Franske reaktorer presser elprisen op

Tallet 20,4 % i overskrifterne var et øjebliksbillede, ikke et samlet regnskab. AFP beregnede det ud fra EDF’s reaktormeldinger før klokken 10 den 12. august, hvor den største del af Frankrigs atomkraftflåde var registreret som utilgængelig af miljømæssige årsager (Europe 1, France 24). Nogle af reaktorerne producerede fortsat, bare med lavere effekt. Den økonomiske historie ligger derfor ikke i procenttallet alene, men i hvad der skete med priserne, da den tabte produktion ramte et marked med høj efterspørgsel.

På day-ahead-markedet, hvor el købes i dag til levering i morgen, steg priserne 21,8 % i Frankrig til 142,50 euro/MWh og 22,8 % i Tyskland til 138,50 euro/MWh (Euronext/Reuters, Oilprice). Senere på aftenen, da solproduktionen faldt væk, mens behovet for køling fortsatte, steg intradag-priserne i begge lande til over 300 euro/MWh (The Edge).

13 reaktorer, to problemer

Af Frankrigs 57 atomreaktorer var 13 berørt: otte var helt stoppet, og fem kørte med nedsat kapacitet (Euronews, Barron's).

Det kendte problem var varme floder. Franske atomkraftværker bruger flod- eller havvand til at køle anlæggene og leder derefter vandet tilbage, nu varmere end før. Miljøregler sætter grænser for, hvor varmt returvandet må være, fordi fisk og økosystemer nedstrøms ellers bliver belastet. Da Garonne nåede 28 grader, måtte Golfech-værket skrue ned. Ved Chooz tæt på Belgien udløste lav vandføring i Meuse en fransk-belgisk aftale om deling af vandressourcer, og reaktoren blev standset helt for at sikre forsyningen til brugere længere nede ad floden i begge lande (EDF Chooz, Franceinfo). Lignende begrænsninger ramte værker ved Rhône.

Det mindre forudsigelige problem var vandmænd. Ved Gravelines, Frankrigs største atomkraftværk ved Nordsøen, blokerede en masseforekomst pumperne til kølevand. EDF lukkede tre reaktorer og reducerede en fjerde. Dermed kom den miljøbetingede utilgængelighed over den tidligere rekord på 15,6 %, som var sat blot to dage før (EDF, Le Figaro).

Knaphed i Frankrig, højere regninger hos naboerne

Europas nationale elmarkeder hænger sammen gennem fælles daglige auktioner. Derfor kan mangel på strøm i Frankrig hurtigt løfte prisen i nabolandene. Når billig atomkraft falder ud, må dyrere gasfyrede kraftværker ofte dække hullet. I elmarkedet er det som regel det dyreste kraftværk, der skal til for at dække efterspørgslen i en given time, som sætter prisen for hele markedet. Gas kan derfor bestemme prisen, selv når størstedelen af strømmen kommer fra billigere kilder.

Presset blev skærpet, fordi tysk vindproduktion faldt til 4,7 GW, cirka 60 % under det normale niveau for sæsonen (Euronext/Reuters). To af Europas store kilder til billig el svækkedes samtidig, og om aftenen forsvandt solenergien som ventet.

EU-Kommissionen sagde 11. august, at systemet fortsat var stabilt, og at forbindelserne mellem landene flyttede strøm mod de mest pressede områder (European Commission). Ingen lande mistede elforsyningen. Men forsyningssikkerhed og lave regninger er to forskellige ting.

Hollandske husholdninger med dynamiske elkontrakter, hvor detailprisen følger engrosprisen time for time, mærkede slaget mest direkte (NL Times, Welingelichte Kringen). Italien, som køber store mængder fransk strøm, oplevede under en lignende episode i juni, at tilgængelig eksport faldt fra omkring 10-12 GW til cirka 3 GW (DW). I Rumænien var Cernavoda-reaktor 2 allerede ude af drift, efter tørke ved Donau havde reduceret adgangen til kølevand. Det strammede markedet i Sydøsteuropa særskilt.

Vinderne var ejere af gasværker og batterianlæg, som kunne sælge ind i de høje priser. Deres brændselsomkostninger eller lagrede strøm steg ikke tilsvarende i samme time, så forskellen mellem indkøbspris og salgspris blev større.

Små årlige tab, dyre timer

EDF fremhæver, at klimarelaterede begrænsninger kun reducerer årsproduktionen marginalt. Historikken støtter langt hen ad vejen den pointe: Fra 2000 til 2022 lå tabene under 1 % af fransk atomkraftproduktion i næsten alle år og nåede kun omkring 1,5 % under den ekstreme sommer i 2003 (DW). Selskabet planlægger at bruge cirka 9 mia. euro over 15 år på at tilpasse reaktorflåden til højere temperaturer (Le Monde).

Årsgennemsnit skjuler dog, hvor regningen lander. Den rammer de husholdninger og virksomheder, der køber strøm netop i de timer, hvor flere reaktorer skærer produktionen ned samtidig. Atomkraftens årlige produktionstab kan være små, mens markedsomkostningen bliver stor, fordi elprisen stiger hurtigt, når billig kapacitet forsvinder i timer med høj efterspørgsel. Om EDF’s investeringer faktisk reducerer tabene i de dyre spidsbelastningstimer, eller primært begrænser det samlede energitab over året, må RTE, Frankrigs netoperatør, og markedsdata fra kommende hedebølger vise.