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

[voyageur]

Elicio und BayWa r.e. gewinnen Ausschreibung für schwimmende Offshore-Windenergie in der Südbretagne
https://www.pennavel.bzh/actualits/elici...etagne-sud
May 15

Das Pennavel-Projekt hat die Ausschreibung Sud Bretagne gewonnen. Dies gaben Bruno Le Maire, Minister für Wirtschaft, Finanzen und industrielle und digitale Souveränität, und Roland Lescure, beigeordneter Minister für Industrie und Energie, bekannt.

Das von Elicio, einem internationalen Windenergieerzeuger, und BayWa r.e., einem Entwickler von erneuerbaren Energien und Lösungsanbieter, gebildete Konsortium wurde ausgewählt, um das weltweit erste kommerzielle schwimmende Windkraftprojekt zu entwickeln - ein historischer Meilenstein für die internationale Energiewende.

Diese Ernennung ist das Ergebnis eines 2021 eingeleiteten wettbewerbsorientierten Ausschreibungsverfahrens für ein schwimmendes Offshore-Windprojekt mit einer Kapazität zwischen 230 und 270 MW, das im Süden der Bretagne vor der Küste von Lorient angesiedelt ist.

Das schwimmende Windkraftprojekt "Pennavel" wird ein Eckpfeiler der Energielandschaft der Region sein. Der Park soll etwa 30 % der derzeitigen Produktion erneuerbarer Energien in der Bretagne erzeugen und jährlich mehr als 450.000 Einwohner mit Strom versorgen und damit einen wichtigen Beitrag zur Energieversorgung der Region leisten.

Pennavel ist das erste kommerzielle schwimmende Windparkprojekt der Welt, das von einem Vertrag über zusätzliche Vergütung profitiert. Seine Anbindung an das Netz wird von RTE, dem französischen Übertragungsnetzbetreiber, umgesetzt, der auch Bauherr der Offshore-Umspannstation und der Exportkabel ist.

Dies ist der zweite Erfolg von Elicio und BayWa r.e. im Bereich der schwimmenden Windenergie in Europa nach dem 960-MW-Projekt Buchan Floating Offshore-Windpark vor der Nordostküste Schottlands, das mit einem dritten Partner entwickelt wurde. Die Benennung in der Südbretagne stärkt die Position von Elicio und BayWa r.e. im Bereich der Offshore-Windenergie als führende Anbieter von schwimmenden Offshore-Windparks.

Lokale Entwicklung und globale Auswirkungen

Lokale Inhalte und nachhaltige Entwicklung stehen im Mittelpunkt der Konzeption des Pennavel-Projekts. Dieses Bestreben wurde bereits durch die Verleihung des Gütesiegels "Breizh Content" und die Unterzeichnung der Charta zur Verpflichtung auf lokale industrielle Inhalte mit den fünf regionalen Clustern in Frankreich konkretisiert.

Pennavel wurde von den erfahrenen Teams des Konsortiums entwickelt und strukturiert und mobilisierte ein großes Netzwerk von nationalen und internationalen Experten für Offshore-Windkraftanlagen, was zu einem robusten Projekt führte.

Seine Entwicklung wurde durch eine enge Konsultation mit den lokalen Interessengruppen, einschließlich Berufsfischern, Umweltexperten und Vertretern der industriellen Wertschöpfungskette, koordiniert.

Das Konsortium setzt sich voll und ganz dafür ein, das Projekt zu einem Erfolg zu machen. Pennavel wird den Bedürfnissen und Wünschen der Region und der lokalen Akteure besondere Aufmerksamkeit schenken und im Sinne der Transparenz und des kontinuierlichen Dialogs eng mit ihnen zusammenarbeiten.

Das Konsortium verpflichtet sich, 5 Millionen Euro auszugeben, um die Entwicklung der mit dem Projekt verbundenen sozioökonomischen Aktivitäten in den Regionen Bretagne und Pays de la Loire zu unterstützen. Dank der partizipativen Finanzierung wird die lokale Bevölkerung die Möglichkeit haben, in das Projekt zu investieren. Der schwimmende Windpark soll während der Bauphase etwa 4,5 Millionen Arbeitsstunden und während der Betriebsphase mehr als 30 Dauerarbeitsplätze schaffen.

