Francuskie reaktory windują prąd

Liczba 20,4%, która trafiła do nagłówków, nie opisywała całego dnia, lecz jeden moment. AFP wyliczyła ją na podstawie komunikatów EDF sprzed godz. 10.00 12 sierpnia, gdy największa część francuskiej floty jądrowej została oznaczona jako niedostępna z powodów środowiskowych (Europe 1, France 24). Część tych bloków nadal pracowała, tyle że z ograniczoną mocą. Dla rynku ważniejsze było więc nie samo 20,4%, lecz to, co stało się z cenami, gdy ubytek taniej produkcji zbiegł się ze szczytowym popytem.

Ceny energii na rynku dnia następnego, czyli w kontraktach kupowanych dziś z dostawą na jutro, wzrosły we Francji o 21,8%, do 142,50 EUR/MWh, a w Niemczech o 22,8%, do 138,50 EUR/MWh (Euronext/Reuters, Oilprice). Wieczorem, gdy spadła produkcja z fotowoltaiki, a zapotrzebowanie na chłodzenie utrzymało się wysoko, ceny w handlu tego samego dnia w obu krajach przekroczyły 300 EUR/MWh (The Edge).

13 reaktorów, dwa problemy

Z 57 francuskich reaktorów jądrowych problem dotknął 13: osiem całkowicie zatrzymano, pięć pracowało poniżej pełnej mocy (Euronews, Barron's).

Pierwszy kłopot był dobrze znany: zbyt ciepłe rzeki. Elektrownie jądrowe pobierają wodę z rzek lub morza do chłodzenia instalacji, a potem oddają ją cieplejszą. Przepisy środowiskowe ograniczają temperaturę wody zrzucanej z powrotem, aby chronić ryby i ekosystemy poniżej elektrowni. Gdy Garonna osiągnęła 28°C, elektrownia Golfech musiała ograniczyć produkcję. W Chooz, przy granicy z Belgią, niski przepływ Mozy uruchomił francusko-belgijskie porozumienie o podziale wody, a reaktor zatrzymano całkowicie, by zabezpieczyć dostawy dla odbiorców położonych niżej w obu państwach (EDF Chooz, Franceinfo). Podobne ograniczenia objęły elektrownie nad Rodanem.

Drugim problemem były meduzy. W Gravelines, największym francuskim kompleksie jądrowym na wybrzeżu Morza Północnego, ich masowy napływ zablokował pompy pobierające wodę chłodzącą. EDF wyłączył trzy bloki i ograniczył pracę czwartego. W ten sposób niedostępność środowiskowa przebiła poprzedni rekord 15,6%, ustanowiony zaledwie dwa dni wcześniej (EDF, Le Figaro).

Niedobór we Francji, droższe rachunki u sąsiadów

Europejskie rynki energii są połączone wspólnymi aukcjami dziennymi, dlatego niedobór we Francji może podbić ceny także po drugiej stronie granicy. Gdy wypada tania energia jądrowa, system częściej sięga po droższe elektrownie gazowe. W danej godzinie cenę zwykle wyznacza ostatnia jednostka potrzebna do zbilansowania popytu. Jeśli jest nią blok gazowy, potrafi on ustawić cenę dla całego rynku, nawet gdy większość prądu pochodzi z tańszych źródeł.

Presję zwiększyła słaba produkcja niemieckich farm wiatrowych, która spadła do 4,7 GW, czyli około 60% poniżej sezonowej normy (Euronext/Reuters). Dwa duże europejskie źródła taniej energii osłabły więc równocześnie, a wieczorem zgodnie z rytmem dobowym z rynku zeszła fotowoltaika.

Komisja Europejska podała 11 sierpnia, że system pozostał stabilny, a połączenia transgraniczne kierowały energię do regionów, gdzie bilans był najtrudniejszy (European Commission). Dostaw nigdzie nie przerwano. Tyle że stabilność systemu i akceptowalny poziom rachunków to dwie różne sprawy.

Najbardziej bezpośrednio odczuły to holenderskie gospodarstwa domowe z umowami dynamicznymi, w których cena detaliczna podąża za hurtową godzina po godzinie (NL Times, Welingelichte Kringen). Włochy, duży importer francuskiego prądu, już podczas podobnego epizodu w czerwcu widziały spadek dostępnego eksportu z około 10–12 GW do mniej więcej 3 GW (DW). Osobno napinał się rynek Europy Południowo-Wschodniej, bo rumuński blok Cernavoda 2 był już wyłączony po tym, jak susza na Dunaju ograniczyła dostęp do wody chłodzącej.

Po drugiej stronie tej transakcji znaleźli się właściciele elektrowni gazowych i operatorzy magazynów bateryjnych. Sprzedawali energię po tych samych wysokich cenach, choć ich koszty paliwa albo wcześniej zmagazynowanej energii nie wzrosły w tej samej godzinie. Marża między kosztem a przychodem rozszerzyła się więc dokładnie wtedy, gdy odbiorcy płacili najwięcej.

Małe straty roczne, drogie godziny

EDF przekonuje, że ograniczenia klimatyczne tylko nieznacznie obniżają roczną produkcję. Dane historyczne to potwierdzają: w latach 2000–2022 straty w niemal każdym roku pozostawały poniżej 1% francuskiej produkcji jądrowej, a do około 1,5% doszły tylko podczas wyjątkowo gorącego lata 2003 r. (DW). Koncern planuje wydać około 9 mld EUR w ciągu 15 lat na dostosowanie swojej floty do rosnących temperatur (Le Monde).

Średnia roczna zasłania jednak miejsce, w którym pojawia się koszt. Płacą go gospodarstwa domowe i firmy kupujące energię w tych konkretnych godzinach, gdy kilka reaktorów naraz ogranicza produkcję. Roczny ubytek energii jądrowej może pozostać niewielki, a koszt rynkowy i tak będzie duży, bo cena prądu rośnie szybko, gdy w szczycie popytu znika tania podaż. Czy inwestycje EDF rzeczywiście ograniczą te straty w najdroższych godzinach, czy tylko zmniejszą łączny wolumen niewyprodukowanej energii w skali roku, pokażą dopiero dane RTE, francuskiego operatora sieci, i kolejne fale upałów.