Frankreichs Reaktorausfälle treiben Strompreis über €300

Die Zahl von 20,4 Prozent, die in den Schlagzeilen stand, beschreibt keinen Tagesdurchschnitt, sondern eine Momentaufnahme. AFP berechnete sie aus den Reaktormeldungen von EDF vor 10.00 Uhr am 12. August, also zu jenem Zeitpunkt, an dem der größte Anteil des französischen Atomparks aus Umweltgründen als nicht verfügbar eingestuft war (Europe 1, France 24). Einige dieser Reaktoren produzierten weiter, nur mit reduzierter Leistung. Ökonomisch entscheidend war deshalb weniger die Rekordzahl selbst als die Preisreaktion, als diese fehlende Leistung auf hohe Nachfrage traf.

Die Preise am Day-Ahead-Markt, an dem Strom heute für die Lieferung am nächsten Tag gekauft wird, stiegen in Frankreich um 21,8 Prozent auf 142,50 EUR je Megawattstunde und in Deutschland um 22,8 Prozent auf 138,50 EUR je Megawattstunde (Euronext/Reuters, Oilprice). Am Abend, als die Solarproduktion zurückging und die Nachfrage nach Kühlung hoch blieb, kletterten die Preise im untertägigen Handel in beiden Ländern auf mehr als 300 EUR je Megawattstunde (The Edge).

13 Reaktoren, zwei Probleme

Von Frankreichs 57 Kernreaktoren waren 13 betroffen: acht standen vollständig still, fünf liefen unter ihrer Nennleistung (Euronews, Barron's).

Das bekannte Problem waren zu warme Flüsse. Französische Kernkraftwerke nutzen Fluss- oder Meerwasser zur Kühlung ihrer Systeme und leiten es anschließend erwärmt zurück. Umweltauflagen begrenzen, wie warm dieses Wasser sein darf, damit Fische und Ökosysteme flussabwärts geschützt bleiben. Als die Garonne 28 Grad Celsius erreichte, musste das Kraftwerk Golfech seine Leistung senken. In Chooz nahe der belgischen Grenze löste der niedrige Wasserstand der Maas ein französisch-belgisches Wasserteilungsabkommen aus; der Reaktor wurde vollständig abgeschaltet, um die Versorgung flussabwärts in beiden Ländern zu sichern (EDF Chooz, Franceinfo). Ähnliche Beschränkungen trafen Anlagen an der Rhône.

Unerwartet kam der zweite Auslöser: Quallen. In Gravelines, dem größten französischen Kernkraftwerksstandort an der Nordseeküste, blockierte ein Massenvorkommen die Pumpen für das Kühlwasser. EDF schaltete drei Blöcke ab und drosselte einen vierten. Damit lag die umweltbedingte Nichtverfügbarkeit über dem bisherigen Rekord von 15,6 Prozent, der erst zwei Tage zuvor erreicht worden war (EDF, Le Figaro).

Knappheit in Frankreich, höhere Rechnungen nebenan

Europas nationale Strommärkte sind über gemeinsame tägliche Auktionen miteinander verbunden. Knappheit in Frankreich kann deshalb auch den Preis im Nachbarland erhöhen. Wenn günstiger Atomstrom ausfällt, müssen teurere Gaskraftwerke einspringen. Das letzte Kraftwerk, das zur Deckung der Nachfrage gebraucht wird, setzt in der Regel den Marktpreis für diese Stunde. Gas kann so den Preis für den gesamten Markt bestimmen, obwohl ein großer Teil des Stroms aus günstigeren Quellen kommt.

Der Engpass verschärfte sich, weil die deutsche Windstromproduktion auf 4,7 Gigawatt fiel, rund 60 Prozent unter dem saisonalen Durchschnitt (Euronext/Reuters). Zwei der größten europäischen Quellen für vergleichsweise billigen Strom schwächelten also gleichzeitig, während die Solarproduktion am Abend erwartungsgemäß auslief.

Die Europäische Kommission erklärte am 11. August, das System sei stabil geblieben; grenzüberschreitende Leitungen hätten Strom in die besonders angespannten Regionen transportiert (European Commission). Kein Land verlor die Stromversorgung. Versorgungssicherheit und bezahlbare Preise sind aber eben zwei verschiedene Fragen.

Am unmittelbarsten traf es niederländische Haushalte mit dynamischen Stromtarifen, bei denen der Endkundenpreis stündlich den Großhandelspreisen folgt (NL Times, Welingelichte Kringen). Italien, ein großer Käufer französischen Stroms, hatte bei einer ähnlichen Episode im Juni erlebt, wie die verfügbaren Exporte aus Frankreich von etwa 10 bis 12 Gigawatt auf rund 3 Gigawatt sanken (DW). In Südosteuropa kam zusätzlicher Druck hinzu, weil Block 2 des rumänischen Kernkraftwerks Cernavoda nach Dürre an der Donau bereits abgeschaltet war.

Zu den Gewinnern solcher Stunden zählen Betreiber von Gaskraftwerken und Batteriespeichern. Sie verkaufen in denselben Hochpreisphasen, während ihre Brennstoffkosten oder der Wert der zuvor gespeicherten Energie nicht im selben Moment entsprechend steigen. Die Marge zwischen Einkauf und Verkauf weitet sich dadurch aus.

Kleine Jahresverluste, teure Stunden

EDF hält dagegen, dass klimabedingte Einschränkungen die Jahresproduktion kaum minderten. Die historischen Daten stützen diese Sicht: Von 2000 bis 2022 lagen die Verluste in fast jedem Jahr unter 1 Prozent der französischen Kernstromproduktion; nur im Extremsommer 2003 erreichten sie etwa 1,5 Prozent (DW). Der Konzern will rund 9 Mrd. EUR über 15 Jahre investieren, um seine Anlagen an steigende Temperaturen anzupassen (Le Monde).

Jahresdurchschnitte zeigen allerdings nicht, wo die Kosten tatsächlich entstehen. Sie treffen Haushalte und Unternehmen in jenen Stunden, in denen mehrere Reaktoren gleichzeitig Leistung herausnehmen und Strom gerade besonders gefragt ist. Die jährlichen Produktionsverluste können klein bleiben, während der Markteffekt groß ist, weil Strompreise schnell steigen, sobald günstige Erzeugung in Spitzenlastzeiten fehlt. Ob EDFs Anpassungsinvestitionen diese teuren Spitzenstunden spürbar entschärfen oder vor allem die über das Jahr verlorene Energiemenge begrenzen, dürften erst RTE, der französische Netzbetreiber, und die Marktdaten künftiger Hitzewellen zeigen.