Kernenergie in Frankreich

Bedeutung und Entwicklung

Frankreichs Elektrizitätsproduktion wird seit den 1980er Jahren von Kernenergie dominiert; ein Teil des Stroms wird exportiert, daneben werden erneuerbare und fossile Energieträger genutzt. 2019 kamen etwa 72 % der Stromproduktion aus Atomkraftwerken: 377,4 TWh von 520,5 TWh. Am gesamten Energiemix aller Sektoren – Verkehr, Wärme und Strom – hatte Kernenergie 37 % Anteil.

Stand Januar 2026 betreibt der staatliche Konzern Électricité de France (EDF) 57 Reaktoren mit zusammen rund 63 GW installierter elektrischer Leistung. Die meisten gingen zwischen 1979 und 1994 ans Netz; 14 alte Reaktoren waren bis März 2020 endgültig abgeschaltet, darunter Fessenheim. Flamanville 3, ein EPR-Reaktor, ist seit 2024 in Betrieb.

Der hohe Kernenergieanteil senkt die lebenszyklusbezogenen Treibhausgasemissionen der Stromerzeugung: Sie betragen etwa 42 g CO₂e/kWh gegenüber rund 472 g CO₂e/kWh weltweit. Frankreich war seit 1980 mit Ausnahme von 2022 Nettoexporteur von Strom und ist Europas größter Stromexporteur.

Nach dem Zweiten Weltkrieg dominierte zunächst Wasserkraft; Anfang der 1960er Jahre hatte sie etwa 70 % Anteil. Mit wachsendem Strombedarf wurden vor allem Ölkraftwerke gebaut. Kernenergie lieferte 1973 erst 8 % des Stroms. Zwischen 1959 und 1972 gingen neun gasgekühlte, graphitmoderierte UNGG-Reaktoren in Betrieb, die Natururan nutzen konnten. 1967 wurden ein Druckwasserreaktor und ein gasgekühlter Schwerwasserreaktor erprobt.

Der Messmer-Plan zielte darauf, Strom aus Uran zu erzeugen und Energieimporte zu verringern. Er war bereits vor der ersten Ölpreiskrise beschlossen und nicht deren unmittelbare Reaktion. EDF entschied sich für standardisierte Druckwasserreaktoren; dies erleichterte den schnellen, vergleichsweise günstigen Ausbau. Der Kernenergieanteil stieg von 20 % 1979 über 49 % 1983 auf etwa 75 % 1990. Unter François Mitterrand verlangsamte sich der Ausbau, weil der Strombedarf überschätzt worden war: 1988 waren EDF-Reaktoren im Mittel nur zu 61 % ausgelastet. Netzanbindungen zu Nachbarländern wurden ausgebaut, um Überschüsse abzusetzen.

Reaktoren und Betrieb

Die abgeschalteten UNGG-Reaktoren waren die erste Generation. Ein 300-MWe-Druckwasserreaktor in Chooz nach Westinghouse-Design lieferte Erfahrungen für die späteren französischen Standardtypen.

Die 900-MWe-Klasse CP0, CP1 und CP2 verwendet ein „3-loop“-Design: Drei Dampferzeuger übertragen Wärme vom Primär- in den Sekundärkreislauf; dessen Dampf treibt die Turbine. Die ersten zwei CP0-Blöcke gingen 1977 in Fessenheim in Betrieb, weitere vier in Bugey. CP1 und CP2 besitzen unter anderem einen zusätzlichen Kühlkreislauf, zusätzliche Notfallsysteme und flexiblere Steuerung für Lastfolgebetrieb. Die vier CP0-Reaktoren in Bugey sowie 28 CPY-Reaktoren sind weiter in Betrieb.

