Atom kontra tania energia ze słońca. Reaktory coraz częściej ograniczają produkcję

• Różnica między południową a wieczorną produkcją francuskich reaktorów w lecie wzrosła prawie ośmiokrotnie w ciągu sześciu lat
• Skala ograniczeń pracy elektrowni jądrowych osiągnęła w 2025 roku rekordowe 33 TWh, co stanowi blisko 9% ich całkowitej produkcji
• Import energii przestał oznaczać kryzys we Francji, stając się efektem świadomego kupowania tanich nadwyżek prądu z zagranicy

Gwałtowny wzrost elastyczności francuskiej floty jądrowej

Analiza godzinowych danych platformy ENTSO-E pokazuje głęboką zmianę w sposobie eksploatacji francuskich reaktorów. W przeszłości pracowały one ze stałą wydajnością, zmniejszając obciążenie jedynie w nocy, kiedy krajowe zapotrzebowanie na prąd drastycznie spadało. Obecnie ten schemat dobowy został całkowicie odwrócony. W okresie od kwietnia do września średnia różnica między produkcją energii w południe a szczytem wieczornym wzrosła z 582 MW w 2019 roku do aż 4426 MW w 2025 roku.

Ta zmiana o niemal rząd wielkości pokazuje, że w godzinach najwyższej sprawności europejskiej fotowoltaiki francuski atom przestał zachowywać się jak typowe źródło pasmowe. Zjawisko to przestaje być domeną wyłącznie miesięcy letnich. Wstępne dane za pierwszy kwartał 2026 roku wykazują dobowe wahania na poziomie 2500 MW, co przy minimalnej zimowej produkcji z paneli słonecznych w Europie Północno-Zachodniej jest wartością bardzo wysoką. Ograniczanie pracy reaktorów poniżej ich maksymalnych możliwości, zwane modulacją, wyniosło w 2025 roku aż 33 TWh, podczas gdy jeszcze w 2019 roku było to zaledwie 15 TWh.

Ekonomiczne przyczyny ograniczania pracy reaktorów

Tak duże zmiany w profilu produkcji nie wynikają z problemów technicznych czy awarii francuskich elektrowni. Francja w 2025 roku była eksporterem netto energii przez 98.5% wszystkich godzin w roku, osiągając rekordowy bilans wywozu na poziomie 92.3 TWh, co odpowiada rocznemu zużyciu prądu przez kraj wielkości Belgii. Ograniczanie pracy reaktorów w środku dnia to efekt czystej kalkulacji ekonomicznej, a nie braku popytu na prąd w ogóle.

Kluczowe znaczenie mają godziny, w których Francja decyduje się na import. W momentach, gdy kraj ten stawał się importerem, tamtejsze reaktory pracowały średnio o 8.7 GW poniżej swojej rocznej średniej. Co istotne, średnia cena prądu w tych godzinach wynosiła zaledwie 33 euro za MWh, a niemal połowa tych okresów charakteryzowała się cenami ujemnymi. W dawnych modelach rynkowych godzina importowa oznaczała dla Francji wysokie ceny wywołane deficytem prądu. Dziś oznacza ona bardzo niskie ceny spowodowane ogromną nadwyżką taniej energii u zagranicznych sąsiadów, którą bardziej opłaca się kupić, niż produkować we własnych elektrowniach.

Hiszpański przykład nasycenia rynku energią słoneczną

Najlepszym odzwierciedleniem zachodzących zmian jest granica francusko-hiszpańska. Do 2021 roku Francja była stałym dostawcą energii dla Półwyspu Iberyjskiego. Sytuacja zmieniła się w 2024 i 2025 roku, gdy roczny bilans wymiany spadł praktycznie do zera. W ubiegłym roku Francja wyeksportowała do Hiszpanii 7.6 TWh, importując jednocześnie stamtąd 7.4 TWh.

Szczególnie ciekawy jest moment, w którym te zakupy następują. Nadwyżki energii płyną z południa na północ głównie od lutego do kwietnia. To miesiące, w których hiszpańskie instalacje słoneczne generują już bardzo duże ilości prądu, ale tamtejszy rynek nie zgłasza jeszcze zapotrzebowania na energię do klimatyzacji budynków. Hiszpania osiągnęła punkt nasycenia fotowoltaiką znacznie szybciej niż inne kraje europejskie, które podobne poziomy mocy zainstalowanej planują dopiero na 2030 rok. Francja kupuje hiszpański prąd, ponieważ w tych konkretnych godzinach jest on po prostu tańszy.

• Zobacz również: Jak długo buduje się elektrownię jądrową i dlaczego to tyle trwa?

Przyszłe kierunki zmian na granicach z Włochami i Niemcami

W najbliższych latach rozwój europejskiej sieci będzie zależał od sytuacji na pozostałych granicach Francji. Obecnie wymiana z Włochami wygląda tak, jak relacje z Hiszpanią kilka lat temu. W 2025 roku Francja sprzedała Włochom netto aż 26.2 TWh energii. Wynikało to z faktu, że włoski miks energetyczny nadal mocno opiera się na drogim gazie, przez co tamtejsze ceny hurtowe wynosiły średnio 116 euro za MWh przy 61 euro we Francji. Otwartym pytaniem pozostaje, jak szybko włoska fotowoltaika i budowa magazynów bateryjnych ograniczą ten eksport.

Osobnym czynnikiem są Niemcy, których sektor solarny rozwija się w bardzo szybkim tempie. Okresy taniej produkcji u naszych zachodnich sąsiadów już teraz mocno wpływają na przepływy handlowe w całym regionie Europy Środkowej. Dalsze zwiększanie mocy odnawialnych w Niemczech będzie zmuszało francuskiego operatora do jeszcze częstszego i głębszego ograniczania pracy reaktorów jądrowych w ciągu dnia.

Wpływ nowej rzeczywistości cenowej na rentowność elektrowni

Dostępne dane operacyjne weryfikują powszechne założenia o całkowitej sztywności technologicznej dużych bloków jądrowych. Francuska flota reaktorów udowodniła zdolność do technicznego reagowania na dynamiczne zmiany cen oraz dobowe wahania podaży energii w europejskiej sieci. Taka elastyczność operacyjna niesie jednak za sobą konkretne konsekwencje finansowe. Projekty jądrowe charakteryzują się bardzo wysokimi kosztami budowy przy stosunkowo niskich kosztach zmiennych, przez co ich optymalna rentowność zależy od pracy przy wysokim współczynniku wykorzystania mocy.

Częste ograniczanie produkcji w reakcji na ujemne ceny wywoływane przez nadwyżki z fotowoltaiki bezpośrednio wpływa na profil ekonomiczny elektrowni atomowych. Gdy reaktory przez część roku pracują poniżej swoich optymalnych możliwości, jednostkowy koszt wytworzenia energii automatycznie rośnie. Pokazuje to, że przyszła stabilność europejskiego systemu energetycznego nie może opierać się na prostej konkurencji rynkowej między atomem a OZE. Efektywne współistnienie tych technologii wymaga równoległego rozwoju wielkoskalowych magazynów oraz mechanizmów zwiększających elastyczność po stronie odbiorców komercyjnych i indywidualnych.

Źródła: ENTSO-E Transparency Platform, WSP Group, PRIMES-IEM