Auswirkungen der französischen Kernkraftflotte auf den kontinentalen Strommarkt im Jahr 2023

Wir sind noch nie mit einer so niedrigen Produktionserwartung aus der französischen Nuklearflotte in den Winter gegangen.

Bei Volue berechnen wir in der Regel unsere „beste Schätzung" hinsichtlich der Nuklearproduktion, wobei wir die offiziell verfügbare Kapazität aus den UMMs sowie das zuletzt von EDF veröffentlichte Jahresziel berücksichtigen, abzüglich der tatsächlichen Erzeugung seit Jahresbeginn.

Kürzlich haben wir unserer Prognose die wichtigste Erkenntnis aus dem November-Update des Winter-Ausblicks 2022–2023 des französischen Netzbetreibers RTE hinzugefügt.

In der nachstehenden Abbildung (entnommen aus dem Update) ist der Vergleich der Produktionsprognose für September 2022 (rote Linie) mit der aktuellsten Prognose (violette Linie) von Bedeutung. Wir haben unsere Produktionsprognose entsprechend angepasst und unsere „beste Schätzung" hauptsächlich für Dezember und Januar nach unten korrigiert.

Unser eigenes Diagramm unten zeigt die aktuelle Prognose für den Rest des Jahres 2022 (schwarze Linie) und das gesamte Jahr 2023 (rote Linie) in TWh/Monat im Vergleich zu den sechs vorangegangenen Lieferjahren.

Dies ist der Grund, warum wir sagen, dass wir noch nie mit einer so niedrigen Produktionserwartung in den Winter gegangen sind.

Was können wir dann von den Märkten erwarten? Das hängt von mehreren wichtigen Faktoren ab.

In erster Linie hängt die Marktentwicklung vom Verbrauch ab.

Das Wetter und insbesondere die Temperatur sowie die Windproduktion werden eine entscheidende Rolle bei der Bestimmung der Anspannung des französischen Marktes spielen.

Die sogenannte Residuallast (berechnet als Verbrauch abzüglich Wind- und PV-Erzeugung) kann im Winter erheblich schwanken und in einzelnen Stunden möglicherweise bis zu 90 GW erreichen (dies war 2017 und 2018 der Fall).

In diesem Jahr erwarten wir aufgrund der anhaltenden Energiekrise einen erheblichen Einfluss auf das System durch Demand Response und Nachfragerückgang. Dennoch könnte das französische Netz in einzelnen Stunden eine Residuallast von bis zu 80 GW aufweisen, selbst bei einem unterdurchschnittlichen Verbrauch. Unter solchen Umständen und bei erschöpfter Nuklearproduktion wird der andere entscheidende Faktor der Beitrag zum Strombilanzausgleich durch die grenzüberschreitenden (XB) Flüsse sein.

Der bisher höchste beobachtete Importfluss nach Frankreich betrug 14.371 MW am 3. April 2022. Seitdem wurde ein neues DC-Kabel in Betrieb genommen (im Oktober), das die NTC von Norditalien nach Frankreich um rund 500 MW erhöht. Die Grenze zum Vereinigten Königreich sollte 500–1.000 MW mehr Import nach Frankreich ermöglichen.

Insgesamt könnten wir unter außergewöhnlichen Umständen mit einem maximalen Gesamtimport nach Frankreich von 16 GW rechnen.

Vor diesem Hintergrund können wir, abhängig von der Entwicklung der Residuallast, in den nächsten Monaten definitiv mit starker Volatilität rechnen, mit der Möglichkeit von Preisspitzen bis zur Obergrenze von 4.000 Euro/MWh, sollte das Wetter sehr kalt werden.