Im Einklang mit dem ehrgeizigen Ziel der französischen Regierung, bis 2050 etwa 50 Offshore-Windparks mit einer Leistung von 45 GW in Betrieb zu nehmen, ist das Pennavel-Projekt entscheidend, um der aufstrebenden schwimmenden Windindustrie in Frankreich einen Impuls zu verleihen und so zu einer Referenz für zukünftige Entwicklungen auf der ganzen Welt zu werden.

Alain Janssens, Geschäftsführer von Elicio, erklärte: "Elicio bringt eine einzigartige Kombination von Kompetenzen in dieses Konsortium ein. Wir freuen uns außerordentlich, dass dies mit der Vergabe des AO5 anerkannt wurde. Mit unserer bahnbrechenden Erfahrung im Offshore-Bereich und aufbauend auf unserem erfolgreichen Weg in der Onshore-Windenergie in Frankreich sind wir überzeugt, dass wir zum Erfolg wettbewerbsfähiger schwimmender Windkraftprojekte in Frankreich beitragen werden, indem wir eine solide Projektdurchführung mit einer einzigartigen lokalen Prägung kombinieren. Elicio ist stolz darauf, dieses französische Projekt zu seinem umfangreichen Portfolio an Offshore-Windprojekten in Belgien und Schottland hinzuzufügen."

Matthias Taft, CEO von BayWa r.e, fügte hinzu: "Wir freuen uns sehr über die Entscheidung des Ministeriums für Wirtschaft, Finanzen und industrielle und digitale Souveränität, die das immense Engagement und die Qualität der von den Teams von BayWa r.e. und Elicio geleisteten Arbeit anerkennt. Wir freuen uns darauf, unsere erfolgreiche Zusammenarbeit mit der Region und allen Interessengruppen zur Unterstützung der Energiewende fortzusetzen. Dies ist ein stolzer Moment für das Konsortium. Während wir für BayWa r.e. ein neues Kapitel in der schwimmenden Windindustrie beginnen, freuen wir uns, an einem innovativen Projekt zu arbeiten, das als Referenzpunkt für zukünftige schwimmende Windparks auf der ganzen Welt dienen wird."

[voyageur]

Deutschland und Frankreich schließen sich im Nuklearbereich zusammen ... um ein Fusionskraftwerk zu bauen!
La Tribune (französisch)

Das deutsche Unternehmen Bruker hat sich mit vier anderen europäischen Industrieunternehmen, darunter der französische Konzern Alcen, zusammengeschlossen, um die Firma Gauss Fusion zu gründen. Ziel: In 15 oder sogar 20 Jahren soll ein Kernfusionskraftwerk mit einer Leistung von einem Gigawatt an das Stromnetz angeschlossen werden. Auch wenn die technologischen Herausforderungen noch immens sind, will das junge Unternehmen, das von der deutschen Bundesregierung unterstützt wird, mit seinem industriellen Ansatz und seiner Erfahrung mit Großprojekten einen Unterschied machen. Es bereitet sich darauf vor, ein Büro in Frankreich zu eröffnen.
Juliette Raynal
05. Juni 2024, 9:03
[Bild: https://static.latribune.fr/full_width/2...lstein.jpg]
Für sein zukünftiges Fusionskraftwerk entschied sich das Unternehmen Gauss dafür, einen Stellarator zu verwenden, um das Plasma einzuschließen. Auf diesem Bild der Stellarator des Versuchsreaktors Wendelstein 7-X, der sich in Deutschland befindet (Credits: Christian Lunïg).

Anders als man meinen könnte, ist die Atomkraft nicht nur eine Quelle der Spaltung zwischen Berlin und Paris. Die beiden Länder können in diesem Bereich auch kooperieren. Denn auch wenn Deutschland beschlossen hat, der Kernspaltungstechnologie den Rücken zu kehren, ignoriert es keineswegs die Herausforderungen der Kernfusion... Ganz im Gegenteil. Das Land verfügt nicht nur über die fortschrittlichsten Forschungsteams in diesem Bereich, sondern hegt auch industrielle Ambitionen.

