AleaSoft Energy Forecasting, 18. August 2026. Die Verlängerung des Kernkraftwerks Almaraz bis Juni 2030 verringert kurzfristig die Abhängigkeit des Stromsystems vom Gas und von dessen Preisen. Zugleich erhöht sie den Druck, eine wachsende erneuerbare Kapazität zu integrieren, kann das Risiko der Abregelung steigern und verändert die Annahmen für die Dimensionierung des künftigen Kapazitätsmarkts.
Eine Entscheidung mit messbaren Folgen
Mit der Verordnung TED/864/2026 hat das Ministerium für den ökologischen Wandel und die demografische Herausforderung die Betriebsgenehmigung der beiden Blöcke des Kernkraftwerks Almaraz erneuert, die nun bis zum 8. Juni 2030 betrieben werden können, nachdem der Rat für nukleare Sicherheit am 16. Juli einen befürwortenden Bericht vorgelegt hatte. Der neue Termin ersetzt den bisherigen Zeitplan, der die Abschaltung von Almaraz I für den 1. November 2027 und die von Almaraz II für den 31. Oktober 2028 vorsah. Die Verlängerung bedeutet rund 31 zusätzliche Monate für den ersten Block und 19 Monate für den zweiten.
Die beiden Reaktoren kommen zusammen auf 2094 MW elektrische Bruttoleistung. 2025 erzeugten sie 15 369 GWh brutto, was ungefähr 7% der spanischen Stromnachfrage entspricht, und 14 752 GWh netto: 7649 GWh in Almaraz I und 7103 GWh in Almaraz II. Um die zur Ersetzung dieser Produktion nötige Gasmenge abzuschätzen, ist die Nettoerzeugung die geeignetere Größe, da sie den vom Kraftwerk gelieferten Strom darstellt.
Diese Produktion länger aufrechtzuerhalten hat Auswirkungen auf den Bedarf an Gasverstromung, auf die Strommarktpreise und auf die Emissionen, aber auch auf die Integration der erneuerbaren Energien und auf den Bedarf des Systems an gesicherter Leistung.
Wie viel Gas wäre nötig, um Almaraz zu ersetzen?
Ein Szenario der vollständigen Ersetzung hilft, die Größenordnung zu bemessen. Müssten die 14 752 GWh netto, die Almaraz 2025 erzeugte, vollständig von Kombikraftwerken produziert werden, wären bei einem Wirkungsgrad zwischen 50% und 55% jedes Jahr zwischen 27 und 30 TWh Erdgas erforderlich.
Diese Rechnung ist als theoretische Referenzobergrenze zu verstehen, nicht als Prognose des realen Anstiegs des Gasverbrauchs nach der Abschaltung. In der Praxis würde diese Produktion durch eine Kombination aus neuer Erzeugung erneuerbarer Energien, Energiespeicherung, Wasserkraft, Interkonnektoren, Nachfragesteuerung und Kombikraftwerken ersetzt.
Die Größenordnung des Szenarios ist dennoch beträchtlich. 2025 erreichten die Gaslieferungen an den spanischen Stromsektor 99,7 TWh. Die 27-30 TWh des Szenarios der vollständigen Ersetzung würden einen Anstieg des jährlichen Gasverbrauchs für die Stromerzeugung um ungefähr 27% bis 30% bedeuten.
Nimmt man einen Gaspreis von 60 €/MWh als Referenz, würde der Kauf dieses Volumens ungefähr zwischen 1620 und 1800 Millionen Euro pro Jahr kosten. Hinzu kämen die Kosten der CO2–Emissionsberechtigungen. Als Anhaltspunkt für die Größenordnung schätzt die Gruppe Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT), dass die 15 369 GWh Bruttoproduktion von Almaraz im Jahr 2025 5,5 Millionen Tonnen CO2 vermieden haben.
Vom Gasverbrauch zum Strommarktpreis
Die Wirkung von Almaraz auf die Preise hängt nicht allein von der erzeugten Energiemenge ab. Indem das Kraftwerk verfügbar bleibt, verringert es die Residualnachfrage, die andere Technologien decken müssen, und begrenzt in bestimmten Stunden die Notwendigkeit, auf Kombikraftwerke zurückzugreifen.
