La causa fue directa: los ríos utilizados para la refrigeración de los reactores alcanzaron los límites de temperatura establecidos por la normativa medioambiental francesa. Cuando el agua de descarga supera las temperaturas permitidas, las plantas deben reducir su potencia o cerrarse por completo. A principios del verano, el calor ya había limitado 4,9 GW el 16 de julio y 6,3 GW en ocho reactores el 13 de julio . El reactor Golfech-2, en el río Garona, el Bugey-3, en el Ródano, y los reactores de Saint-Alban estuvieron entre los más afectados repetidamente . En un momento dado, a mediados de agosto, la combinación de apagones relacionados con el medio ambiente, incluyendo una invasión de medusas que obstruyó las tomas de refrigeración en la planta de Blayais, elevó la capacidad total fuera de servicio por encima del 20% durante un breve período .

La propia EDF restó importancia a la pérdida total de energía, estimándola en solo 1 TWh en junio y 2 TWh en julio . Pero la capacidad que se dejó de utilizar en los momentos punta, y el momento de esas pérdidas, fue lo que elevó los precios del mercado y tensó las operaciones de la red.

Subida de precios de la electricidad en todo el continente

El impacto de la ola de calor no se limitó a Francia. A medida que se reducía la oferta nuclear francesa y, simultáneamente, disminuía la velocidad del viento en Alemania, los precios europeos de la electricidad al contado saltaron más de un 20%, alcanzando los precios franceses para el día siguiente máximos estivales . Francia normalmente exporta cantidades significativas de electricidad a los países vecinos; con su propia producción reducida, esas exportaciones cayeron bruscamente, ejerciendo una presión alcista sobre los precios en toda Europa Occidental.

La crisis del Danubio: Cernavodă (Rumanía) y Paks (Hungría)

Más al este, se desarrollaba un problema diferente pero igualmente grave. El río Danubio, que proporciona agua de refrigeración a las centrales nucleares tanto de Rumanía como de Hungría, cayó a niveles récord. En Rumanía, el caudal del río bajó de los 1.500 metros cúbicos por segundo, menos de un tercio del caudal normal de julio . Esto obligó a la empresa estatal rumana Nuclearelectrica a cerrar ambos reactores de su central nuclear de Cernavodă, la primera vez que el bajo nivel del agua provocaba un cierre completo . Rumanía declaró el estado de alerta nacional, y el director de la planta dijo que no esperaba una reanudación en un plazo de 10 días .

En la vecina Hungría, la central nuclear de Paks, de la era soviética y que suministra casi la mitad de la electricidad del país, se vio obligada a reducir drásticamente su producción cuando el retroceso de las aguas del Danubio dejó sus toberas de admisión de refrigeración sin poder alcanzar el río. La producción cayó a poco más del 10% de la capacidad a principios de agosto, y el primer ministro húngaro advirtió de que un cierre total, el primero en los 44 años de historia de la planta, era inminente . Hungría evitó por poco un cierre completo, pero operó a capacidad severamente reducida durante semanas.

Rumanía tomó medidas de emergencia sin precedentes, como volar un afloramiento rocoso y construir un dique para redirigir el agua de refrigeración hacia su último reactor en funcionamiento . Las medidas ganaron unos días extra de operación, pero no impidieron el cierre definitivo.

El récord de la solar... y el problema que no puede resolver sola

En medio de la crisis, la energía solar ofreció un rendimiento histórico. Según un análisis del grupo de reflexión energético Ember, la solar suministró el 25% de la electricidad de la UE en junio de 2026, un récord de 52 TWh, superando por primera vez en un solo mes a la nuclear (21%), el gas (15%), la eólica (14%), la hidroeléctrica (12%) y el carbón (8%) . La generación solar de julio alcanzó los 55 TWh, manteniendo la cuota de récord .

La propia ola de calor contribuyó a este resultado: la alta irradiación solar impulsó la producción de los paneles, mientras que el calor provocó un aumento de la demanda de aire acondicionado que hizo que la contribución diurna de la solar fuera crucial para satisfacer los picos de demanda.

Pero el auge solar trajo consigo un problema estructural conocido: la llamada 'curva del pato' (duck curve). Se genera abundante electricidad solar durante el día, pero al atardecer la producción cae en picado justo cuando la demanda residencial alcanza su pico. Tradicionalmente, la energía nuclear, al ser de carga base y flexible, cubría ese vacío. Sin embargo, con una parte importante de la flota nuclear fuera de servicio por el calor, se abrió una brecha de suministro que solo podrá cerrarse con el despliegue masivo de sistemas de almacenamiento en baterías de larga duración (4 horas o más).

El coste financiero para EDF

El impacto económico de estas interrupciones fue significativo. El 31 de julio, EDF recortó su previsión de EBITDA (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) para todo el año 2026, advirtiendo de una caída de aproximadamente el 10% en comparación con 2025 . La empresa declaró explícitamente que el descenso se debía a la combinación de los bajos precios mayoristas de la electricidad y al impacto de las "sucesivas olas de calor", que redujeron tanto la producción nuclear como la hidroeléctrica. En el primer semestre de 2026, el EBITDA de EDF ya había caído un 8,7% interanual, hasta los 14.100 millones de euros .