P4 und P'4 sind 1300-MWe-Weiterentwicklungen mit „4-loop“-Design und verbesserter Lastfolge. Es wurden 20 Reaktoren mit 26 GW Gesamtnettoleistung gebaut. Bei P'4 sind Reaktorgebäude und Maschinenhallen kleiner, um Baukosten zu senken. Die N4-Klasse umfasst vier Reaktoren in Civaux und Chooz mit insgesamt 6000 MW Nettoleistung. Sie ist besonders lastfolgefähig und benötigt zur Leistungsanpassung weniger Borsäure. Wegen Problemen im Restwärme-Abfuhr-System und an Turbinen erfolgte die kommerzielle Inbetriebnahme erst 2000 bis 2002.

Der EPR wurde von Areva und Siemens aus N4 und Konvoi entwickelt. Flamanville 3 wurde ursprünglich für 2012 erwartet, erstmals am 3. September 2024 kritisch und im Dezember 2024 ans Netz gekoppelt. Zwei EPR liefen seit 2018 und 2019 in Taishan, China. Frankreich betrieb außerdem die Schnellen Brüter Phénix und Superphénix, stellte beide aber aus wirtschaftlichen Gründen vorzeitig still. In Cadarache wird seit 2009 ITER gebaut; der Demonstrationsreaktor soll die Stromerzeugung durch Fusion von Deuterium und Tritium untersuchen, die Inbetriebnahme ist Stand Juli 2024 für 2034 vorgesehen.

Kernkraftwerke können im Lastfolgebetrieb ihre Leistung an tägliche Nachfrageschwankungen anpassen. Der Großteil läuft als Grundlast, ein Teil der Kern- und Wasserkraftwerke regelt flexibel. Die tägliche Variation beträgt typischerweise 5–10 % der gesamten Kernenergieproduktion; der Einfluss auf den durchschnittlichen jährlichen Verfügbarkeitsfaktor wird auf rund 1,2 Prozentpunkte geschätzt. Planmäßige Stillstände erfolgen je nach Brennelementzyklus alle 12 bis 18 Monate; etwa alle zehn Jahre folgt eine rund fünfmonatige „visite décennale“.

Sicherheit und Ausfälle

Nach Fukushima 2011 änderte Frankreich seine Atompolitik zunächst nicht. Stresstests des IRSN ergaben jedoch Nachrüstbedarf bei allen damals 58 aktiven Reaktoren: nötig waren unter anderem überschwemmungssichere Dieselgeneratoren, erdbebensichere Rohre und größere Kühlwasservorräte für die Notkühlung. Beim europäischen Stresstest wurden bei allen 54 französischen Kernkraftwerken größere Mängel festgestellt; je Reaktorblock wurden abhängig von der Schwere Kosten von etwa 30 bis 200 Millionen Euro für Nachrüstungen kalkuliert. Umweltverbände kritisierten insbesondere, dass nur wenige Anlagen tatsächlich inspiziert und Risiken wie Terroranschläge oder Flugzeugabstürze nicht geprüft worden seien.

2021 wurden in Civaux-1 Risse an Rohrleitungen des Sicherheits-Einspeisesystems nahe Schweißnähten entdeckt; Civaux-2 wies ähnliche Mängel auf. Es handelt sich um interkristalline Spannungsrisskorrosion. Das System speist bei einem Kühlmittelverlust Wasser in den Primärkreislauf und sichert so die Reaktorkühlung. Auch baugleiche N4-Reaktoren in Chooz wurden vorsorglich stillgelegt, später weitere Reaktoren der 1300- und 900-MW-Reihe. Penly-1 wurde wegen möglicher Bruchgefahr als INES-2-Ereignis eingestuft, andere Fälle als INES-1.

