Warme Flüsse bremsen Frankreichs Atomkraft

Wenn die Garonne zu warm wird, kann ein Kernreaktor seine Abwärme nicht mehr in den Fluss abgeben. Am 9. Juli musste EDF deshalb im südfranzösischen Atomkraftwerk Golfech einen Reaktor abschalten, weil die Wassertemperatur die zum Schutz der Ökosysteme festgelegte Grenze überschritten hatte (n-tv). Während der Hitzewelle im Juli gingen drei französische Reaktoren vom Netz, acht weitere liefen mit gedrosselter Leistung (Carrier Management, EnergyReader).

Für Frankreich ist das mehr als ein lokales Betriebsproblem. Die Kernkraft liefert rund 69 Prozent des französischen Stroms (Haya Energy). Und weil die europäischen Strommärkte über Auktionen und Leitungen eng miteinander verbunden sind, kann fehlende französische Erzeugung auch die Großhandelspreise in Belgien, Deutschland oder Italien nach oben ziehen.

Das Kraftwerk funktioniert — der Fluss nicht

Ein Kernkraftwerk erzeugt Strom, indem es Wärme produziert, damit Dampf antreibt und die verbleibende Abwärme über Flüsse oder Kühlsysteme abführt. Ist das Flusswasser bereits warm oder führt es zu wenig Wasser, kann das Kraftwerk die Wärme nicht mehr abgeben, ohne das Ökosystem unterhalb der Anlage zusätzlich zu belasten. Dafür setzen die Behörden Temperaturgrenzen. Werden sie erreicht, muss der Reaktor seine Leistung senken oder ganz abschalten.

Genau hier liegt die Schwachstelle im gängigen Marktbild der Kernkraft. Sie gilt als Grundlast: große, stetige Erzeugung, die rund um die Uhr verfügbar ist und die Preise niedrig hält. Diese Annahme gilt aber nur, solange das Kühlwasser mitspielt. Reuters berichtete, die Hitzewelle habe die französische Atomstromproduktion um 4,1 Gigawatt gedrückt, etwa 7 Prozent der Mittagsnachfrage; die französischen Exporte seien von ungefähr 10 bis 12 Gigawatt auf rund 3 Gigawatt gefallen (Reuters/Yahoo). Der durchschnittliche französische Juni-Spotpreis stieg auf 66,1 EUR/MWh, nach 52,2 EUR/MWh im Mai. Am 24. Juni erreichte er in der Spitze 433,4 EUR/MWh (Haya Energy).

Die Hitzewelle hat die französische Kernkraft nicht lahmgelegt. EDFs eigene Daten zeigen, dass die Atomstromproduktion im Juni 2026 bei 27,4 TWh lag, 1,2 TWh mehr als ein Jahr zuvor. Auch die Nettoexporte im ersten Halbjahr stiegen auf 51 TWh, nach 37 TWh im Vorjahreszeitraum (EDF, Energie & Management). Entscheidend war etwas anderes: Ausgerechnet in den Stunden, in denen Frankreich normalerweise billigen Strom exportiert, wurde der Puffer kleiner.

Wie ein französischer Fluss belgische Preise erhöht

Die europäischen Day-Ahead-Stromauktionen sind gekoppelt. Erzeuger bieten in miteinander verbundenen Märkten, und Hochspannungsleitungen transportieren Strom über Grenzen hinweg. Der Preis in einer bestimmten Stunde richtet sich nach dem teuersten Kraftwerk, das noch gebraucht wird, um die Nachfrage zu decken. Fällt günstiger französischer Atomstrom aus, rutschen häufiger teurere Gaskraftwerke in diese Rolle. Ihr Preis wird dann zum sogenannten Grenzpreis, den auch günstigere Erzeuger erhalten.

Der Abstand zwischen französischen und deutschen Day-Ahead-Preisen erreichte am 30. Juni 71,50 EUR/MWh und ging anschließend, als die Hitze nachließ, auf etwa 18 bis 26 EUR/MWh zurück, wie das Marktportal lowdown.today berichtete. Belgien, das eng mit Frankreich verbunden ist, verzeichnete am 24. Juni um 20.45 Uhr einen Viertelstundenpreis von 1.038,25 EUR/MWh, laut dem Analyseportal energynews.biz. Das war ein Volatilitätsausschlag, kein dauerhaftes Preisniveau. Er zeigt aber, was geschieht, wenn abends die Nachfrage hoch bleibt, die Solarproduktion zurückgeht und zugleich die französische Atomstromflexibilität schrumpft.

Wer für überhitzte Flüsse zahlt

Die klaren Gewinner sind Gaskraftwerksbetreiber. Wenn der Markt teure thermische Kraftwerke braucht, um gedrosselte Kernkraft zu ersetzen, verdienen diese Anlagen den hohen Grenzpreis. Auch Stromhändler und Batteriespeicherbetreiber profitieren, wenn sich der Abstand zwischen billigen und teuren Stunden vergrößert.

Die Verlierer sind Industrieunternehmen und Verbraucher mit spotpreisnahen Verträgen. Ihre Stromrechnung folgt direkt den Großhandelspreisen, obwohl ein großer Teil des Stroms im Netz weiterhin aus günstigeren Quellen stammt. Besonders exponiert ist Italien, wo Gaskraftwerke häufig den Grenzpreis setzen und die Großhandelspreise ohnehin fast doppelt so hoch liegen wie in Frankreich und Spanien (euenergy.live, Quoted Business). Länder mit begrenzten grenzüberschreitenden Leitungskapazitäten, etwa Spanien hinter den Pyrenäen, können ihre günstigen Überschüsse aus erneuerbaren Energien nur eingeschränkt nach Norden schicken, wenn das französische Angebot knapper wird (REE).

Europa braucht keinen Zusammenbruch der französischen Kernkraft, damit Klimastress teuer wird. Es reicht, wenn verlässliche Kapazität in Spitzenstunden fehlt. Diese Episode war ein Preisausschlag, kein Beleg für eine dauerhafte Stromknappheit. Doch ein Markt, der billigen Strom über Grenzen hinweg verteilt, verteilt eben auch die Belastung, wenn Flüsse zu warm werden, um Reaktoren zu kühlen. Mehr Speicher, stärkere Stromleitungen zwischen den Mitgliedstaaten und flexible Nachfrage, also Fabriken und große Verbraucher, die ihren Verbrauch aus teuren Stunden verschieben, könnten solche Stressphasen abfedern. Ob davon genug vor der nächsten Hitzewelle gebaut wird, ist derzeit offen.