Energiesicherheit in Frankreich

[voyageur]

Sollten in Frankreich neue STEPs entwickelt werden?
http://www.air-defense.net/forum/topic/1...nt=1722574

Definition und Kategorien
Pumpspeicherkraftwerke (PSP) sind eine besondere Art von Wasserkraftanlagen. Sie bestehen aus zwei Becken in unterschiedlichen Höhenlagen und speichern Energie, indem sie Wasser aus dem unteren Becken in das obere Becken pumpen, wenn die Stromnachfrage gering (und der Strompreis niedrig) ist. Wenn die Stromnachfrage (und der Strompreis) steigt, geben sie Strom an das Netz ab, indem sie Wasser aus dem oberen Becken turbinieren.

Durch ihre Speicherfunktion tragen diese Anlagen dazu bei, das Gleichgewicht zwischen Produktion und Verbrauch im Stromnetz aufrechtzuerhalten und gleichzeitig die Produktionskosten bei Verbrauchsspitzen zu begrenzen. Derzeit ist die Energieübertragung durch hydraulische Pumpen die ausgereifteste Technik zur stationären Speicherung von Energie.

[Bild: https://i.imgur.com/b8LdcAm.png]
Die kumulierte Leistung der französischen ARAs liegt bei etwa 5 GW für etwa 103,5 GWh Speicherkapazität.

[voyageur]

Atomkraft: Warum die EPR2 leichter zu bauen sein sollten als der EPR in Flamanville.
La Tribune (französisch)
Mit 12 Jahren Verspätung begann am Mittwoch die Uranbeladung in die Reaktordruckbehälter des EPR in Flamanville, ein weiterer entscheidender Schritt bei der schrittweisen Inbetriebnahme des leistungsstärksten französischen Atomreaktors.

In einer Zeit, in der die Regierung bis zu 14 neue Reaktoren in Frankreich bauen will, ist die Uranverladung ein wichtiger Schritt für EDF und die gesamte Branche, die das Kapitel einer 17-jährigen Bauzeit mit zahlreichen Problemen und enormen Mehrkosten umschlagen und das Kapitel des EPR2 aufschlagen will, eines Reaktors der nächsten Generation, dessen vereinfachtes Design von den Erfahrungen mit dem EPR profitiert hat.
Juliette Raynal
10. Mai 2024, 7:22
[Bild: https://static.latribune.fr/full_width/1...y-epr2.jpg]
Das Kraftwerk Penly wird als erstes den EPR2 aufnehmen (Credits: Pascal Rossignol).

Die Fehler der Vergangenheit nicht wiederholen. Dies ist das Ziel von EDF, das mit dem Bau der sechs neuen, von Emmanuel Macron gewünschten Hochleistungsreaktoren an den Standorten Penly (Seine-Maritime), Gravelines (Nord) und Bugey (Ain) beauftragt ist. Der Stromversorger will sich auf das Feedback der verschiedenen EPR-Baustellen in der Welt stützen, um den Bau seiner künftigen Maschinen mit dem Namen EPR2 zu optimieren.

"Wir haben viel über den Bau der EPR-Familie und den Betrieb dieser Reaktoren gelernt", versichert Gabriel Oblin, Projektleiter für EPR2 bei EDF. Er fährt fort: "Das Feedback aus der Inbetriebnahme des EPR in Flamanville ist für uns von entscheidender Bedeutung. Wir werden besonders auf die Leistung des Kessels und der Turbogeneratorgruppe achten, die in den EPR2 zu finden sein werden."

Allerdings wird der zu 100 % staatliche Konzern nicht in vollem Umfang von den Serieneffekten zwischen dem EPR in Flamanville und den EPR2 profitieren können, die keine exakte Kopie des ersten EPR sein werden. Das allgemeine Design, das im Laufe des Sommers fertiggestellt werden soll, wurde nämlich stark vereinfacht .

