Brüssel (energate) – Der belgische Kapazitätsmarkt gewährleistet die Versorgungssicherheit zu kontrollierten Kosten. Zu diesem Urteil ist der belgische Energieregulierer CREG gekommen, der den belgischen Kapazitätsvergütungsmechanismus (CRM) bewertet hatte. Er sei aber noch verbesserungswürdig. In Deutschland wird der belgische CRM von einigen als Vorbild für einen deutschen Kapazitätsmechanismus gesehen. Das Energiewende-Monitoring geht davon aus, dass ein zentraler Kapazitätsmarkt nach belgischem Vorbild schneller eingeführt werden könnte als andere Modelle. Der belgische CRM wurde 2021 durch die EU-Kommission genehmigt. Der CREG-Bericht ist eine erste Bestandsaufnahme und Grundlage für zukünftige Verbesserungen.
Bewertet hat die CREG die erste Lieferperiode 2025-2026, für die der Übertragungsnetzbetreiber Elia im Dezember 2021 die Auktion organisiert hatte. Dafür hat die CREG insgesamt 7.115 MW an „vertraglich gesicherter“ Kapazität ermittelt, darunter auch ausländische aus den Niederlanden und Deutschland. Die vertraglich gesicherte Kapazität setzt sich zu 74 Prozent aus Gas- und Dampfturbinen (CCGT), 7,4 Prozent aus Gasturbinen (OCGT) und 5,5 Prozent aus Batteriespeichern und Demand-Side Response (DSR) zusammen. Die Gesamtkosten beliefen sich auf rund 183 Mio. Euro, was unter den ursprünglichen Schätzungen liege. „Vertraglich gesichert“ bezieht sich auf die Kapazitäten, die über die CRM-Auktionen einen Vertrag mit einer Vergütung geschlossen haben und damit verpflichtet sind, in Engpasssituationen verfügbar zu sein. Über die Verträge wurde damit rund die Hälfte des Gesamtbedarfs (14.155 MW) in der Lieferperiode gedeckt. Über den „Energy-Only Market“ besorgten vor allem Kernkraftwerke den Rest.
Energieverbrauch soll stärker berücksichtigt werden
Trotz der positiven Bilanz sieht die CREG Anpassungsbedarf, um die Effizienz, Transparenz und Kosteneffektivität des Mechanismus zu stärken. Etwa empfiehlt sie mehr „Demand-Side Response“ (DSR), also die aktive Anpassung des Energieverbrauchs durch Verbraucher, zu berücksichtigen. Das Potenzial an DSR werde methodenbedingt unterschätzt, heißt es in dem Bericht. Angepasst werden sollte auch das Auktions-Clearing. Die CREG empfiehlt eine vertiefte Prüfung, wie die ausgewählten Kapazitäten besser mit dem tatsächlichen Systembedarf (Lastprofil) in Einklang gebracht werden können, um eine übermäßige Abhängigkeit von Technologien mit sehr hohen Grenzkosten zu vermeiden.
Berücksichtigung von Klimazielen
Die CREG schlägt auch vor, für jede am CRM teilnehmende Kapazität einen CO2-Grenzwert gesetzlich festzulegen. Dabei handelt es sich genau genommen um eine CO2-Emissionsgrenzwert-Trajektorie, also um einen Fahrplan, der festlegt, wie hoch ihre maximal erlaubten CO2-Emissionen in den kommenden Jahren sein dürfen. Der Grund ist eine EU-Vorgabe. Die EU-Kommission hatte Belgien erlaubt, auch bestehenden fossilen Kraftwerken mehrjährige CRM-Verträge (bis zu 8 Jahren) zu geben. Im Gegenzug muss Belgien sicherstellen, dass diese längeren Laufzeiten für fossile Kraftwerke nicht die nationalen Klimaziele gefährden.
Sechs EU-Länder haben einen Kapazitätsmarkt
Neben Deutschland erarbeiten derzeit Estland, Dänemark, Spanien, Portugal und Griechenland Kapazitätsmechanismen. Bereits bestehende Kapazitätsmärkte gibt es in Irland, Großbritannien, Belgien, Frankreich, Polen und Litauen. In den Niederlanden, Lettland und Südosteuropa sind strategische Reserven weit verbreitet. /rl