Die Bedeutung dieses Effekts nimmt zu, wenn Gas und Emissionsberechtigungen zu hohen Preisen gehandelt werden. In der Woche vom 10. August lagen die TTF-Gas-Futures für den FrontMonth am ICE-Markt zwischen 58,73 €/MWh und 61,42 €/MWh und die CO2-Emissionsberechtigungen für Dezember 2026 zwischen 81,79 €/t und 82,75 €/t.
Bei einem Referenzgaspreis von 60 €/MWh und CO2 bei rund 82 €/t liegen die Kosten der Stromerzeugung in einem Kombikraftwerk, je nach Wirkungsgrad, allein aus Brennstoff und Emissionen bei ungefähr 139 €/MWh bis 153 €/MWh.
Der Vergleich mit dem Markt zeigt die Bedeutung dieser Kostenstruktur. In der Woche vom 10. August verzeichnete der spanische Strommarkt einen Durchschnittspreis von 128,92 €/MWh. Wenn Kombikraftwerke benötigt werden und den marginalen Preis setzen, haben die Gas- und CO2-Notierungen in diesen Stunden einen direkten Einfluss auf den Markträumungspreis.
Der Weiterbetrieb von Almaraz verringert daher die potenzielle Exposition des spanischen Marktes gegenüber Episoden hoher Gaspreise. Die Verlängerungsverordnung selbst weist darauf hin, dass die Verlängerung kurzfristig dazu beiträgt, die Exposition des Systems und der Verbraucher gegenüber Preisspitzen von den internationalen Erdgasmärkten zu mäßigen.
Mehr Kernenergie erfordert auch mehr Flexibilität zur Integration der erneuerbaren Energien
Die andere Seite der Bilanz zeigt sich in den Stunden mit hoher Produktion aus Photovoltaik und Windenergie und niedriger Stromnachfrage. Mehr verfügbare Kernenergieerzeugung verringert den Spielraum, der für die Integration der übrigen Produktion bleibt. Verfügt das System nicht über ausreichend Speicher, Exportkapazität, Netze und flexible Nachfrage, kann das Risiko der Abregelung nicht steuerbarer Energiequellen wie Windenergie und Photovoltaik steigen.
Aus Marktsicht erhöht die Schwierigkeit, in bestimmten Stunden die gesamte verfügbare Erzeugung aufzunehmen, den Druck in Richtung null oder negativer Preise und verstärkt die Kannibalisierung der von den erneuerbaren Technologien erzielten Preise. Die Beschleunigung der Speicherung und die Verlagerung des Verbrauchs in diese Stunden ermöglichen es, einen größeren Anteil erneuerbarer Energie zu nutzen und diesen Effekt zu verringern.
2030 konzentriert mehr als 4000 MW an Kernkraftabschaltungen
Die Verlängerung von Almaraz ändert vorerst nicht den Horizont 2035 für die Abschaltung des gesamten spanischen Kernkraftwerksparks, konzentriert aber einen erheblichen Teil der Ersetzung im Jahr 2030.
Almaraz würde seinen Betrieb im Juni beenden. Der aktuelle Zeitplan sieht für 2030 außerdem die Abschaltung von Ascó I im Oktober und von Cofrentes im November vor. Almaraz trägt 2094 MW bei, und Ascó I und Cofrentes verfügen über jeweils rund 1000 MW, sodass in weniger als sechs Monaten mehr als 4000 MW an Kernkraftkapazität das System verlassen würden.
Diese Konzentration macht die kommenden Jahre zu einer entscheidenden Phase. Es geht nicht darum, jedes nukleare Megawatt durch ein Megawatt einer bestimmten Technologie zu ersetzen, sondern über ein System zu verfügen, das die Nachfrage in jeder Stunde decken kann. Dafür muss der Ausbau von Photovoltaik und Windenergie mit Batteriespeichern und Pumpspeicherkraftwerken, der Verstärkung der Netze, neuen Interkonnektoren und größerer Nachfrageflexibilität einhergehen.
Almaraz ändert die Dimensionierung, nicht die Notwendigkeit eines Kapazitätsmarkts
Der neue Abschalttermin für Almaraz ändert eine der relevanten Annahmen für die Dimensionierung des künftigen Kapazitätsmarkts. Die Analysen, die die Notwendigkeit des Mechanismus begründeten, gingen vom Ausscheiden von Almaraz I im Jahr 2027 und von Almaraz II im Jahr 2028 aus, genau in einem Zeitraum, in dem Risiken für die Angemessenheit des Systems identifiziert wurden.
