efficienza dei moduli, ma con i vincoli legali che danno priorità a una fonte rispetto a un’altra.

Per chi gestisce impianti, il trade-off è concreto. Un reattore a passaggio singolo offre costi operativi bassi e rendimenti termodinamici migliori, ma è esposto alle stagioni calde e ai limiti termici dei corpi idrici. Un sistema a torre evaporativa riduce il rischio di fermo, ma consuma più acqua e costa di più. E intanto il gas americano, con i suoi record di estrazione e i suoi terminali di liquefazione, non deve chiedere permessi a nessun fiume.