Die tschechische Energiewirtschaft steht vor einer Wende. Die Europäische Kommission hat einen Kapazitätsmechanismus mit einem voraussichtlichen Budget von 3,1 bis 6,2 Milliarden Euro genehmigt. Das System soll zehn Jahre lang gelten und wird aus Gebühren finanziert, die von den Stromkunden entrichtet werden. Die ersten Kapazitätsverträge sollen sich auf den Zeitraum von November 2030 bis Oktober 2031 beziehen.

^{Symbolbild: GettyImages}

Im Gegensatz zum regulären Markt wird nicht nur für den erzeugten Strom bezahlt. Die Betreiber der Anlagen erhalten eine Vergütung dafür, dass sie die vertraglich vereinbarte Leistung zur Verfügung stellen, sobald es im Stromnetz zu Engpässen kommt. "Der Kapazitätsmechanismus fungiert wie eine Versicherung. Man zahlt für die Gewissheit, dass im System ausreichend Leistung zur Verfügung steht, wenn beispielsweise Windstille herrscht, nicht genügend Sonnenlicht vorhanden ist, der Energieverbrauch stark ansteigt oder eine große Anlage ausfällt", sagte Martin Pacovský, Investmentdirektor des Fonds Arete Energy Transition.

Die Einnahmen aus dem Stromverkauf werden für weitere Investitionen nicht ausreichen

Neue Energiequellen benötigen stabilere Einnahmen. Der Bedarf an Kapazitätsentgelten hängt mit der Stilllegung von Kohlekraftwerken und dem Mangel an neuen regelbaren Energiequellen zusammen. Die europäische ERAA 2025-Bewertung weist darauf hin, dass in Tschechien bereits ab 2028 Risiken eines Mangels an verfügbarer Leistung auftreten könnten. Flexible Kraftwerke können dabei für die Netzstabilität unverzichtbar sein, auch wenn sie nur während einer begrenzten Anzahl von Stunden Strom erzeugen. Die Einnahmen aus dem Stromverkauf allein reichen daher möglicherweise nicht aus, um den Investoren die Kosten für den Bau und Betrieb der Anlagen zu decken. 

"Der Markt vergütet in erster Linie den erzeugten Strom. Für die Energiesicherheit brauchen wir aber auch Kraftwerke, die bereitstehen, obwohl sie die meiste Zeit keinen Strom erzeugen. Ohne vorhersehbare Einnahmen sind keine ausreichenden privaten Investitionen zu erwarten“, erklärte Pacovský.

Konkurrenzkampf könnte die Kosten für die Verbraucher senken

An den Auktionen können sich Betreiber von bestehenden als auch neuen Kraftwerken, von Batteriespeicher oder gebündelte kleinere Erzeuger beteiligen. Die Teilnehmer konkurrieren um die Höhe der Fördermittel, die sie für ein verfügbares Megawatt Leistung beantragen. Die Rahmenverträge haben eine Laufzeit von einem Jahr. Neue, investitionsintensive Projekte können einen Vertrag mit einer Laufzeit von bis zu fünfzehn Jahren erhalten, was ihnen die Beschaffung von Bankfinanzierungen erleichtern kann. Der Mechanismus sieht zudem eine Emissionsobergrenze vor, die die Teilnahme von Kohlekraftwerken deutlich einschränkt. Eine der für die Bereitstellung flexibler Leistung geeigneten Technologien sind moderne Gas-Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen. Diese erzeugen gleichzeitig Strom und nutzbare Wärme und können bei deren effizienter Nutzung einen Gesamtwirkungsgrad von etwa 80 bis 90 Prozent erreichen. 

"Die Kraft-Wärme-Kopplung erzeugt Strom in Momenten, in denen ein Mangel herrscht, und nutzt gleichzeitig die entstehende Wärme effizient. Sie ist daher eine natürliche Ergänzung zu erneuerbaren Energiequellen und kann dazu beitragen, das Netz mit einem geringeren Brennstoffverbrauch zu stabilisieren als die getrennte Erzeugung von Strom und Wärme", setzte Pacovský fort. Die Kosten tragen die Verbraucher. Die genauen Auswirkungen des Mechanismus auf die Finanzen von Haushalte und Unternehmen sind bislang unbekannt. Sie hängen vom Umfang der eingekauften Leistung, den Auktionsergebnissen und der Art der Aufteilung der Gebühren auf die einzelnen Verbrauchergruppen ab. "Je größer der Wettbewerb zwischen Kraft-Wärme-Kopplung, Batterien, Verbrauchssteuerung und anderen flexiblen Quellen ist, desto niedriger kann die endgültige Rechnung für die Verbraucher ausfallen", fasste Pacovský zusammen.

^{Quelle: Arete}

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