Gabriel Oblin erklärt: "Der EPR war ein deutsch-französisches Projekt. Wir haben beschlossen, bestimmte Optionen, die für ihn vorgesehen waren, nicht zu verlängern, z. B. die Möglichkeit, Wartungsarbeiten im Reaktorgebäude durchzuführen, wenn dieses voll ausgelastet ist. Eine Praxis, die im Betrieb deutscher, aber nicht französischer Kernkraftwerke angewandt wird." Er führt weiter aus: "Zweitens wird der EPR2 nur eine dicke Wand im Bereich der Einhausung des Reaktorgebäudes haben und nicht zwei wie beim EPR. Diese Entscheidung verbessert die Baubarkeit des Reaktors ohne jegliche Kompromisse bei der Sicherheit."

Vorgefertigte Elemente

EDF plant auch, die in den zukünftigen Reaktoren verwendeten Referenzen zu rationalisieren. Bei den Rohren wird es 40% weniger Referenzen geben", sagt Gabriel Oblin. Und bei den Türen, die komplexe Objekte sind, wird die Anzahl der Referenzen um ein Drittel reduziert."

Der Elektriker rechnet auch mit der Vorfertigung bestimmter Elemente, um die Baustelle zu entlasten. Am Standort Penly, wo das erste Paar EPR2 gebaut werden soll, "werden die Baupakete am Rande der Baustelle, oben auf der Klippe, zusammengebaut und dann von einem der größten Kräne der Welt abgesetzt", wird erklärt. Eine Reihe von Schweißnähten sollen in der Werkstatt ausgeführt werden, "eine Umgebung, die der Qualität zuträglicher ist", versichert "Monsieur EPR2".

Abgesehen von der Vereinfachung des Designs setzt EDF vor allem auf den Transfer von Kompetenzen, um seine zukünftigen Baustellen zu optimieren. "Mehrere hundert Personen, die derzeit für Flamanville 3 mobilisiert sind, werden nach und nach zum EPR2-Projekt stoßen." In Penly wird der Startschuss für die Vorbereitungsarbeiten im Laufe des Sommers erhofft, damit das Projekt 2035-2037 in Betrieb genommen werden kann. Wenn es keine Fehlschläge gibt...

[voyageur]

Strompreise: Warum wird die Kluft zwischen Frankreich und Deutschland größer?
La Tribune (französisch)
Im April lagen die Großhandelsstrompreise in Deutschland um durchschnittlich 30 Euro pro Megawattstunde (MWh) höher als in Frankreich. Ein erheblicher Unterschied, der sich laut RTE unter anderem durch eine "extrem angespannte" Situation bei den Verbindungsleitungen zwischen dem Osten des Hexagons und den angrenzenden Ländern erklären lässt. Aber nicht nur das: Obwohl dieses technische Problem schnell behoben werden sollte, rechnet der Markt für die nächsten Jahre mit großen Unterschieden. Ein Beweis dafür, dass der europäische Strommarkt kein einheitlicher Block ist. Hier eine Entschlüsselung.
Marine Godelier
(Credits: Reuters)

Es ist eine Binsenweisheit des neuen Europawahlkampfes: Auf dem alten Kontinent gäbe es nur einen "einheitlichen" Strommarkt, der in allen Mitgliedstaaten auf die gleiche Weise funktionieren würde. Aufgrund einer "Bindung an die Gaspreise" würden die Preise überall konvergieren, unabhängig vom Energiemix der einzelnen Länder. Diese von Brüssel auferlegte "Regel" würde die Preise in Frankreich in die Höhe treiben, da das Land gezwungen ist, die Entscheidungen seines deutschen Nachbarn zu akzeptieren, der beschlossen hat, aus der Atomenergie auszusteigen und sich bei der Stromerzeugung stärker auf fossiles Gas zu stützen.

Die Realität passt jedoch nicht ganz zu dieser Erzählung: Seit mehreren Wochen zeigen die Strompreise auf dem europäischen Großhandelsmarkt große Unterschiede. Im April lagen die deutschen Preise sogar um durchschnittlich 30 Euro pro Megawattstunde (MWh) höher als die französischen Preise. Und das ist noch nicht alles: "Für das nächste Jahr rechnet der Markt mit einem großen Preisunterschied zwischen den beiden Ländern von mindestens 10 Euro pro MWh", stellt ein Energiehändler, der anonym bleiben möchte, fest. Am 7. Mai wurde beispielsweise eine MWh, die für eine Lieferung im Jahr 2026 gekauft wurde, auf der anderen Seite des Rheins für 79 Euro pro MWh verkauft, während der Preis in Frankreich bei 61 Euro pro MWh lag.

