Frankrikes reaktorstopp driver el över €300

Siffran 20,4 procent i rubrikerna var en ögonblicksbild, inte en sammanfattning av läget. AFP räknade fram den utifrån EDF:s reaktormeddelanden före klockan 10.00 den 12 augusti, då den största andelen av Frankrikes kärnkraftsflotta klassades som otillgänglig av miljöskäl (Europe 1, France 24). Flera av reaktorerna fortsatte att producera, men med lägre effekt. Den ekonomiskt viktiga frågan var vad som hände med priserna när bortfallet sammanföll med hög efterfrågan.

Dagenförepriset, alltså det pris köpare betalar i dag för el som levereras i morgon, steg med 21,8 procent i Frankrike till 142,50 euro per MWh och med 22,8 procent i Tyskland till 138,50 euro per MWh (Euronext/Reuters, Oilprice). På kvällen, när solkraften föll bort samtidigt som behovet av kylning låg kvar, steg intradagspriserna i båda länderna över 300 euro per MWh (The Edge).

13 reaktorer, två problem

Av Frankrikes 57 kärnreaktorer påverkades 13: åtta stoppades helt och fem kördes med reducerad kapacitet (Euronews, Barron's).

Det kända problemet var varma floder. Franska kärnkraftverk använder flod- eller havsvatten för att kyla sina system och släpper sedan tillbaka vattnet, då med högre temperatur. Miljöregler begränsar hur varmt utsläppsvattnet får vara, för att skydda fisk och ekosystem nedströms. När Garonne nådde 28 grader tvingades Golfechverket dra ned produktionen. Vid Chooz, nära Belgien, utlöste låga vattenflöden i Meuse ett fransk-belgiskt vattenavtal. Reaktorn stoppades helt för att säkra vattentillgången för användare längre ned i båda länderna (EDF Chooz, Franceinfo). Liknande begränsningar slog mot anläggningar längs Rhône.

Det oväntade inslaget var maneterna. Vid Gravelines, Frankrikes största kärnkraftsanläggning vid Nordsjökusten, blockerade stora mängder maneter pumparna för kylvattenintag. EDF stoppade tre reaktorer och drog ned effekten i en fjärde. Därmed passerade den miljörelaterade otillgängligheten det tidigare rekordet på 15,6 procent, som hade satts bara två dagar tidigare (EDF, Le Figaro).

Brist i Frankrike, högre räkningar bredvid

Europas nationella elmarknader kopplas ihop genom gemensamma dagliga auktioner. Därför kan knapphet i Frankrike höja priset även i grannländer. När billig kärnkraft faller bort måste dyrare gaseldade kraftverk ofta gå in. Det sista kraftverket som behövs för att möta efterfrågan sätter normalt marknadspriset för den timmen. Gas kan därför prissätta hela marknaden även när större delen av elen kommer från billigare källor.

Pressen ökade när tysk vindkraftsproduktion föll till 4,7 GW, ungefär 60 procent under säsongsnormen (Euronext/Reuters). Två av Europas stora källor till billig el försvagades samtidigt, och kvällens solkraft föll bort som väntat.

EU-kommissionen sade den 11 augusti att elsystemet var stabilt och att överföringsförbindelserna styrde el mot regioner med stramare läge (European Commission). Inget land förlorade elförsörjningen. Men leveranssäkerhet och rimliga priser är olika saker.

Nederländska hushåll med dynamiska avtal, där elpriset följer grossistpriset timme för timme, drabbades mest direkt (NL Times, Welingelichte Kringen). Italien, som köper stora mängder fransk el, såg under en liknande episod i juni tillgänglig import minska från omkring 10–12 GW till cirka 3 GW (DW). Rumäniens Cernavoda 2 var redan ur drift sedan torkan i Donau minskat tillgången på kylvatten, vilket stramade åt elmarknaden i sydöstra Europa separat.

Vinnarna fanns bland ägare av gaskraftverk och batterioperatörer, som kunde sälja till samma höga priser. Deras bränslekostnader eller kostnaden för redan lagrad el steg inte i samma timme. Därmed ökade skillnaden mellan inköpskostnad och intäkt.

Små årsvolymer, dyra timmar

EDF framhåller att klimatrelaterade begränsningar bara påverkar årsproduktionen marginellt. Historiken ger stöd för det. Förlusterna låg under 1 procent av den franska kärnkraftsproduktionen nästan varje år mellan 2000 och 2022, och nådde omkring 1,5 procent bara under den extrema sommaren 2003 (DW). Bolaget planerar att lägga omkring 9 miljarder euro över 15 år på att anpassa reaktorflottan till högre temperaturer (Le Monde).

Men årsgenomsnitt visar inte var kostnaden uppstår. Den hamnar hos hushåll och företag som köper el just under de timmar då flera reaktorer samtidigt minskar produktionen. Kärnkraftens årliga bortfall kan förbli litet samtidigt som marknadskostnaden blir hög, eftersom elpriset stiger snabbt när billig produktion försvinner under hög efterfrågan. Om EDF:s investeringar faktiskt minskar förlusterna under pristoppar, eller främst begränsar den totala energiförlusten över året, får RTE, Frankrikes systemoperatör, och marknadsdata från kommande värmeböljor visa.