Bauen vor der Nachfrage: Wer das Risiko trägt – Frankreich, Südafrika, Chile
Serguey Asael Shinder2 Min. LesezeitVier jüngere Ankündigungen aus drei Ländern wirken wie getrennte Geschichten: eine französische Kapazitätsauktion für 2030/31, französische Netzarbeiten in einer Industriezone, ein südafrikanischer Versorger auf Partnersuche und eine chilenische Batterie auf einem Kohlestandort. Jede beantwortet dieselbe Frage – wer das Risiko trägt, Kapazität zu bauen, bevor sicher ist, dass sie gebraucht wird.
Frankreich, Kapazität: der Verbraucher, vorsichtig. Der CRE-Vorschlag für die erste Langfrist-Auktion zielt auf 82 GW für den Winter 2030/31, nur 3 GW dürfen mehrjährig kontrahiert werden, beide Preisobergrenzen bleiben. Die Begründung ist ausdrücklich: RTE sieht ein moderates Versorgungsrisiko und einen Bedarf von 0 bis 2,5 GW neuer Kapazität, also wählt der Regulierer einen kostenvorsichtigen Ansatz zum Schutz der Verbraucher. Hier gilt das Risiko, zu viel zu bauen, als größer als das, zu wenig zu bauen.
Frankreich, Anschlüsse: der Netzbetreiber, im Voraus. In Fos-Lavéra lässt derselbe Regulierer RTE 2.500 MW Aufnahmekapazität bauen, bevor jeder Anschluss feststeht – mit sofortigem Baubeginn, weil es viele Anfragen gibt. Anschließende Industriekunden zahlen später einen festen Anteil. Das Risiko verlorener Investitionen wandert vom ersten Antragsteller zum Netzbetreiber, unter Aufsicht – die umgekehrte Wahl als bei der Auktion, weil hier Warten bedeutet, dass Industrie nicht elektrifizieren kann.
Südafrika: geteilt mit privatem Kapital. Eskoms Präqualifikation bringt mindestens 2 GW Solar und 1 GW / 4 GWh Batterien auf eigenem Land ein, Netzanschluss in Arbeit, und sucht Partner, die sie in abgeschotteten Projektgesellschaften mitentwickeln und mitfinanzieren, überwiegend ohne oder mit begrenztem Rückgriff. Der Versorger bringt Standorte und Netzposition, die Partner Kapital und Umsetzungsrisiko.
Chile: der etablierte Betreiber, auf eigene Bilanz. ENGIEs BESS Lile mit 142 MW / 802 MWh nutzt Umspannwerk und Flächen eines thermischen Komplexes, dessen Kohleblöcke Ende vergangenen Jahres abgeschaltet wurden. Die Kosten – 174 Millionen Dollar – und die Wette, dass das System Speicher mit fünf Stunden bezahlt, liegen beim Unternehmen.
Was der Vergleich zeigt. Keines dieser Modelle ist „das richtige“; jedes passt zu einer anderen Unsicherheit. Wo die Nachfrage zweifelhaft ist (französische Kapazität), schützen Regulierer die Verbraucher mit wenig Einkauf und gedeckelten Preisen. Wo die Nachfrage sichtbar, das Netz aber spät ist (Fos-Lavéra), lassen sie das Netz zuerst bauen. Wo der Versorger Land und Anschlüsse hat, aber kein Geld (Eskom), teilt er das Projekt. Wo ein Unternehmen den Standort schon besitzt (Mejillones), trägt es das Risiko selbst. Wer Zeitpläne der Energiewende verfolgt, sollte bei jeder Ankündigung nicht nur nach Gigawatt fragen, sondern danach, wessen Bilanz zahlt, wenn sie zu früh kommen.
Quellen: CRE, Kapazitätsauktion 2030-2031 — https://www.cre.fr/actualites/toute-lactualite/la-commission-de-regulation-de-lenergie-publie-ses-deliberations-relatives-au-parametrage-de-lenchere-de-long-terme-2030-2031-du-mecanisme-de-capacite.html ; CRE, Fos-Lavéra — https://www.cre.fr/actualites/toute-lactualite/la-cre-valide-lanticipation-et-la-mutualisation-des-travaux-de-raccordement-des-consommateurs-de-la-zone-de-fos-lavera.html ; Eskom — https://www.eskom.co.za/eskom-holdings-launches-strategic-partners-selection-process-for-up-to-6gw-utility-scale-renewable-energy-projects/ ; ENGIE Chile — https://www.engie.cl/concluimos-la-primera-etapa-de-la-reconversion-del-complejo-energetico-mejillones/