Dies gilt insbesondere für das Unternehmen Bruker, das supraleitende Kabel vermarktet, die ein Schlüsselelement für den Einschluss des Plasmas in einem Fusionsreaktor darstellen. Bruker hat sich mit vier anderen europäischen Industrieunternehmen zusammengeschlossen, darunter das französische Unternehmen Alcen und seine Tochtergesellschaft Alsymex aus Bordeaux, der erste Lieferant des internationalen wissenschaftlichen Programms Iter, das die Nutzbarkeit der Kernfusion in großem Maßstab demonstrieren soll. Gemeinsam gründeten sie das Unternehmen Gauss Fusion. Das Unternehmen mit Sitz in Garching-München, Deutschland, hat sich zum Ziel gesetzt, bis Anfang der 2040er Jahre ein Kernfusionskraftwerk an das Stromnetz anzuschließen.
Nachbildung des Mechanismus, der in der Sonne wirkt

Seit fast 100 Jahren versuchen Wissenschaftler, den Mechanismus der Sonne und der Sterne auf der Erde zu reproduzieren. Im Gegensatz zur Kernspaltung, auf der alle Kernkraftwerke der Welt beruhen, werden bei der Kernfusion nicht schwere Urankerne zertrümmert, um Energie freizusetzen, sondern zwei extrem leichte Wasserstoffkerne miteinander verschmolzen, um ein schwereres Element zu erzeugen. Im Detail bedeutet dies, dass durch die Zwangsverheiratung von Deuterium und Tritium Helium und ein Neutron erzeugt werden. Diese Reaktion muss dann massive Mengen an Energie in Form von Wärme erzeugen, die dann mithilfe einer Turbine in Elektrizität umgewandelt werden kann.

Die Kernfusion weckt immense Hoffnungen, denn wenn der Mensch sie kontrollieren könnte, würde diese Energiequelle alle Häkchen setzen: Die Elektrizität, die sie liefern könnte, wäre nahezu unbegrenzt, kohlenstofffrei, sicher und würde nur sehr wenig langlebigen radioaktiven Abfall produzieren. Während die technologischen Herausforderungen nach wie vor immens sind, verlässt die Fusion nach und nach die Labore. In ihrem letzten Bericht, der im Juli dieses Jahres veröffentlicht wurde, zählt die Fusion Industry Association (FIA) nunmehr rund 40 private Unternehmen, die weltweit in diesem Bereich tätig sind, von denen mehr als die Hälfte in den USA ansässig sind. Auch in Europa wurden einige Unternehmen gegründet, darunter Renaissance Fusion in Frankreich, Deutelio in Italien und Marvel Fusion in Deutschland.

Die Fusion industrialisieren

Gauss Fusion will sich durch "seine industrielle Stärke" auszeichnen. "Wir sind kein Start-up, sondern ein Unternehmen, das aus fünf großen Industriekonzernen hervorgegangen ist. Wir haben eine realistischere Vision, aber auch Erfahrung im Management von Großprojekten", verteidigt Frédérick Bordry, technischer Direktor des jungen Unternehmens, nachdem er sieben Jahre lang die Beschleuniger und die Technologie der Europäischen Organisation für Kernforschung (Cern) geleitet hatte.

Wie Iter hat sich auch Gauss Fusion für die Technologie des magnetischen Einschlusses entschieden. Bei diesem Ansatz wird ein Plasma auf 150 Millionen Grad erhitzt und durch extrem starke Magnete eingeschlossen, die in der Lage sind, die Teilchen zusammenzubringen und sie auf einer genau festgelegten Bahn zirkulieren zu lassen. Im Gegensatz zum europäischen Programm hat das junge Unternehmen jedoch ein ganz besonderes Reaktordesign gewählt: den Stellarator, der sich von dem viel weiter verbreiteten Tokamak unterscheidet, der in der Vergangenheit von Forschern untersucht wurde. Dieser ursprünglich von den Amerikanern entworfene Reaktortyp ist schwieriger zu bauen als der Tokamak, hat aber einen großen Vorteil: Er ermöglicht ein sehr stabiles Plasma und eine kontinuierliche und nicht gepulste Energieerzeugung.

Ein Kraftwerk mit einer Leistung von einem Gigawatt.

