Eine fünfte Hitzewelle, jetzt eingetreten

Die Hitzewelle, vor der Wettervorhersagen am 7. August warnten, traf wie angekündigt ein. Die Temperaturen erreichten ab der Woche des 10. August im Loire- und Rhonetal die niedrigen 40 Grad, und am 11. und 12. August verwandelten sich EDFs Kühlwasserbeschränkungen von einer Warnung in tatsächlich gedrosselte Leistung. Zwei Reaktoren gingen vollständig vom Netz, weil das Flusswasser zu warm geworden war, um sie sicher zu kühlen, an vier weiteren wurde die Leistung gedrosselt, und ein zusätzlicher Reaktor wurde wegen niedriger Flusspegel abgezogen - sieben Reaktoren, betroffen von einem einzigen Ereignis, eine Bilanz, die aus der bereits acht Tage andauernden Abschaltung von Golfech 2 und der Warnung für Tricastin eine bestätigte Realität statt einer Prognose macht.

EDF bezifferte die Auswirkung zur Mittagsspitze auf 7,3 Gigawatt gedrosselter Atomkraftkapazität, rund 12 Prozent der französischen Flotte. Das ist ein größerer Einzeltagesausfall als bei der Junikürzung, und er traf denselben Sommer, der bereits Kürzungen in Chooz, Cattenom, Bugey, Tricastin und Saint-Alban erzwungen hatte. Der Mechanismus hat sich nicht geändert - französisches Recht begrenzt, wie warm das Wasser sein darf, das ein Atomkraftwerk zurück in einen Fluss leitet, um Fische und andere Wasserlebewesen flussabwärts zu schützen -, aber die Häufigkeit, mit der diese Grenze inzwischen erreicht wird, hat sich geändert.

Die Bilanz des Sommers

Zählen wir die Saison bisher zusammen. 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 Hitzewelle im Juni kürzte bis zu 6,4 Gigawatt Atomkraftkapazität, knapp 14 Prozent der französischen Nachfrage in diesem Moment, bei Temperaturen von 43 Grad, und Day-Ahead-Strom notierte kurzzeitig über 300 Euro je Megawattstunde, etwa doppelt so viel wie im Mai-Durchschnitt.

Jetzt kommt der August hinzu. EDF drosselte am 12. August zur Mittagsspitze 7,3 Gigawatt - zwei Reaktoren vollständig vom Netz, vier gedrosselt, ein weiterer wegen niedriger Flusspegel abgeschaltet -, und der Markt reagierte entsprechend: Die französischen Day-Ahead-Preise stiegen am 11. August um 21,8 Prozent auf 142,50 Euro je Megawattstunde, die deutschen Day-Ahead-Preise um 22,8 Prozent auf 138,50 Euro, und die untertägigen Preise in Frankreich sollen während der frühabendlichen Nachfragespitze erneut über 300 Euro je Megawattstunde gestiegen sein. Die deutsche Windstromerzeugung fiel um etwa 8,1 Gigawatt auf rund 4,7 Gigawatt, knapp 60 Prozent unter dem saisonalen Durchschnitt, sodass beide Netze zur gleichen Zeit aus unterschiedlichen Gründen knapp waren und beide dafür bezahlten. Das ist kein neuer Schock, sondern die fünfte Zeile einer Bilanz, die im Juni begann.

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 die Zahlen des August-Ereignisses bestätigen das nun selbst - eine größere Einzeltageskürzung als im Juni, zusätzlich zu den bereits mehr als 5 Gigawatt, die zuvor in diesem Sommer verloren gingen, in derselben Saison. 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, ein Markt, der sich in einem Sommer bereits zweimal sichtbar neu bepreist hat, 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 und zweistellige Preissprünge 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 - und die Preisdaten vom 11. August sind der klarste einzelne Datenpunkt, den sie dieses Jahr bekommen werden.

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 - sie stimmte nicht am 11. August, als die Day-Ahead-Preise in einer einzigen Sitzung um mehr als ein Fünftel stiegen, und sie stimmt inzwischen drei Jahre in Folge im Juli und August nicht mehr zuverlässig. 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 - wo der Windausfall derselben Woche die Preise im Gleichschritt mit den französischen Atomkraftkürzungen nach oben trieb -, ist die relevantere Zahl nicht die Temperaturprognose dieser Woche, sondern der Trend der Flotte selbst: Hitzebedingte Kürzungen trafen 2022, 2023 und inzwischen fünf Mal in 2026, jedes Mal mit messbarer Preiswirkung und jedes Mal an unterschiedlichen Reaktoren, je nachdem, welcher Fluss am wärmsten wurde. Eine Kalkulation auf Basis des besten Falls - ein voller Sommer mit rund 70 Prozent Kapazitätsfaktor - ist keine vorsichtige Annahme mehr. Eine Kalkulation auf Basis des Musters, und auf Basis der Preisbewegung vom 11. August als jüngstem Datenpunkt, ist es.

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