Ende Juli 2022 waren nur 26 von 56 Reaktoren in Betrieb; im August standen von über 60 GW nur etwa 31 GW zur Verfügung. Neben Korrosionsschäden wirkten ein wartungsintensiver alter Kraftwerkspark und wegen COVID-19 verschobene Wartungen. Frankreich wurde stärker von Gaskraftwerken, Windkraft und Stromimporten abhängig. Die Börsenstrompreise stiegen auf etwa 500 Euro/MWh, ungefähr das Zehnfache des langjährigen Mittels. 2022 war Frankreich erstmals Nettoimporteur von Elektrizität; die verfügbare Leistung lag im Jahresdurchschnitt fast 10 GW niedriger, entsprechend etwa 82 TWh weniger Produktion. EDF verlor 17,9 Milliarden Euro und hatte Schulden von 64,5 Milliarden Euro. Bis Januar 2023 stieg die Kernkraftkapazität wieder auf über 44 GW; im Lauf des Jahres wurde Frankreich erneut Europas größter Stromexporteur.

Hitze und Dürre können die Produktion begrenzen, weil Kühlwasser bei Rückleitung Temperatur- und Durchflussgrenzwerte einhalten muss. Für fünf Kraftwerke wurden diese Grenzwerte im Sommer 2022 befristet angehoben. Der hitze- und trockenheitsbedingte Produktionsausfall blieb dadurch bei 501 GWh; zugleich verringerte die Dürre die Wasserkrafterzeugung um 12 TWh. Projektionen des IPCC weisen darauf hin, dass an Seen und Flüssen gelegene Wärmekraftwerke künftig stärker von Wasserbeschränkungen betroffen sein können.

Brennstoff und Abfälle

Frankreich förderte von 1948 bis 2001 rund 76.000 Tonnen Natururan an etwa 250 Standorten in 27 Départements. Heute wird Uran vollständig importiert; wichtige Lieferländer sind unter anderem Niger, Kasachstan, Usbekistan, Kanada und Australien. Die Reaktoren benötigen Stand 2024 jährlich rund 8.000 Tonnen Natururan. Die genaue Herkunft des Brennstoffs ist nur begrenzt nachvollziehbar, weil Uran nach dem Abbau international konvertiert, angereichert, gehandelt und erneut exportiert wird.

Bei der Konversion wird Yellowcake zunächst in Urantetrafluorid (UF₄) und anschließend in Uranhexafluorid (UF₆) umgewandelt. UF₆ ist nötig, weil Uran zur Anreicherung gasförmig vorliegen muss. Dies geschieht in Malvési und Tricastin. In Georges Besse II wird seit 2011 mit Gaszentrifugen der Anteil des spaltbaren Uran-235 von rund 0,7 % im Natururan auf etwa 3 bis 5 % erhöht.

Hergestellt werden Brennelemente aus angereichertem Natururan (ENU) und Mischoxid-Brennstoff (MOX). Für ENU wird Uranoxid zu Pellets gepresst, in Metallhüllrohre eingebracht und zu Brennelementen zusammengefügt. MOX mischt Uranoxid mit Plutoniumoxid aus der Wiederaufarbeitung abgebrannter Brennelemente. Frankreich verfolgt damit einen geschlossenen Brennstoffkreislauf: In La Hague werden Uran und Plutonium zurückgewonnen; Plutonium wird mit abgereichertem Uran wieder zu MOX verarbeitet. MOX wird in 22 Reaktoren eingesetzt und deckt rund 10 % des Brennstoffbedarfs.

Für abgebrannte Brennelemente plant EDF ein zusätzliches Abklingbecken bis 2034 sowie eine neue Wiederaufarbeitungsanlage und MOX-Fabrik. Die neue Wiederaufarbeitung wird zwischen 2045 und 2050 erwartet; geschätzt werden 20 bis 30 Milliarden Euro dafür und 5 bis 7 Milliarden Euro für die MOX-Fertigung.

Schwachradioaktive Abfälle wurden bis 1994 im Centre de stockage de la Manche gelagert, seit 1992 dient auch das Centre de stockage de l’Aube. Hochradioaktive Abfälle sollen im Projekt Cigéo nahe Bure in Tongestein etwa 500 Meter tief eingelagert werden: vorgesehen sind 10.000 m³ hochradioaktive und 73.000 m³ mittelradioaktive Abfälle. Der Betrieb soll über hundert Jahre dauern; danach ist ein dauerhafter Verschluss geplant. Der Bauantrag wurde 2023 eingereicht, Einlagerung ist ab 2030 vorgesehen.