Gauss will die Entwurfsphase nach drei Jahren im Jahr 2025 abschließen. Danach wird sie in die Konstruktionsphase eintreten, die voraussichtlich sieben bis acht Jahre dauern wird. "Ziel ist es, am Ende dieser Zeit die technischen Spezifikationen festzulegen, um sie an die Industrie weiterzugeben", erklärt Frédérick Bordry. Parallel dazu plant das Unternehmen, Gespräche mit den verschiedenen Behörden für nukleare Sicherheit aufzunehmen, um die erforderlichen Genehmigungen zu erhalten. Danach soll die Bau- und Montagephase beginnen. "Wir wollen ein Kraftwerk mit einer Leistung von einem Gigawatt bauen, was einem Kernspaltungsblock entspricht, der zwischen 7 und 8 Terawattstunden pro Jahr produzieren kann", so der technische Direktor. Der Standort dieses ersten Kraftwerks soll 2027 festgelegt werden. Eine Shortlist soll bereits 2025 erstellt werden.

Die größte Herausforderung, der sich Gauss stellen muss, ist die Verfügbarkeit von Tritium, das für die Fusionsreaktion unerlässlich ist. "Derzeit beträgt das weltweite Tritiuminventar 25 kg. Das Kraftwerk, das wir bauen wollen, müsste jedoch 150 kg Tritium pro Jahr verbrauchen", erklärt der technische Direktor. Damit ein solches Fusionskraftwerk rentabel ist, muss der Reaktor in der Lage sein, genauso viel Tritium zu erzeugen, wie er verbraucht, und somit einen Kreislauf bilden.

Die andere große Herausforderung bezieht sich auf die Finanzierung. Gauss wird von den fünf Gründungsunternehmen mit 8 Millionen Euro unterstützt und hat von der deutschen Bundesregierung 9 Millionen Euro für ein Forschungsprogramm erhalten. Außerdem hofft Gauss auf weitere 18 Millionen Euro für seine Arbeit mit Tritium.
Kraftwerke für 10 Milliarden Euro?

Parallel dazu versucht das Unternehmen derzeit, weitere 40 Millionen Euro zu beschaffen. Zu diesem Zweck hat die Vorstandsvorsitzende Milena Roveda Anfang der Woche eine Frankreichreise zu potenziellen Investoren, darunter Risikokapitalfonds, aber auch Öl- und Gasunternehmen, umgeschlagen. Das Unternehmen arbeitet auch an der Eröffnung eines Büros in Frankreich, das in Bordeaux angesiedelt werden könnte, um sich für die Ausschreibung Frankreich 2030 zu bewerben und einen Zuschuss in Höhe von mehreren Millionen Euro zu erhalten.

Insgesamt soll das erste Kraftwerk 18 Milliarden Euro kosten. "Die Idee ist, die Kosten langfristig auf etwa 10 Milliarden Euro zu senken, was dem Gegenwert eines EPR-Reaktors [der auf Kernspaltung beruht, Anm. d. Red] entspricht", versichert Frédérick Bordry. Seiner Meinung nach wird Europa bis zum Jahr 2100 etwa 200 Fusionskraftwerke benötigen. Und das selbst bei einem Mix, der zu 60 % aus erneuerbaren Energien besteht.
Juliette Raynal

[voyageur]

Strom: EDF rechnet für 2024 mit höherer Atomstromproduktion als erwartet.
Ener geek (französisch)
Di 3 Sep 2024

[Bild: https://lenergeek.com/wp-content/uploads...f-2024.jpg]
Montag, der 2. September 2024, war ein guter Tag für die EDF-Gruppe! Nicht nur, dass die Autorité de sûreté nucléaire (ASN) die Genehmigung für den Start der ersten Kernspaltung im EPR in Flamanville erteilt hatte, der Konzern gab auch bekannt, dass er seine Prognosen für die Produktion von Atomstrom für dieses Jahr 2024 nach oben korrigiert hatte.
Eine nukleare Stromerzeugung von 340 bis 360 TWh für 2024

EDF kündigte eine deutliche Revision seiner Prognosen für die Erzeugung von Atomstrom für das Jahr 2024 an. Die ursprünglich auf 315 bis 345 TWh geschätzte Spanne wurde auf 340 bis 360 TWh angehoben, was einer Erhöhung der Prognosen um 4 bis 8 % entspricht. Wie die Gruppe erklärt, wurde bei dieser Revision die potenzielle Produktion des EPR in Flamanville, der am 2. September 2024 in Betrieb genommen wurde, nicht berücksichtigt.