Kurzfristig eine "extrem angespannte" Situation an den Grenzen.

In der Praxis gibt es nach wie vor getrennte Märkte in den einzelnen Ländern. "Es gibt zwar Verbindungsleitungen zwischen den Mitgliedstaaten, die eine Konvergenz der Preise begünstigen, aber sie sind nicht unbegrenzt. Es kommt regelmäßig vor, dass sie gesättigt sind, und der Markt antizipiert dies, indem er nach Preiszonen denkt", betont Nicolas Goldberg, Senior Manager Energie bei Colombus Consulting.

Seit März kommt es an den Grenzen zwischen Ostfrankreich und den angrenzenden Ländern zu erheblichen Engpässen, die durch Einschränkungen im französischen Netz verursacht werden. Eine "außergewöhnliche Situation" und "extrem angespannt", wie es in einer Ende April vom französischen Stromübertragungsnetzbetreiber RTE verschickten Mitteilung heißt, der "Kapazitätskürzungen an den Grenzen vornehmen musste, um die Sicherheit des Stromsystems zu gewährleisten". Dies würde zum Teil die Diskrepanzen erklären.

"RTE kommuniziert nicht viel darüber, abgesehen von dieser sehr sibyllinischen Mitteilung", kommentierte der auf den Energiemarkt spezialisierte Ökonom Jacques Percebois.

Im Anschluss an diese Marktnotiz forderte die belgische Energieregulierungsbehörde Creg von ihrem französischen Pendant eine "gemeinsame Bewertung" der "massiven" Einschränkungen der Stromexportkapazitäten Frankreichs in seine europäischen Nachbarländer und bedauerte, dass "derzeit zu wenig Informationen über die zugrunde liegenden Gründe für diese Kapazitätskürzungen bekannt sind". Und das, obwohl dieser Handel "entscheidend" für die Großhandelsstrompreise in einem "gekoppelten und integrierten" Markt wie in Europa ist.

Frankreich hat eine elektrische Überkapazität.

Aber wie zieht das konkret die Preise im Hexagon nach unten und die in Deutschland und Belgien nach oben? Erstens: Trotz der Krise, die Frankreich in den letzten Jahren durchlebt hat, befindet sich das Land derzeit in einer Phase der Stromüberproduktion. Der Grund: gefüllte Staudämme, eine gute Basis an erneuerbaren Energien und eine steigende Verfügbarkeit des Kernkraftwerks. So gut, dass das Land Nettoexporteur ist und nicht auf die oft teuren Gaskraftwerke zurückgreifen muss, um das Angebot-Nachfrage-Gleichgewicht zu erfüllen. "Das System hat derzeit Überkapazitäten und ist daher viel weniger an den Grenzpreis für Gas gebunden, da die dekarbonisierte Grundlastproduktion reichlicher vorhanden ist", so Goldberg.

Dies ist bei einigen seiner Nachbarn nicht unbedingt der Fall, die daher nicht in vollem Umfang von dieser Überproduktion profitieren. "Wenn wir weniger nach Deutschland oder Belgien exportieren, bedeutet das, dass diese Überschüsse auf dem französischen Markt verkauft werden", erklärt Jacques Percebois. Dadurch sinkt der Großhandelspreis im Land mechanisch. Das geht so weit, dass Anfang April in Frankreich sogar eine Episode mit negativen Preisen zu verzeichnen war.

Lies auchStrom: Das Zeitalter der negativen Preise beginnt.

Langfristig vor allem physische Gründe

Diese außergewöhnlichen Engpässe können jedoch nicht allein die Abweichungen erklären, insbesondere beim Kauf von Strom für Lieferungen in den Jahren 2025, 2026 und 2027. "RTE kündigt an, dass die angespannte Situation voraussichtlich noch im August, September und Oktober zu beobachten sein wird, aber dass dies sehr vorübergehend sein wird", betont Jacques Percebois. Für die Terminverkäufe liegt der Grund also woanders.