Politik, Finanzierung und Neubau

Das Ziel, den Kernenergieanteil am Strommix von etwa 75 % auf 50 % zu senken, wurde 2015 für 2025 gesetzlich festgelegt, 2019 jedoch auf 2035 verschoben. Im Februar 2022 kündigte Präsident Emmanuel Macron eine „Renaissance der Kernenergie“ an: sechs EPR2 bis 2050, Prüfung von acht weiteren Reaktoren, längere Laufzeiten bestehender Anlagen und zusätzlich 50 Offshore-Windparks. Bestehende Reaktoren sollen nur ohne Sicherheitsbedenken länger laufen. Die Laufzeit der 32 ältesten Reaktoren wurde 2021 auf 50 Jahre verlängert; 2025 folgten 20 Reaktoren der 1300-MW-Reihe.

Ein Gesetz von 2023 beschleunigt den Bau von Atomanlagen. EDF beantragte im Juli 2023 zwei EPR2 in Penly; weitere Standorte sind Gravelines und Bugey. Das Energieplanungsgesetz vom 8. Juli 2025 sieht mindestens 27 GW neue Kernkraftkapazität bis 2050 vor, darunter 14 EPR2 und einen kleinen modularen Reaktor. Der erste EPR2 soll 2038 in Betrieb gehen. Etwa die Hälfte der Baukosten für zunächst sechs EPR2 soll durch Staatsdarlehen gedeckt werden. Die neue Aufsicht ASNR nahm im Januar 2025 nach Zusammenschluss von ASN und IRSN ihre Arbeit auf.

Der frühere ARENH-Mechanismus verpflichtete EDF von 2010 bis Ende 2025, bis zu 100 TWh Kernstrom jährlich für 42 € pro MWh an alternative Anbieter abzugeben. Laut Rechnungshof entstanden 2011 bis 2020 Mindereinnahmen von rund 5,3 Milliarden Euro; ab 2019 deckte der Preis die vollständigen Produktionskosten nicht mehr. Das Nachfolgesystem VNU lässt EDF grundsätzlich zu Marktpreisen verkaufen, schöpft bei hohen Preisen aber 50 bis 90 % zusätzlicher Einnahmen ab und gibt sie über Stromrechnungen an Verbraucher zurück. Als durchschnittliche Erzeugungskosten für 2026 bis 2030 werden 60 bis 63 € pro MWh angesetzt.

Neue Reaktoren sollen durch verbilligte staatliche Kredite, Differenzverträge mit abgesichertem Strompreis und weitere Förderung finanziert werden. France 2030 sieht eine Milliarde Euro für kleine modulare Reaktoren vor. Die Einstufung der Kernenergie als „nachhaltig“ in der EU-Taxonomie erleichtert die Finanzierung über Kapitalmärkte und grüne Staatsanleihen.

Die Baukosten stiegen stark: Für Flamanville 3 waren 2005 3,3 Milliarden Euro veranschlagt, bei Inbetriebnahme voraussichtlich 13,2 Milliarden Euro; später wird der Preis mit 23,7 Milliarden Euro und die Bauzeit mit 17 Jahren genannt. Sechs EPR2 wurden Anfang 2023 auf 51,7 Milliarden Euro geschätzt, im März 2025 auf 67,4 Milliarden und im Dezember 2025 auf 72,8 Milliarden Euro. Der Rechnungshof bezifferte Forschung, Entwicklung und Bau des bisherigen französischen Kernkraftwerksparks 2012 auf 188 Milliarden Euro; etwa 75 % seien durch Stromverkäufe amortisiert. Die vorgesehenen 18,4 Milliarden Euro für Rückbau könnten mindestens verdoppelt werden müssen; langfristige Entsorgungskosten sind schwer zu beziffern.