Eine fünfte Hitzewelle in einem Sommer

Wettervorhersagen warnen vor Frankreichs fünfter Hitzewelle 2026, mit Temperaturen von bis zu 40 Grad im Loire- und Rhonetal und 38 Grad in Paris ab der Woche des 10. August, wie Montel News berichtet, das die Warnung am 7. August zuerst meldete. EDF hat bereits den Reaktor Golfech 2, einen 1,3-Gigawatt-Reaktor in Südfrankreich, für acht Tage abgeschaltet und warnt, dass Tricastin über Nacht gedrosselt werden müsse, da das Flusswasser dort zu warm wird, um die Reaktoren sicher zu kühlen.

Der Mechanismus ist jedes Mal derselbe. Französisches Recht begrenzt, wie warm das Kühlwasser sein darf, das ein Atomkraftwerk zurück in einen Fluss leitet, um Fische und andere Wasserlebewesen flussabwärts zu schützen. Treibt eine Hitzewelle die Flusstemperatur nahe an diese Grenze, muss EDF die betroffenen Reaktoren drosseln oder abschalten - unabhängig davon, wie dringend das Netz den Strom in dieser Woche braucht. Montel nennt dies den jüngsten Fall einer Rekordzahl hitzebedingter Ausfälle in Frankreichs Atomkraftflotte in diesem Sommer - eine Formulierung, die die einzelne Kürzung als unauffällig behandelt und die Häufigkeit zur eigentlichen Geschichte macht.

Die Bilanz des Sommers

Es ist nicht die erste Kürzung der Saison. Eine frühere Hitzewelle in diesem Sommer hatte EDF bereits gezwungen, die Leistung an sechs Reaktoren an fünf Standorten zu drosseln - Chooz 1 und 2, Cattenom 4, Bugey 3, Tricastin 4 sowie Saint-Alban 1 und 2 - mit einem Gesamtverlust von mehr als 5 Gigawatt, unabhängig bestätigt von nuclear-news.net und dem Branchendienst IndustrialInfo. Eine separate, frühere Hitzewelle im Juni kürzte bis zu 6,4 Gigawatt Atomkraftkapazität, knapp 14 Prozent der französischen Nachfrage in diesem Moment, bei Temperaturen von 43 Grad.

Die Juni-Episode bewegte nicht nur die Erzeugung, sondern auch die Preise. Day-Ahead-Strom notierte kurzzeitig über 300 Euro je Megawattstunde, etwa doppelt so viel wie im Mai-Durchschnitt, da das Netz stärker auf Gas und Importe angewiesen war, um die Lücke zu decken. Keines dieser Ereignisse wäre für sich genommen bemerkenswert; Frankreichs Atomkraftwerke haben hitzebedingte Kürzungen schon früher verkraftet. Neu ist die Häufigkeit: Dies ist bereits das vierte oder fünfte Hitzeereignis, das in einem einzigen Sommer Kürzungen erzwingt, nicht das erste in mehreren Jahren.

Vom Wetterereignis zum strukturellen Risiko

Frankreichs Atomkraftflotte erlitt bereits in den Sommern 2022 und 2023 ähnliche hitzebedingte Einbußen, wiederkehrende Kürzungen sind also für sich genommen nichts Neues. Verändert haben sich Zeitpunkt und Schwere: Die diesjährigen Hitzewellen setzten früher in der Saison ein und überschritten die Kühlwassergrenzen deutlicher als in den Vorjahren, und Branchenanalysen sehen nun das Risiko, dass der sommerliche Kapazitätsfaktor der Flotte von rund 70 Prozent auf unter 50 Prozent fallen könnte, sollte sich das Muster fortsetzen. Auch eine Nachrüstung der Reaktoren mit geschlossenen Kühlkreisläufen, die die Flusstemperatur-Beschränkung aufheben würde, ist keine schnelle Lösung - die Umrüstung kostet im zweistelligen Milliarden-Euro-Bereich pro Block, sodass die physische Einschränkung in diesem Jahrzehnt bestehen bleibt.

Diese Kombination - früherer Beginn, tiefere Kürzungen, keine schnelle technische Lösung - macht aus einem Wetterereignis eine Planungsgröße. Eine einzelne Hitzewelle ist Rauschen. Fünf Hitzewellen, die in einem einzigen Sommer Kürzungen im mehrstelligen Gigawattbereich erzwingen, an einer Flotte, die rund zwei Drittel des französischen Stroms liefert, sind ein saisonales Muster, das ein Netzplaner, ein Stromkäufer oder ein Rechenzentrumsbetreiber jetzt modellieren kann, statt nur darauf zu reagieren.

Was Käufer französischen Stroms jetzt tun sollten

Die praktische Konsequenz trifft jeden, der einen Stromabnahmevertrag, einen Colocation-Vertrag oder eine Standortentscheidung auf der Annahme aufgebaut hat, dass französische Atomkraft eine feste, kohlenstoffarme Grundlast das ganze Jahr über bedeutet. Diese Annahme stimmte für den größten Teil des Jahres - im August, und zunehmend auch im Juli, stimmte sie in diesem Jahr und in den beiden Jahren davor nicht. Betreiber mit flexibler oder unterbrechbarer Last sollten diese Flexibilität gezielt als Absicherung für das Fenster Juli bis August verstehen, nicht nur als allgemeines Effizienzmerkmal, und Betreiber mit festgeschriebenen PPA-Preisen sollten prüfen, welche Klauseln zu Lastabwurf hitzebedingte Kürzungen tatsächlich abdecken, statt stillschweigend auf höhere Gewalt zu vertrauen.

Für deutsche Industrieunternehmen, die einen Teil ihres Stroms über die grenzüberschreitende Kopplung am EPEX-Spotmarkt beziehen, ist die relevantere Zahl nicht die Temperaturprognose dieser Woche, sondern der Trend der Flotte selbst: Hitzebedingte Kürzungen trafen 2022, 2023 und mehrfach in 2026, jeweils an unterschiedlichen Reaktoren, je nachdem, welcher Fluss am wärmsten wurde. Eine Kalkulation auf Basis des besten Falls - ein voller Sommer mit 70 Prozent Kapazitätsfaktor - ist keine vorsichtige Annahme mehr. Eine Kalkulation auf Basis des Musters ist es.

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