Genauer gesagt im Energiemix der einzelnen Staaten. Der Grund dafür ist, dass der Handel an den Grenzen zwischen den Ländern außerhalb dieser außergewöhnlichen Beschränkung immer noch technischen Beschränkungen unterliegt. Die Marktteilnehmer gehen davon aus, dass es in Frankreich mehr Überkapazitäten geben wird als in Deutschland. Dies scheint auf dem Papier kohärent zu sein, da im Hexagon nicht viele Produktionsmittel stillgelegt werden. Im Gegensatz zu Deutschland, das aus der Atomenergie ausgestiegen ist und das Gleiche mit der Kohle tun will", erklärt Nicolas Goldberg.

"Die Marktteilnehmer gehen davon aus, dass diese Energiequelle in Frankreich wieder stark ansteigen wird, während man auf der anderen Seite des Rheins nicht mehr damit rechnen kann", fügt Jacques Percebois hinzu.

Risikoprämien

Nun ist die Kernenergie nicht nur dekarbonisiert, sondern auch teilweise "steuerbar", d. h. ihre Produktion kann unabhängig vom Wetter (außer bei extremen Bedingungen) angepasst werden. Dies ist nicht der Fall bei Photovoltaik und Windkraft, auf die sich Deutschland bei seinem Übergang massiv verlässt, da ihr Beitrag je nach Wind und Sonne variiert. "Berlin verfügt nicht mehr über einen steuerbaren und kohlenstoffarmen Sockel. Der Markt schlägt also eine Risikoprämie auf, da die Unstetigkeit der erneuerbaren Energien zu einer starken Preisvolatilität führt", ergänzt Jacques Percebois.

Sicherlich kann sich das Land auf Gas verlassen, von dem es nicht vorhat, in nächster Zeit auszusteigen. Der Krieg in der Ukraine und der Rückgang der Pipeline-Lieferungen aus Russland haben jedoch dazu geführt, dass auch der Gasmarkt dauerhaft volatil bleiben wird. "Wir müssen uns zunehmend auf verflüssigtes Erdgas verlassen, das per Schiff aus allen Teilen der Welt angeliefert wird, anstatt auf Erdgas, das durch Rohre transportiert wird. Das bringt eine weitere Risikoprämie (u. a. in Verbindung mit der Geopolitik) mit sich", betont Nicolas Goldberg.

Erschwerend kommt hinzu, dass "die Märkte in den nächsten Jahren möglicherweise eine Stärkung der Kohlenstoffmärkte voraussehen", so der Berater. Die Europäische Union plant nämlich eine Reform ihres Systems zur Zuteilung von Verschmutzungsrechten, um es zu verschärfen. Unter diesen Bedingungen würde Gas und damit auch Strom aus dieser fossilen Energiequelle noch teurer werden. Auf die Gefahr hin, dass sich die Kluft zwischen den französischen und deutschen Preisen dauerhaft vergrößert? Eines ist sicher: Während Berlin laut einer aktuellen EY-Umfrage vom Rückgang der ausländischen Investitionen hart getroffen wird, ist die Sorge um die Energiesicherheit nicht ganz unschuldig daran.

Lesen Sie auch Ausländische Investitionen: Frankreich bleibt Europameister in wirtschaftlicher Attraktivität.

Marine Godelier

[voyageur]

EDF kündigt die Unterzeichnung grüner Bankkredite zur Finanzierung des bestehenden Kernkraftwerks in Höhe von ca. 5,8 Milliarden Euro an.
EDF (franzöisch)

Am 13. Mai 2024 gab EDF (BBB stable S&P / Baa1 stable Moody's / BBB+ stable Fitch) die Unterzeichnung von grünen Bankkrediten in Höhe von insgesamt rund 5,8 Milliarden Euro bekannt ([1]). Sie haben eine Laufzeit zwischen 3 und 5 Jahren.

Die Finanzierungen wurden mit großen internationalen Banken vereinbart, darunter BNP Paribas, Bank of America, Crédit Agricole CIB ([2]), ING, Natixis CIB, Société Générale und Wells Fargo.

Die verliehenen Mittel werden der Refinanzierung von Investitionen in bestehende Kernreaktoren in Frankreich im Rahmen der Verlängerung ihrer Lebensdauer gewidmet, wie sie im Green Financing Framework von EDF ([3]) festgelegt sind. Diese Investitionen sind mit der europäischen Taxonomie abgestimmt.