Der Erhalt von ungefähr 2 GW an Kernkraftkapazität bis Juni 2030 verändert dieses Szenario und kann es erforderlich machen, den Kapazitätsbedarf vor der Einberufung der ersten Auktionen zu aktualisieren. Die Verordnung, die die Verlängerung des Betriebs von Almaraz bis 2030 genehmigt, veranschlagt selbst 7% weniger Erzeugung aus Kombikraftwerken im Vergleich zum PNIEC-Szenario, was bestätigt, dass die Verlängerung den Bedarf an gesicherter Erzeugung in diesen Jahren verändert.
Die Dimensionierung des Mechanismus korrekt zu aktualisieren ist notwendig, sollte seine Umsetzung aber nicht unnötig verzögern. Der Kapazitätsmarkt bleibt unerlässlich, um Investitionssignale für Speicher, Nachfragesteuerung und andere Ressourcen zu geben, die Festigkeit und Flexibilität bereitstellen müssen, während der Kernenergieausstieg voranschreitet. Die Verlängerung von Almaraz verändert den Kapazitätsbedarf der kommenden Jahre, beseitigt aber nicht die Notwendigkeit, das System auf den Zeitpunkt vorzubereiten, an dem diese gesicherte Leistung nicht mehr verfügbar ist.
Langfristige Prognosen und Speicher zur Vorbereitung der Ersetzung
In diesem Kontext liefert AleaGreen, die auf langfristige Prognosen spezialisierte Division von AleaSoft Energy Forecasting, Preiskurven der Energiemärkte mit Horizonten von bis zu 40 Jahren. Diese Prognosen ermöglichen es, Szenarien der Kernkraftabschaltung, die Entwicklung der erneuerbaren und der Speicherkapazität, die Nachfrage, die Interkonnektoren sowie die Gas- und CO2-Preise zu analysieren und ihre Auswirkungen auf die künftigen Preise zu bewerten.
AleaStorage, die auf Energiespeicherung spezialisierte Division, analysiert ihrerseits die Erlöse, die Rentabilität und die Dimensionierung von Batterie- und Hybridsystemprojekten. Die Notwendigkeit, die Abregelung zu verringern, die Preisvolatilität und der künftige Kapazitätsmarkt erweitern die potenziellen Wertquellen der Speicherung und stärken ihre Rolle als Flexibilitätselement für das System.
Die Investitionsentscheidungen, die jetzt getroffen werden müssen, werden darüber bestimmen, ob 2030 ausreichend integrierbare erneuerbare Kapazität, Speicher und Flexibilität vorhanden sind, um die Konzentration der Kernkraftabschaltungen zu bewältigen, ohne die Abhängigkeit vom Gas zu erhöhen.
Das neue System aufbauen, bevor das bisherige stillgelegt wird
Die Verlängerung von Almaraz löst für sich genommen nicht die Herausforderungen der Energiewende. In den kommenden Jahren verringert sie den potenziellen Bedarf an Gasverstromung und die Exposition gegenüber deren Volatilität, verlangt aber auch ein besseres Management der Koexistenz von Kernenergieerzeugung und wachsender erneuerbarer Kapazität und macht es erforderlich, den Bedarf an gesicherter Leistung zu überprüfen, den der Kapazitätsmarkt decken muss.
Die Herausforderung besteht darin, diesen Spielraum zu nutzen, um die bereits notwendigen Investitionen zu beschleunigen: Photovoltaik, Windenergie, Batterien und Pumpspeicherkraftwerke, Netze, Interkonnektoren und Nachfragesteuerung, zusammen mit der Umsetzung eines korrekt dimensionierten Kapazitätsmarkts.
Die Energiewende wird sicherer und wettbewerbsfähiger sein, wenn das neue System bereitsteht, bevor ein erheblicher Teil des bisherigen stillgelegt wird. Die Verlängerung von Almaraz vergrößert den Spielraum, um dies zu erreichen. Dieser Spielraum muss jetzt in Investitionen umgewandelt werden.
Quelle: AleaSoft Energy Forecasting.