Quallen bremsen Gravelines-Reaktoren

Frankreichs Atomstrom ist für den europäischen Strommarkt ein Stabilitätsanker, weil er große Mengen Grundlast zu vergleichsweise niedrigen Grenzkosten liefert. In Gravelines, nahe Dunkerque, zeigte sich nun erneut, wie anfällig auch diese vermeintlich robuste Erzeugung gegenüber Umweltbedingungen geworden ist.

Tonnen von Quallen verstopften die Meerwasserfilter der Anlage. Die Pumpen verloren Durchfluss, die Kühlung auf der Turbinenseite war beeinträchtigt, und nach und nach fielen alle sechs Reaktoren aus dem Normalbetrieb (EDF, France 24). Am 27. August liefen zwei Blöcke nur mit reduzierter Leistung, zwei standen wegen der Quallen still, ein weiterer wegen eines technischen Defekts, und ein Reaktor befand sich ohnehin in Wartung. Kein Block des Kraftwerks arbeitete normal.

Gravelines verfügt über sechs Reaktoren mit je 900 Megawatt, zusammen also rund 5,4 Gigawatt Leistung. Das reicht an einem windarmen Tag, um ein mittelgroßes europäisches Land zu versorgen (EDF, El Debate). Es war bereits die dritte Quallenstörung binnen zwölf Monaten. Radioaktive Systeme waren nicht betroffen. EDF erklärte, es gebe keine Folgen für Sicherheit oder Umwelt (Le Figaro). Für den Strommarkt aber verschwanden mehrere Gigawatt verlässlicher und günstiger Erzeugung aus einem Netz, das mit Belgien, Großbritannien und weiteren Märkten verbunden ist.

Ein Filterproblem mit Marktpreis

Gravelines nutzt Meerwasser, um den konventionellen Teil des Kraftwerks zu kühlen, also jenen Bereich, in dem Dampf in Strom umgewandelt wird. Die Quallen sammelten sich an den Vorsieben und rotierenden Trommelfiltern der Pumpstation und behinderten so den Wasserstrom, der für die Wärmeabfuhr nötig ist (France 3 Hauts-de-France). Sinkt dieser Durchfluss, müssen Betreiber die Leistung drosseln oder Anlagen ganz vom Netz nehmen. Der Reaktorkern bleibt sicher. Die Stromproduktion fällt trotzdem weg.

Nach einem ähnlichen Vorfall im August 2025, der Gravelines für fast 48 Stunden stilllegte, installierte EDF Kameras an den Einlaufkanälen und arbeitete mit Fischereibooten zusammen, um Quallenschwärme vor der Küste früher zu erkennen (EDF, France 3 Hauts-de-France). Diesmal reichten diese Schutzmaßnahmen offenkundig nicht aus.

Die Kosten entstehen nicht nur bei EDF. Im gekoppelten europäischen Strommarkt handeln Erzeuger und Käufer stündliche Lieferblöcke für den Folgetag über sogenannte Day-Ahead-Auktionen. Fällt günstiger Atomstrom aus, müssen teurere Gaskraftwerke oder Importe einspringen. Weil der teuerste noch benötigte Anbieter in vielen Stunden den Marktpreis setzt, kann ein lokaler Ausfall die Preise auch in Nachbarländern erhöhen. Wie weit der Effekt reicht, hängt davon ab, ob die grenzüberschreitenden Leitungen noch freie Kapazität haben.

Bei diesem Vorfall gab es keinen eindeutigen Preissprung am Spotmarkt. Der französische Day-Ahead-Durchschnitt lag am 27. August bei 157 EUR/MWh, der belgische bei 162 EUR/MWh und damit nur wenig über dem Vortag (Selectra). Bloomberg berichtete jedoch, die Störung habe dazu beigetragen, französische Monatskontrakte, also Stromlieferungen für den kommenden Monat, auf den höchsten Stand seit Januar 2025 zu treiben (Bloomberg). Händler bewerten damit nicht nur den Einzelfall, sondern das wiederkehrende Muster.

Das größere August-Bild ist ernster

Am 12. August waren 20,4 Prozent der EDF-Atomflotte aus Umweltgründen nicht verfügbar: Hitze, niedrige Flussstände, Quallen. Betroffen waren 13 der 57 französischen Reaktoren (France 24). Diese breitere Knappheit bewegte die Märkte deutlich. Day-Ahead-Strom verteuerte sich in Frankreich um 21,8 Prozent und in Deutschland um 22,8 Prozent, weil hitzebedingt gedrosselter französischer Atomstrom auf schwache deutsche Windproduktion traf (Euronext/Reuters). Die Europäische Kommission erklärte, das Stromsystem sei stabil geblieben (European Commission). Stabil heißt eben nicht billig.

Die Verluste verteilen sich über mehrere Ebenen. Zuerst verliert EDF Produktionserlöse. Versorger, die Festpreisverträge zugesagt haben, müssen Ersatzstrom zu den jeweils geltenden Marktpreisen kaufen. Industriekunden mit variablen Tarifen spüren höhere Preise unmittelbar. Staaten übernehmen einen Teil der Belastung, wenn regulierte Tarife oder Subventionen die Endkundenpreise begrenzen. Gewinner sind auf der anderen Seite Gaskraftwerke und flexible Erzeuger, die zu dem höheren Marktpreis verkaufen, der erst durch den Ausfall günstiger Kernkraft entsteht.

Ein ähnliches Problem zeigte sich in diesem Sommer an der Donau, wo Trockenheit das ungarische Kernkraftwerk Paks zur Leistungsreduzierung zwang. Die ungarische Regierung bezifferte die Kosten für Ersatzstrom, also den Zukauf teurerer Elektrizität zur Kompensation, auf mindestens 50 Mrd. Forint pro Monat, falls Paks Kühlwasser verliere (Hungarian Government, MVM Paks). Der Auslöser war ein anderer, das Ergebnis dasselbe: Grundlast fällt weg, und die Rechnung landet bei Verbrauchern und Haushalten, die über ein gemeinsames Stromnetz miteinander verbunden sind.

Gravelines zeigt, dass das europäische Kernkraftrisiko nicht mehr nur darin besteht, ob Reaktoren sicher betrieben werden können. Entscheidend ist zunehmend, ob ihre Kühlsysteme in heißeren und biologisch volatileren Sommern genug günstigen Strom im Netz halten. EDF, Netzbetreiber und Energieministerien haben bisher keine Schwellenwerte oder Notfallregeln veröffentlicht, mit denen Märkte und Nachbarländer die nächste Störung besser einpreisen könnten. Dieser Vorfall löste keinen klaren Spotpreisschock aus. In den Terminpreisen ist das Muster aber bereits angekommen.