Als weltweit größter Stromerzeuger ohne direkte CO2-Emissionen ([4]) stützt sich EDF neben seinen Wasserkraft- und erneuerbaren Kapazitäten auf seinen Kernkraftpark, um die Dekarbonisierung seiner Kunden zu ermöglichen und so zum Erreichen der CO2-Neutralität bis zum Jahr 2050 beizutragen. Mit einer Kohlenstoffintensität von 34gCO2/kWh Ende März 2024 stellt der Konzern einen neuen Rekord auf und untermauert seinen ehrgeizigen, im November 2023 angehobenen Pfad zur Reduzierung der CO2-Emissionen, der mit einem Erwärmungsszenario von +1,5 °C ([5]) in Einklang steht.

Darüber hinaus unterzeichnete EDF ein Bankdarlehen in Höhe von 300 Millionen Euro mit einer Laufzeit von 5 Jahren, um seinen allgemeinen Bedarf zu finanzieren.



([1]) Davon ein Teil in Dollar und ein Teil in Yen.

([2]) Einschließlich der Verlängerung des im Oktober 2022 unterzeichneten grünen Darlehens.

([3]) Das Framework ist auf der EDF-Website unter dem Zug Nachhaltige Finanzen verfügbar.

([4]) Quelle ENERDATA 2022 - jährlicher Benchmark der Stromerzeuger.

([5]) Vgl. Bewertungen des Pfades durch Moody's, MSCI und TPI.

[voyageur]

Im Herzen des EPR in Flamanville
France bleu (französisch)
Von Pierre Coquelin

Anlässlich der Brennelemente-Ladevorgänge konnte France Bleu am Freitag, den 10. Mai, den EPR in Flamanville besichtigen, den ersten in Frankreich gebauten Kernreaktor der dritten Generation.

Ein Labyrinth aus Gängen, Badge-Portalen, Piepsern, Schleusen... Seit einigen Monaten legt der EPR in Flamanville nach und nach seine Baustellenkleidung ab und wird nach und nach zu einer Betriebs- und Stromerzeugungseinheit. Die Behörde für nukleare Sicherheit hat seine Inbetriebnahme genehmigt und der Betreiber, EDF, hat am 8. Mai mit den Ladearbeiten begonnen. Und das geht über mehrere wesentliche Etappen. Eine davon wurde Anfang Mai erreicht: der Beginn der Beladung des Reaktors mit den 241 Brennelementen. Ein Vorgang, der laut ASN am Mittwoch, den 15. Mai, gegen Mittag abgeschlossen wurde.
[Bild: https://www.francebleu.fr/s3/cruiser-pro...80847.webp]
Der Bau des EPR in Flamanville wurde 2007 begonnen © Radio France - Pierre Coquelin

Operationen im Millimeterbereich

Im Reaktorgebäude, am Beckenrand über dem Reaktorbehälter, inspiziert Fabien Cudelou die Ladevorgänge. Sie mobilisieren rund 30 Personen, rund um die Uhr, sieben Tage die Woche, mit Schichten im Dreischichtbetrieb. Es geht darum, die Brennelemente vom Brennelementgebäude in das Reaktorgebäude zu transportieren. Um den Reaktorkern des EPR in Flamanville zu bilden, werden 241 Brennelemente benötigt, große Rohre von fünf Metern Länge und 800 Kilogramm Gewicht, die mit Kernbrennstäben gefüllt sind.

"Das sind Operationen, die man nicht unterbrechen kann: Wir müssen bis auf 241 Brennelemente gehen, um den Kern von Flamanville 3 zu bilden. Ein Arbeiter in einem anderen Gebäude nimmt ein Brennelement und legt es in einen Kipper". Das Brennelement wird horizontal durch einen Tunnel geführt. Das Brennelement wird von einer Lademaschine aufgenommen; es wird durch das Becken zum Behälter, dem Reaktorkern, bewegt. "Das sind millimetergenaue Operationen, da gibt es keinen Platz für Improvisation. Jede Baugruppe hat ihren Platz", fügt Fabien Cudelou hinzu.