Der Konzern erklärt, dass diese Erhöhung durch mehrere Faktoren ermöglicht wurde, insbesondere „ die Verbesserung der Leistung der Blockabschaltungen, die industrielle Beherrschung der Kontrollen und Reparaturbaustellen im Zusammenhang mit dem Dossier der Spannungsrisskorrosion und das Ausbleiben größerer klimatischer Unwägbarkeiten im Sommer “, wie es in der EDF-Mitteilung heißt, die über den Plan „START 2025“ eingeführt wurde, der 2019 von dem Konzern gestartet wurde.
Maximale Produktion von 1.600 MWe für den EPR Flamanville

Der EPR in Flamanville ist zwar noch nicht in den offiziellen Prognosen enthalten, stellt aber eine beträchtliche zusätzliche Kapazität für EDF dar. Der EPR in Flamanville hat endlich dieGenehmigung der französischen Atomaufsichtsbehörde ASN zur Inbetriebnahmeerhalten. Er wird eine maximale Produktionskapazität von 1600 MWe haben und damit 150 MWe mehr als die derzeit leistungsstärksten Reaktoren des französischen Kernkraftwerksparks.

„ Die anderen 56 Reaktoren leisten mehr als das, was wir integriert hatten“, sagte Régis Clément, stellvertretender Direktor der Abteilung für nukleare Produktion des Konzerns, bei einem Pressegespräch. So wird die Produktion des EPR in Flamanville, der bis Herbst 2024 an das nationale Netz angeschlossen werden soll, zusätzlich eintreffen, was auf ein außergewöhnliches Jahr für die Stromerzeugung der EDF-Gruppe hindeutet.

Exportrekord für EDF im Jahr 2023
DasJahr 2023 markierte einen bemerkenswerten Aufschwung für die französische Nuklearproduktion. EDF gelang es, im Jahr 2023 320,4 TWh zu produzieren, was einem Anstieg von 41,4 TWh gegenüber dem Jahr 2022 entspricht. Dieser Anstieg ist vor allem auf die Optimierung der Spannungsrisskorrosionsbaustellen zurückzuführen, ein Problem, das die Produktion im Jahr 2022 stark beeinträchtigt hatte.

[Hinnerk2005]

Gibt es valide Quellen dafür wohin die frz. Stromexporte geflossen sind? Ich habe da eine Idee, finde aber belastbare Quellen besser als meine Ideen...

[voyageur]

Gibt es valide Quellen dafür wohin die frz. Stromexporte geflossen sind? Ich habe da eine Idee, finde aber belastbare Quellen besser als meine Ideen...

Du hast

Reseau transport electricite
https://www.rte-france.com/en/home
hier die Production
https://www.rte-france.com/en/eco2mix/po...rgy-source
import/export
https://www.rte-france.com/en/eco2mix/cr...ty-trading
die Daten des Markts
https://www.rte-france.com/en/eco2mix/market-data

[voyageur]

Negative Preise auf dem Strommarkt: eine falsche gute Nachricht für Verbraucher
La Tribune (französisch)
Die Anzahl der Stunden, in denen die Preise auf den europäischen Strommärkten negativ waren, hat sich innerhalb eines Jahres fast verdreifacht. Ein Phänomen, das für die Endverbraucher vorteilhaft erscheinen könnte, aber im Moment ist dies nicht der Fall. Hier sind die Gründe dafür.

Juliette Raynal
29. Oktober 2024, 14:50 Uhr

4.166. Dies ist die Anzahl der Stunden, in denen die Strompreise auf den europäischen Strommärkten im zweiten Quartal 2024 im negativen Bereich lagen, laut einem Bericht der Europäischen Kommission , der letzte Woche veröffentlicht wurde. Dies bedeutet fast eine Verdreifachung (+189%) im Vergleich zum gleichen Zeitraum des Vorjahres! Im zweiten Quartal 2023 wurden „nur“ 1.441 Stunden registriert, in denen die Preise negativ waren. Dies ist ein Boom im Vergleich zum Jahr 2022, in dem diese Zahl fast zehnmal niedriger war.

Lesen Sie auchStrom: Das Zeitalter der negativen Preise beginnt.

