Nach dem supergünstigen Kernkraft-Wasser-Windkraftland Schweden hat Frankreich die niedrigsten Strompreise in der EU. Der Hauptgrund dafür ist die Flotte von 57 Kernreaktoren in 18 Kraftwerken, was zu einem Rekordanteil von 68 % der Kernenergie an der Stromerzeugung führt.
Es gibt keinen Grund, vor Neid zu erblassen. Der staatliche Stromversorger Électricité de France (EDF) hatte kürzlich einen schweren Stand, als er im Jahr 2022 einen Verlust von 18 Milliarden Euro verbuchte und die Steuerzahler mit zehn Milliarden Euro einspringen mussten.
Inzwischen hat das Unternehmen jedoch wieder Gewinne erzielt, eine neue Prüfung vom September dieses Jahres, dass EDF bis 2040 Investitionen in Höhe von 460 Milliarden Euro für neue Projekte und die Instandhaltung bestehender Projekte benötigt. Das ist kein geringer Betrag bei Einnahmen von über 100 Milliarden Euro pro Jahr. Dies ist jedoch nur eine marginale Zahl.
Nach 15 Jahren geht der derzeitige Mechanismus zu Ende
In diesem Artikel möchte ich auf einen interessanten Meilenstein eingehen. Dieses Jahr wird der ARENH-Mechanismus (Accès Régulé à l'Électricité Nucléaire Historique) auslaufen. Er wurde 2011 geschaffen, um konkurrierende Stromversorger am Atomkuchen des Staates teilhaben zu lassen und die Quasi-Monopolstellung von EDF zu verringern.
Das Unternehmen musste dem ARENH-Mechanismus jedes Jahr 100 TWh (etwa 28 % der Jahresproduktion) zuweisen und diesen Strom interessierten Parteien zu einem staatlich festgelegten Preis von 42 € pro MWh anbieten. Im Vergleich dazu lag der Marktpreis pro MWh bei längeren Verträgen in der Slowakei in den letzten beiden Jahren bei etwa 100 € und in Frankreich bei 40 bis 80 €.
Bis Anfang 2019 war das Interesse anderer Anbieter an dieser Dienstleistung eher gering. Der Markt für alternative Stromanbieter ist jedoch kontinuierlich gewachsen, während die steigenden Preise für Öl und Emissionszertifikate einen künftigen Anstieg der Strompreise ankündigten. Aufgrund der Pandemie kam dies schließlich erst in drei Jahren zum Tragen, aber die hohe Nachfrage nach Strom aus dem ARENH-Mechanismus (40 bis 50 Prozent mehr als die zugewiesene Kapazität) blieb bestehen.
Im Februar dieses Jahres wurde bestätigt, dass ARENH wie ursprünglich geplant nach 15 Jahren, d. h. am 1. Januar 2026, ausläuft. Angesichts des Anstiegs der Großhandelspreise für Strom war der Verkauf von fast einem Drittel der Stromerzeugung unter den Gestehungskosten für EDF bereits ein schwerer Schlag.
Allerdings wird Électricité de France auch nach dem Jahreswechsel keinen "freien" Stromverkauf haben. Denn es wird eine progressive "Steuer auf die Nutzung von Kernbrennstoffen" eingeführt. Diese wird vom Staat erhoben, wenn die Einnahmen der EDF einen bestimmten Schwellenwert überschreiten, der sich an den Produktionskosten orientiert. Die genaue Spanne wird im Rahmen des Haushaltsplans festgelegt.
Die Produktionskosten werden auf etwa 60 EUR pro MWh festgelegt, wobei die erste Bandbreite der 50 %igen Steuer zwischen 65 und 85 EUR pro MWh beginnt, gefolgt von einer zweiten Bandbreite von 90 %. Ihre genaue Festlegung wird zwischen dem Finanz- und dem Energieministerium für jeweils drei Jahre vereinbart.
Die EDF wird also 100 % eines kleinen Teils der Einnahmen über den Produktionskosten behalten können, 50 % eines anderen Teils und nur 10 % des Rests. Die Einnahmen aus dieser Steuer werden als Rabatt auf die Stromendpreise für die Verbraucher verwendet.