[Bild: https://www.francebleu.fr/s3/cruiser-pro...13518.webp]
Die 241 Brennelemente werden vom Brennelementgebäude in den Reaktordruckbehälter transportiert © Radio France - Pierre Coquelin

Ein Vorgang, der von einem Raum voller Bildschirme aus überwacht wird. Der Raum der Commandements. Er ist das neuralgische Zentrum des EPR. "Alles wird hier durchgeschleust. Wir erleben einen historischen Moment. Es macht uns stolz, den ersten französischen Reaktor der dritten Generation zu laden", sagt Katia Rio, die die Teams leitet, die den Reaktor steuern. Diese Operationen sind das Ergebnis jahrelanger Vorbereitungen, Simulatortrainings und der Rückmeldungen von anderen EPR, die bereits in Finnland und China in Betrieb sind.

Derzeit sind 600 Personen mit dem Betrieb der Atomanlage in der Mandschurei beschäftigt. "Vorbereitet und konzentriert, das sind die beiden Adjektive, die im Moment am besten zu ihnen passen. Was uns antreibt, ist, alle Anfahrvorgänge sicher durchzuführen, damit wir den Bedarf des französischen Stromnetzes am Ende des Jahres mit hoher Zuverlässigkeit decken können", erklärt Grégory Heinfling, Leiter der Betriebsteams des EPR Flamanville 3.

"Wir nähern uns dem Ende"

Der EPR wird nun schrittweise hochgefahren, bis er Ende des Jahres 100 % erreicht hat. Parallel dazu werden die Tests am Standort fortgesetzt. Und auch die Autorité de sureté, die Atomaufsichtsbehörde, wird mehrfach grünes Licht geben müssen, insbesondere vor der Divergenz, der ersten Kernreaktion im Reaktor. "Wir haben bereits 58.000 Kriterien für den ordnungsgemäßen Betrieb des Kraftwerks überprüft, und ich habe noch 1.500 zu überprüfen. Wir nähern uns dem Ende. Diese 1.500 Kriterien werden über den Zeitraum von der Beladung bis zur 100%igen Leistung am Ende des Jahres verteilt.

Wir hatten einige Irrungen und Wirrungen, einige Kontrollen. Dies ist der erste EPR auf französischem Boden. Ich werde nicht alles kommentieren, was gesagt wurde. Es ist ein Stolz für die Branche. Es ist lange her, dass wir Großprojekte dieser Größenordnung realisiert haben. Was die Industrialisierung angeht, hatten wir das vielleicht ein wenig vergessen", betont der Projektleiter des EPR Flamanville, Alain Morvan.

"Wir haben es hier mit einem Reaktor zu tun, der leistungsstärker ist, aber vor allem eine Weiterentwicklung in Sachen Sicherheit darstellt, mit zusätzlichen Einrichtungen. Im EPR haben wir auch eine Innovation: einen Corium-Rückgewinnungsreaktor. In einem sehr extremen Fall einer Reaktorschmelze wird der Kern geborgen, damit bei einem Unfall keine Freisetzung erfolgt", erklärt Alain Morvan. Der EPR in Flamanville ist der 57. Block des französischen Atomparks und wird mit einer Kapazität von 1600 Megawatt der leistungsstärkste Reaktor Frankreichs sein. Seine maximale Produktion, 14 Terawattstunden, entspricht dem Verbrauch von drei Millionen Haushalten.

Der voraussichtliche Zeitplan von EDF

7. Mai 2024: Die französische Behörde für nukleare Sicherheit (ASN) erteilt ihre Genehmigung zur Inbetriebnahme des EPR in Flamanville.
8. Mai: Beginn der Beladung des Reaktordruckbehälters mit den 241 Brennelementen. Beginn der ersten Kontrollen im Zusammenhang mit der Inbetriebnahme.
15. Mai: Ende der Beladung.
Genehmigung für den Übergang auf 110 °C.
Abweichungsgenehmigung: Start der ersten Kernreaktion.
Sommer 2024: Die ASN muss den Übergang auf 25 % Leistung genehmigen. Anschluss an das Stromnetz und Produktion der ersten Megawattstunden.
Die ASN muss den Übergang auf 80% Leistung validieren.
Ende 2024: Produktion mit 100% Leistung. Abschluss der Anlauftests des EPR in Flamanville.
Februar 2025: Industrielle Inbetriebnahme des Kessels (etwa zwei Monate nach Abschluss der Tests).
Ende 2025: Erster Wartungsstillstand