Während dieses Phänomen in Nordeuropa am stärksten ausgeprägt war, ist der Trend auch in Frankreich zu beobachten. „Wir werden das Jahr wahrscheinlich mit mehr als 400 Stunden negativer Preise beenden, während wir vorher nicht mehr als 50 Stunden hatten", sagte Corentin Sivy, Entwicklungsdirektor für den französischen Markt bei Q Energy. In den ersten sechs Monaten des Jahres verzeichnete RTE 233 negative Episoden, gegenüber 53 im ersten Halbjahr 2023.

Episoden, die besonders mit der Solarproduktion zusammenhängen.
Diese negativen Ausbrüche konzentrieren sich in der Regel auf die Monate März bis September und treten vor allem zwischen 11.00 und 17.00 Uhr auf, wenn die Solarpaneele viel produzieren. "Im Herbst und Winter sind diese Episoden eher mit der Windproduktion verbunden und können zu jeder Tageszeit beobachtet werden, wenn ein Tief durchzieht. Sie sind jedoch seltener, da der Verbrauch auf der anderen Seite höher ist", erläutert Corentin Sivy.

Wenn die Strompreise negativ sind, bedeutet dies, dass ein Verbraucher für den Verbrauch von Megawattstunden bezahlt wird.
Dies geschieht, wenn mehrere Faktoren zusammenkommen “, erklärt Jacques Percebois, ein auf Energiemärkte spezialisierter Wirtschaftswissenschaftler. Wenn auf der einen Seite die Nachfrage niedrig ist und gleichzeitig viel erneuerbare Elektrizität [aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen, Anm. d. Red.] in das Netz eingespeist wird, während die Atom- und Gaskraftwerke weiterhin produzieren", fährt er fort.

Eine sehr hohe Produktion und ein schwacher Verbrauch.
Die Betreiber dieser Kraftwerke ziehen es in der Tat vor, Auktionen mit negativen Preisen für kurze Zeiträume (in der Regel zwischen einer und fünf Stunden) durchzuführen, anstatt ihre Produktionsanlagen abzuschalten , „da sie riskieren würden, ihre Produktion nicht rechtzeitig wieder hochfahren zu können, um von den Preisen zu profitieren, sobald diese wieder attraktiv geworden sind“, erklärt Jacques Percebois. Der Gewinnausfall wäre dann größer als der durch die negativen Preise.

Die fast Verdreifachung dieser Episoden, die im zweiten Quartal 2024 beobachtet wurde, erklärt sich durch eine viel höhere Stromerzeugung, insbesondere in Frankreich, wo sie in der ersten Hälfte des Jahres 2024 den höchsten Stand seit 2019 erreichte. Dies ist auf eine außergewöhnlich hohe Wasserkraftproduktion zurückzuführen, die im Vergleich zum gleichen Zeitraum des Vorjahres um 37% anstieg, sowie auf einen Atompark, der nach der Erschütterung durch die Korrosionskrise viel produktiver war. Gleichzeitig wurden in Frankreich und anderswo in Europa viel mehr erneuerbare Kraftwerke angeschlossen.

Lesen SieauchAtomproduktion: Warum EDF besser als erwartet abschneiden sollte.

"Der Kern des Problems ist jedoch, dass der Stromverbrauch gedämpft war. Die Elektrifizierung der Nutzung verläuft zu langsam. Dies zeigt sich bei der Einführung von Wärmepumpen, aber auch bei der zu langsamen Dekarbonisierung von Industrieprozessen", sagt Corentin Sivy.

Selbst die Verkaufszahlen von Elektrofahrzeugen sind auf dem alten Kontinent seit Ende 2023 rückläufig. „ Das Ergebnis ist, dass das Stromsystem zu bestimmten Zeiten Überkapazitäten hat“, ergänzt Jacques Percebois.

Keine unmittelbare Auswirkung auf die Rechnung
Logischerweise könnte man meinen, dass die zunehmende Häufigkeit von Episoden mit negativen Preisen auf dem Großhandelsmarkt eine gute Nachricht für die Endverbraucher ist, da der Preis auf ihrer Rechnung zum Teil die auf den Märkten beobachteten Preise widerspiegelt. In der Realität profitieren davon jedoch nur die großen Verbraucher von Elektronen, die die Möglichkeit haben, sich direkt auf dem Großhandelsmarkt zu versorgen, wie z.B. ein Stahlhersteller. Dies ist darauf zurückzuführen, dass „ ein großer Teil der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien von staatlichen Fördermechanismen profitiert, insbesondere über eine zusätzliche Vergütung “, erklärt Jacques Percebois.

