Franse reactorproblemen stuwen stroomprijs

Het cijfer van 20,4% in de koppen was een momentopname, geen samenvatting van de dag. AFP berekende het op basis van de reactormeldingen van EDF vóór 10.00 uur op 12 augustus, precies het moment waarop het grootste deel van het Franse kernpark om milieuredenen als niet beschikbaar stond geregistreerd (Europe 1, France 24). Een deel van die reactoren bleef overigens wel draaien, maar op lager vermogen. Economisch draaide het om iets anders: wat er met de prijzen gebeurde toen die weggevallen productie samenviel met piekvraag.

De day-aheadprijzen voor elektriciteit, dus de prijs die afnemers vandaag betalen voor levering morgen, stegen met 21,8% in Frankrijk naar € 142,50/MWh en met 22,8% in Duitsland naar € 138,50/MWh (Euronext/Reuters, Oilprice). In de avond, toen de zonnestroom wegviel maar de vraag naar koeling hoog bleef, liepen de intradayprijzen in beide landen op tot boven € 300/MWh (The Edge).

13 reactoren, twee problemen

Van de 57 Franse kernreactoren werden er 13 geraakt: acht lagen volledig stil en vijf draaiden onder hun normale capaciteit (Euronews, Barron's).

Het bekende probleem waren de warme rivieren. Franse kerncentrales gebruiken rivier- of zeewater om hun systemen te koelen en lozen dat water daarna warmer terug. Milieuregels begrenzen hoe warm dat teruggevoerde water mag zijn, om vissen en ecosystemen stroomafwaarts te beschermen. Toen de Garonne 28°C bereikte, moest de centrale van Golfech terugschakelen. Bij Chooz, vlak bij België, activeerde de lage waterstand in de Maas een Frans-Belgische afspraak over waterverdeling. De reactor ging volledig uit om de watervoorziening voor gebruikers verder stroomafwaarts in beide landen te sparen (EDF Chooz, Franceinfo). Vergelijkbare beperkingen troffen centrales aan de Rhône.

De verrassing kwam van kwallen. Bij Gravelines, de grootste Franse kerncentrale aan de Noordzeekust, blokkeerde een massale toestroom de pompen voor koelwaterinname. EDF legde drie eenheden stil en verlaagde de productie van een vierde. Daarmee liep de milieugerelateerde onbeschikbaarheid op tot boven het vorige record van 15,6%, dat pas twee dagen eerder was gezet (EDF, Le Figaro).

Schaarste in Frankrijk, hogere rekeningen ernaast

Europa koppelt nationale stroommarkten via gezamenlijke dagelijkse veilingen. Schaarste in Frankrijk kan daardoor de prijs bij de buren verhogen. Als goedkope kernstroom wegvalt, springen duurdere gascentrales bij. De laatste centrale die nodig is om aan de vraag te voldoen, bepaalt doorgaans de marktprijs voor dat uur. Gas kan dus de prijs voor de hele markt zetten, ook wanneer het grootste deel van de elektriciteit uit goedkopere bronnen komt.

De krapte werd groter doordat de Duitse windproductie terugviel naar 4,7 GW, ongeveer 60% onder het seizoensgemiddelde (Euronext/Reuters). Twee van Europa's belangrijkste goedkope stroombronnen verzwakten tegelijk, terwijl de avondzon volgens schema verdween.

De Europese Commissie meldde op 11 augustus dat het systeem stabiel bleef en dat interconnectoren stroom naar regio's met meer krapte verplaatsten (European Commission). Geen land kwam zonder elektriciteit te zitten. Maar leveringszekerheid en betaalbaarheid zijn niet hetzelfde.

Nederlandse huishoudens met een dynamisch contract, waarbij de consumentenprijs uur voor uur meebeweegt met de groothandelsprijs, voelden de klap het directst (NL Times, Welingelichte Kringen). Italië, een grote afnemer van Franse stroom, zag tijdens een vergelijkbare episode in juni de beschikbare export dalen van ongeveer 10 tot 12 GW naar circa 3 GW (DW). In Roemenië lag Cernavoda Unit 2 al stil doordat droogte in de Donau de koeling beperkte, wat de markt in Zuidoost-Europa apart verder verkrampte.

Aan de winnende kant stonden gascentrale-exploitanten en batterijbedrijven. Zij verkochten tegen dezelfde hoge prijzen. Hun brandstofkosten of opgeslagen stroom werden niet in datzelfde uur duurder, waardoor het verschil tussen inkoop en opbrengst opliep.

Kleine jaarverliezen, dure uren

EDF stelt dat klimaatbeperkingen de jaarproductie nauwelijks aantasten. De historische cijfers ondersteunen dat beeld: de verliezen bleven in bijna elk jaar tussen 2000 en 2022 onder 1% van de Franse kernenergieproductie en kwamen alleen in de extreme zomer van 2003 uit op ongeveer 1,5% (DW). Het bedrijf wil ongeveer € 9 miljard over 15 jaar investeren om zijn centrales aan te passen aan hogere temperaturen (Le Monde).

Maar jaargemiddelden verhullen waar de rekening terechtkomt. Die belandt bij huishoudens en bedrijven die elektriciteit kopen in precies de uren waarin meerdere reactoren tegelijk terugschakelen. De jaarlijkse kernenergieverliezen kunnen klein blijven terwijl de marktkosten fors zijn, omdat elektriciteit snel duur wordt wanneer goedkope productie wegvalt tijdens piekvraag. Of de investeringen van EDF die piekuurverliezen echt verminderen, of vooral het totale energieverlies over een jaar beperken, moet blijken uit gegevens van RTE, de Franse netbeheerder, en uit marktdata bij toekomstige hittegolven.