En femte hedebølge, nu bekræftet

Hedebølgen, som meteorologer advarede om den 7. august, ankom som planlagt. Temperaturerne nåede de lave 40 grader i Loire- og Rhône-dalene fra ugen omkring 10. august, og den 11. og 12. august gik EDF's kølevandsbegrænsninger fra en advarsel til faktisk nedskåret produktion. To reaktorer gik helt ud af drift, fordi flodvandet var blevet for varmt til at køle dem sikkert, fire andre fik nedsat produktion, og en yderligere reaktor blev trukket ud på grund af lave flodvandstande - syv reaktorer ramt af én hændelse, et regnskab, der gør den allerede otte dage lange nedlukning af Golfech 2 og advarslen udstedt for Tricastin til et bekræftet mønster i stedet for en prognose.

EDF opgjorde effekten ved middagsspidsen til 7,3 gigawatt nedskåret atomkraftkapacitet, omkring 12 procent af den franske flåde. Det er et større enkeltdagsslag end det, flåden fik under juninedskæringen, og det ramte inden for den samme sommer, der allerede havde tvunget nedskæringer i Chooz, Cattenom, Bugey, Tricastin og Saint-Alban. Mekanismen har ikke ændret sig - fransk lov begrænser, hvor varmt vand et atomkraftværk må lede tilbage i en flod, for at beskytte fisk og andet vandliv nedstrøms - men hyppigheden, hvormed den grænse nu testes, har.

Sommerens samlede regnskab

Lad os tælle sæsonen op indtil nu. En tidligere hedebølge i sommer havde allerede tvunget EDF til at reducere produktionen på seks reaktorer fordelt på fem anlæg - Chooz 1 og 2, Cattenom 4, Bugey 3, Tricastin 4 samt Saint-Alban 1 og 2 - med et samlet tab på over 5 gigawatt, bekræftet uafhængigt af nuclear-news.net og brancheanalysehuset IndustrialInfo. En separat hedebølge i juni skar op til 6,4 gigawatt af atomkraftkapaciteten, tæt på 14 procent af den franske efterspørgsel på det tidspunkt, ved temperaturer på 43 grader, og day-ahead-strøm handlede kortvarigt over 300 euro pr. megawatttime, næsten dobbelt så meget som gennemsnittet for maj.

Læg nu august oveni. EDF skar 7,3 gigawatt ved middagsspidsen den 12. august - to reaktorer helt ude af drift, fire nedsat, en yderligere trukket ud på grund af lave flodvandstande - og markedet reagerede med det samme: den franske day-ahead elpris steg den 11. august med 21,8 procent til 142,50 euro pr. megawatttime, den tyske day-ahead pris med 22,8 procent til 138,50 euro, og intraday-priserne i Frankrig skal angiveligt igen have toppet over 300 euro pr. megawatttime i den tidlige aftens efterspørgselstop. Den tyske vindproduktion faldt med omkring 8,1 gigawatt til cirka 4,7 gigawatt, omkring 60 procent under sæsongennemsnittet, så begge net var pressede samtidig af forskellige årsager, og begge betalte for det. Det er ikke et nyt chok; det er den femte linje i et regnskab, der begyndte i juni.

Fra vejrfænomen til strukturel risiko

Den franske atomkraftflåde tog lignende varmerelaterede stød i somrene 2022 og 2023, så tilbagevendende nedskæringer er ikke i sig selv nyt. Det, der har ændret sig, er timingen og alvoren: årets hedebølger kom tidligere i sæsonen og overskred kølevandsgrænserne med større margin end i tidligere år, og august-hændelsens egne tal bekræfter det nu selv - en større enkeltdagsnedskæring end junis, oven i de mere end 5 gigawatt, der allerede gik tabt tidligere på sommeren, inden for samme sæson. At opgradere reaktorerne med lukkede kølekredsløb, som ville fjerne begrænsningen fra flodtemperaturen, er heller ikke en hurtig løsning - ombygningerne koster tocifrede milliardbeløb i euro pr. enhed, hvilket betyder, at den fysiske begrænsning ikke forsvinder i dette årti.

Den kombination - tidligere start, dybere nedskæringer, et marked, der nu synligt har omprissat sig to gange på én sommer, ingen hurtig teknisk løsning - er det, der gør et vejrfænomen til et planlægningsdatapunkt. Én hedebølge er støj. Fem hedebølger, der tvinger nedskæringer på flere gigawatt og tocifrede prisstigninger igennem på én sommer, i en flåde, der leverer omkring to tredjedele af Frankrigs elektricitet, udgør et sæsonmønster, som en netplanlægger, en strømkøber eller en datacenteroperatør nu kan modellere i stedet for blot at reagere på - og prisdataene fra 11. august er det klareste enkeltdatapunkt, de får i år.

Hvad købere af fransk strøm bør gøre

Den praktiske konsekvens rammer alle, der har underskrevet en strømkøbsaftale, en kolokationskontrakt eller en placeringsbeslutning ud fra en antagelse om, at fransk atomkraft betyder en fast, lavkulstof grundlast hele året rundt. Den antagelse holdt det meste af året - den holdt ikke den 11. august, da day-ahead-priserne steg med mere end en femtedel på én session, og den har ikke holdt pålideligt i juli eller august i tre sammenhængende år nu. Operatører med fleksibel eller afbrydelig belastning bør behandle den fleksibilitet som en specifik afdækning for vinduet juli-august, ikke bare som en generel effektivitetsfunktion, og dem, der låser faste priser i en strømkøbsaftale, bør spørge, hvilke afbrydelsesklausuler, om nogen, der reelt dækker varmerelaterede nedskæringer, i stedet for stiltiende at antage, at force majeure opsuger risikoen.

For en dansk virksomhed, der er koblet til det europæiske marked via Energinet og Nord Pool - hvor det tyske vindunderskud i samme uge drev priserne op i takt med de franske atomkraftnedskæringer -, er det mest nyttige tal ikke denne uges temperaturprognose, men flådens egen tendens: varmerelaterede nedskæringer har nu ramt i 2022, i 2023 og fem separate gange i 2026, hver gang med en målbar priseffekt og hver gang forskellige reaktorer afhængigt af hvilken flod der blev varmest. At budgettere ud fra det bedste scenarie - en hel sommer med 70 procent kapacitetsfaktor - er ikke længere en forsigtig antagelse. At budgettere ud fra mønsteret, og ud fra prisbevægelsen den 11. august som det seneste datapunkt, er.

Læs videre: Frankrigs genvej for AI-datacentre har en udløbsdato  |  Frankrig Godkender Grunden, Ikke Byggeriet