La causa fue directa: los ríos utilizados para la refrigeración de los reactores alcanzaron los límites de temperatura establecidos por la normativa medioambiental francesa. Cuando el agua de descarga supera las temperaturas permitidas, las plantas deben reducir su potencia o cerrarse por completo. A principios del verano, el calor ya había limitado 4,9 GW el 16 de julio y 6,3 GW en ocho reactores el 13 de julio . El reactor Golfech-2, en el río Garona, el Bugey-3, en el Ródano, y los reactores de Saint-Alban estuvieron entre los más afectados repetidamente . En un momento dado, a mediados de agosto, la combinación de apagones relacionados con el medio ambiente, incluyendo una invasión de medusas que obstruyó las tomas de refrigeración en la planta de Blayais, elevó la capacidad total fuera de servicio por encima del 20% durante un breve período .

La propia EDF restó importancia a la pérdida total de energía, estimándola en solo 1 TWh en junio y 2 TWh en julio . Pero la capacidad que se dejó de utilizar en los momentos punta, y el momento de esas pérdidas, fue lo que elevó los precios del mercado y tensó las operaciones de la red.

Subida de precios de la electricidad en todo el continente

El impacto de la ola de calor no se limitó a Francia. A medida que se reducía la oferta nuclear francesa y, simultáneamente, disminuía la velocidad del viento en Alemania, los precios europeos de la electricidad al contado saltaron más de un 20%, alcanzando los precios franceses para el día siguiente máximos estivales . Francia normalmente exporta cantidades significativas de electricidad a los países vecinos; con su propia producción reducida, esas exportaciones cayeron bruscamente, ejerciendo una presión alcista sobre los precios en toda Europa Occidental.

La crisis del Danubio: Cernavodă (Rumanía) y Paks (Hungría)

Más al este, se desarrollaba un problema diferente pero igualmente grave. El río Danubio, que proporciona agua de refrigeración a las centrales nucleares tanto de Rumanía como de Hungría, cayó a niveles récord. En Rumanía, el caudal del río bajó de los 1.500 metros cúbicos por segundo, menos de un tercio del caudal normal de julio . Esto obligó a la empresa estatal rumana Nuclearelectrica a cerrar ambos reactores de su central nuclear de Cernavodă, la primera vez que el bajo nivel del agua provocaba un cierre completo . Rumanía declaró el estado de alerta nacional, y el director de la planta dijo que no esperaba una reanudación en un plazo de 10 días .

En la vecina Hungría, la central nuclear de Paks, de la era soviética y que suministra casi la mitad de la electricidad del país, se vio obligada a reducir drásticamente su producción cuando el retroceso de las aguas del Danubio dejó sus toberas de admisión de refrigeración sin poder alcanzar el río. La producción cayó a poco más del 10% de la capacidad a principios de agosto, y el primer ministro húngaro advirtió de que un cierre total, el primero en los 44 años de historia de la planta, era inminente . Hungría evitó por poco un cierre completo, pero operó a capacidad severamente reducida durante semanas.

Rumanía tomó medidas de emergencia sin precedentes, como volar un afloramiento rocoso y construir un dique para redirigir el agua de refrigeración hacia su último reactor en funcionamiento . Las medidas ganaron unos días extra de operación, pero no impidieron el cierre definitivo.

El récord de la solar... y el problema que no puede resolver sola

En medio de la crisis, la energía solar ofreció un rendimiento histórico. Según un análisis del grupo de reflexión energético Ember, la solar suministró el 25% de la electricidad de la UE en junio de 2026, un récord de 52 TWh, superando por primera vez en un solo mes a la nuclear (21%), el gas (15%), la eólica (14%), la hidroeléctrica (12%) y el carbón (8%) . La generación solar de julio alcanzó los 55 TWh, manteniendo la cuota de récord .

La propia ola de calor contribuyó a este resultado: la alta irradiación solar impulsó la producción de los paneles, mientras que el calor provocó un aumento de la demanda de aire acondicionado que hizo que la contribución diurna de la solar fuera crucial para satisfacer los picos de demanda.

Pero el auge solar trajo consigo un problema estructural conocido: la llamada 'curva del pato' (duck curve). Se genera abundante electricidad solar durante el día, pero al atardecer la producción cae en picado justo cuando la demanda residencial alcanza su pico. Tradicionalmente, la energía nuclear, al ser de carga base y flexible, cubría ese vacío. Sin embargo, con una parte importante de la flota nuclear fuera de servicio por el calor, se abrió una brecha de suministro que solo podrá cerrarse con el despliegue masivo de sistemas de almacenamiento en baterías de larga duración (4 horas o más).

El coste financiero para EDF

El impacto económico de estas interrupciones fue significativo. El 31 de julio, EDF recortó su previsión de EBITDA (beneficio antes de intereses, impuestos, depreciaciones y amortizaciones) para todo el año 2026, advirtiendo de una caída de aproximadamente el 10% en comparación con 2025 . La empresa declaró explícitamente que el descenso se debía a la combinación de los bajos precios mayoristas de la electricidad y al impacto de las "sucesivas olas de calor", que redujeron tanto la producción nuclear como la hidroeléctrica. En el primer semestre de 2026, el EBITDA de EDF ya había caído un 8,7% interanual, hasta los 14.100 millones de euros .