Der Staat zahlt also die Differenz zwischen dem beobachteten Marktpreis und dem vertraglich festgelegten Preis. Diese Subventionen wirken sich jedoch in Form von Steuern aus, die die Rechnung der Endverbraucher belasten. Mit anderen Worten, was der Einzelne bei negativen Preisen gewinnt, verliert er durch die Ausgleichszahlungen an den Produzenten.
Wenn der Verbraucher nicht gewinnt, gewinnen auch die Produzenten nicht. Einerseits ist die Entschädigung für die Erzeuger erneuerbarer Energien nicht vollständig, wenn die Preise im negativen Bereich liegen. Andererseits sind bei negativen Preisen alle Erzeuger betroffen, auch diejenigen, die keine staatliche Unterstützung erhalten, wie die Betreiber von Atom- oder Gaskraftwerken. Für sie kann der Gewinnausfall daher viel größer sein.

Verallgemeinerung der nachmittäglichen Nebenzeiten
Wie kann man diese Klippe überwinden, die sich mit der zunehmenden Verbreitung von nicht steuerbaren erneuerbaren Energien noch verstärken wird? Eine der wichtigsten Pisten besteht darin, das Auftreten solcher Episoden zu begrenzen, indem der Stromverbrauch auf den Nachmittag verlagert wird, wenn die Solarproduktion am höchsten und der Strom somit am billigsten ist. Um dies zu erreichen, arbeitet die französische Energieregulierungsbehörde an einer Modernisierung des Systems der Haupt- und Nebenzeiten. Ziel ist es, ab August 2025 die Nachmittagsstunden im Sommer zu verallgemeinern. Auf diese Weise könnten die Franzosen beispielsweise dazu angeregt werden, ihre Elektrofahrzeuge zu dieser Zeit aufzuladen.

Ein weiterer Hebel zur Eindämmung negativer Preise ist die Entwicklung von stationären Batterien, um Strom zu speichern, wenn er im Überfluss vorhanden ist, um ihn bei Verbrauchsspitzen an das Netz abzugeben.

Juliette Raynal

[voyageur]

Strom: Frankreich wird in diesem Jahr seine Exportrekorde brechen
Le Figaro (französisch)
Von Elsa Bembaron
Veröffentlicht vor 4 Stunden, aktualisiert um 14:42 Uhr

Im Jahr 2024 wird das Land 90 Terawattstunden (TWh) exportieren, was „so viel ist, wie einige große Energieversorger produzieren“, betont EDF.

Endlich eine gute Nachricht von der Energiefront. In diesem Jahr werden die französischen Stromexporte voraussichtlich einen historischen Rekord erreichen! Ende Oktober beliefen sich die Exporte bereits auf 75 TWh, so dass Marc Benayoun, EDF Executive Director, zuständig für den Kundenbereich, behaupten kann, dass dieses Jahr 90 TWh erreicht werden.
Beschäftigung & UnternehmenNewsletter

Zum Vergleich: Inmitten der industriellen Krise, der sogenannten Stress Corrosion Crisis (CCS), die EDF im Jahr 2022 traf, wurde Frankreich zum ersten Mal zum Importeur, indem es 16,5 TWh von unseren Nachbarn kaufte. Ab 2023 kehrte das Land zu den Exporten zurück und erreichte mit 50,3 TWh, die vor allem in die Beneluxländer, nach Deutschland und Italien verkauft wurden, wieder ein normales Niveau.

Diese Rückkehr in den grünen Bereich zeigt, dass der Kernkraftwerkspark die Seite der CCS umschlägt, mit einer Kernkraftproduktion, die zwischen 340 und 360 TWh pro Jahr liegen wird, da die Gruppe ihre Ziele mehrere Monate früher als geplant erreicht hat. Im Jahr 2022 war die Produktion auf 279 TWh gesunken. Hinzu kommen die wachsenden Kapazitäten Frankreichs im Bereich der erneuerbaren Stromerzeugung.