Die Regierung wird zwischen einer strengen Staffelung, die die Verbraucher entlastet, und einer lockeren Staffelung abwägen, die es der EDF ermöglichen würde, den oben genannten Kapitalbedarf besser zu finanzieren. Vorläufig ist dieses Dilemma jedoch irrelevant, da die Großhandelspreise für lange Grundlaststromverträge in den letzten Monaten unter der offiziellen Kostenuntergrenze lagen.
Nach der ursprünglichen Berechnungsmethode lag die Kostenuntergrenze bei 67 €, aber Durch die Überarbeitung der Methodik wurde er auf die oben genannten 60 € gesenkt. Dies zeigt, dass es einen gewissen Spielraum gibt. So wollte EDF beispielsweise die Zinskosten in die Formel einbeziehen, was jedoch von der Regulierungsbehörde letztlich abgelehnt wurde.
Die Brennstoffkosten werden mit acht Euro pro MWh veranschlagt, die Personalkosten mit 10 Euro pro MWh. Auch die Fixkosten sind in der Formel enthalten, insbesondere die Abschreibungen mit 12 Euro pro MWh, so dass der sich ergebende Grenzbetrag auch von der erzeugten Strommenge abhängt. Größere Ausfälle würden einen anderen Wert für die Produktionskosten bedeuten. Kurz gesagt, es handelt sich um eine ziemlich anspruchsvolle Übung mit Tabellen und Formeln. Selbst im Oktober waren einige der Mechanismen und Parameter noch nicht ganz klar.
Das Angebot von langfristigen Verträgen
Gleichzeitig kommt EDF mit einem Angebot für langfristige (10 bis 15 Jahre) CAPN-Verträge auf den Markt [dabei handelt es sich um Verträge, die darauf abzielen, den Atomstrom eines großen Erzeugers gerecht und transparent zu verteilen und anderen Anbietern auf dem Markt zugänglich zu machen, Anm. d. Red.]
Ursprünglich nur für die energieintensive Industrie gedacht, werden sie schließlich allen Kunden mit einem Verbrauch von mehr als sieben GWh pro Jahr zur Verfügung stehen, allerdings mit einer jährlichen Verkaufsobergrenze von insgesamt 10 TWh pro Jahr bei einer Jahresproduktion von etwa 360 TWh, d. h. weniger als drei Prozent.
Die ersten Verträge mit der Chemie-, Zement- und sogar IT-Industrie (Rechenzentren) sind bereits abgeschlossen wordenobwohl die Nachfrage aufgrund der derzeit niedrigen Preise für laufende Verträge nicht so groß ist. Die Logik von CAPN ist die Risikoteilung - die Industrie vermeidet Strompreisschwankungen im Gegenzug für eine langfristige Kofinanzierung des Nuklearbetriebs.
Das Auslaufen des ARENH-Mechanismus löste zunächst bei den Verbrauchern eine gewisse Besorgnis. Man erwartete einen Anstieg des Endpreises um acht bis zehn Euro pro MWh, der jedoch durch den Preisverfall zum Jahresende allmählich wieder aufgehoben wurde.
Der hohe Anteil der Kernenergie an der französischen Stromerzeugung schafft ein einzigartiges Markt- und Regulierungsumfeld. Die große Menge an Strom, die mit niedrigen variablen Kosten produziert wird - noch dazu in einem staatlichen Versorgungsunternehmen - zieht Umverteilungen und regulatorischen Druck auf den Preis nach sich.
Allerdings ist jedem, der nüchtern in die Zukunft blickt, klar, dass die Instandhaltung der Kernkraftwerksflotte enorme Kapitalausgaben erfordert, die nicht aufgeschoben werden dürfen. Die Franzosen müssen also ihre Regulierungsmechanismen unter politischem Druck kompliziert austarieren. Mit Blick auf ihren östlichen Nachbarn können sie sich dagegen eher mit ihrer Energiepolitik brüsten.