Dies ist auch eine ausgezeichnete Nachricht für die französische Handelsbilanz - Exporte sind im Energiebereich eher selten! Für die industrielle Aktivität in Frankreich und die von der Regierung angestrebte Elektrifizierung der Nutzung ist dies jedoch eine weniger positive Warnmeldung. Dies bedeutet, dass die Nachfrage nicht vorhanden ist....

[voyageur]

Elektroautos: Frankreich überschreitet 150.000 öffentliche Ladestationen
La Tribune (französisch)
Die Ladestationen helfen, Autofahrer davon zu überzeugen, auf Elektroautos umzusteigen und die Regierung strebt an, bis 2030 400.000 Ladestationen zu erreichen.
latribune.fr
13 Nov 2024, 19:25 Uhr
[Bild: https://static.latribune.fr/full_width/2...charge.jpg]

Ende Oktober gab es in Frankreich mehr als 150.000 öffentlich zugängliche Ladepunkte. (Credits: VINCENT WEST)

Gute Nachrichten für Besitzer von Elektroautos. In Frankreich gab es Ende Oktober mehr als 150.000 öffentlich zugängliche Ladepunkte. Die Zahl der Ladepunkte (150.052 für alle Leistungsklassen) stieg um 35% in einem Jahr und verdreifachte sich in drei Jahren, so das Barometer, das von der Nationalen Vereinigung für die Entwicklung der Elektromobilität (Avere-France) und dem Ministerium für den ökologischen Übergang erstellt wurde.

Mit etwas Verspätung hatte Frankreich im Jahr 2023 die Marke von 100.000 öffentlich zugänglichen Ladepunkten erreicht. Die Regierung strebt an, bis 2030 400.000 zu erreichen. Diese Punkte kommen zu den 2 Millionen Ladestationen hinzu, die nach Schätzungen von Enedis von Privatpersonen und Unternehmen installiert wurden.

Lesen SieauchElektroauto: In Douai verteidigt Luca de Meo sein Baby Ampere.

Wenige Ladestationen mit einer Leistung von mehr als 150 kW
Im Oktober 2024 hatten nur 10% der öffentlich zugänglichen Ladestationen eine Leistung von mehr als 150 kW, mit der ein Auto in weniger als einer halben Stunde auf 80% aufgeladen werden kann. Diese Einrichtungen werden jedoch als unerlässlich angesehen, um die Autofahrer davon zu überzeugen, auf den Verbrennungsmotor zu verzichten, insbesondere auf den Hauptverkehrsstraßen. Die Organisation schätzt den Gesamtverbrauch dieser öffentlich zugänglichen Ladepunkte auf 45,9 Gigawattstunden, was etwa 0,01 % des monatlichen Stromverbrauchs des Landes oder ein Zehntel der monatlichen Produktion eines 900-Megawatt-Kernkraftwerks entspricht.

Die Verfügbarkeit dieser Ladepunkte blieb stabil: 70% der Ladepunkte waren im Oktober 99% der Zeit verfügbar, während 5% an mehr als sieben aufeinanderfolgenden Tagen nicht verfügbar waren. Ein Autofahrer, der auf der Suche nach Elektronen war, hatte laut Avere eine Chance von 95%, sofort Zugang zu mindestens einem verfügbaren Ladepunkt an einer Station zu haben, die mehrere Ladepunkte umfasst.

Lesen SieauchVerkauf von Elektroautos nimmt wieder Fahrt auf

Mangelnde Marktstärke
Die mangelnde Installation von Ladestationen ist auch eines der Argumente, die von einigen Autoherstellern vorgebracht werden, um die mangelnde Stärke des Elektroauto-Marktes zu erklären. Dies gilt umso mehr, als die europäischen Hersteller einen Jahresdurchschnitt der Emissionen pro in Europa verkauftem Auto einhalten müssen. Diese sogenannte CAFE-Norm (Corporate Average Fuel Economy) verpflichtet die Hersteller, nach und nach immer weniger umweltschädliche Fahrzeuge zu verkaufen.

Bisher wurde die Norm im Großen und Ganzen eingehalten, aber ab Januar 2025 muss sie eine neue Stufe erreichen. Die meisten Hersteller forderten daher dringende Hilfsmaßnahmen, insbesondere aufgrund der sinkenden Verkaufszahlen von Elektroautos. Sie riskieren 15 Mrd. EUR an Strafen, wenn sie die von der EU festgelegten Regeln nicht einhalten.
(Mit AFP)