de.wedoany.com-Bericht: Im Jahr 2026 ist Chinas Kernenergie in eine neue Phase der aktiven, sicheren und geordneten Entwicklung eingetreten. Bis Ende April überstieg die installierte Leistung der in Betrieb, genehmigten und im Bau befindlichen Anlagen 125 GW, wobei der Umfang der im Bau befindlichen Anlagen seit mehreren Jahren in Folge weltweit an erster Stelle steht. In den meisten Provinzen liegt der durchschnittliche Abrechnungspreis auf dem liberalisierten Markt jedoch bereits unter dem genehmigten Netzeinspeisepreis für die Anlagen. Die enormen Abschreibungen auf Anlagevermögen und Finanzierungskosten können über den Stromenergiemarkt nur schwer effektiv gedeckt werden, und die Anwendung eines Kapazitätspreis-Mechanismus weist Anpassungsdefizite auf. Vor diesem Hintergrund ist die Erforschung eines neuen Mechanismus, der die Einnahmen stabilisieren und gleichzeitig die Markteffizienz und Systemsicherheit berücksichtigen kann, zu einer Schlüsselfrage für die nachhaltige Entwicklung der Kernenergie und die Unterstützung des Aufbaus eines neuartigen Stromsystems geworden.
I. Herausforderungen der großflächigen Entwicklung und Marktliberalisierung der chinesischen Kernenergie
Angetrieben durch das Ziel der „doppelten Kohlenstoffreduktion" ist Chinas Kernenergie in eine neue Phase der aktiven, sicheren und geordneten Entwicklung eingetreten. Derzeit sind 62 Anlagen mit einer installierten Leistung von 66.142 GW in Betrieb; 50 Anlagen mit einer installierten Leistung von 59.313 GW sind genehmigt und im Bau. Der serienmäßige Bau des „Hualong One“ schreitet stetig voran, und fortschrittliche Reaktortypen wie der „Guohe One“ und der Hochtemperatur-Gasreaktor werden demonstriert und eingesetzt. Der umfassende WANO-Index gehört zu den besten der Welt, die Sicherheitsleistung ist hervorragend, und die Eigenschaft als Grundlastkraftwerk ist äußerst ausgeprägt.
Gleichzeitig wird mit der umfassenden Einführung der neuen Runde der Strommarktreform der Aufbau des Spotmarktes beschleunigt, und die Teilnahme der Kernenergie am Marktwettbewerb ist ein unvermeidlicher Trend. In den großen Kernenergieprovinzen wie Guangdong, Zhejiang und Fujian steigt der Anteil der am Markt gehandelten Kernenergie rapide an. Im Jahr 2026 ist der durchschnittliche Abrechnungspreis für Kernenergie auf dem liberalisierten Markt in den meisten Provinzen des Landes aufgrund des anhaltenden Rückgangs der Termin- und Spotmarktpreise bereits unter den genehmigten Netzeinspeisepreis für die Anlagen gefallen. Dies macht es für die Kernenergie äußerst schwierig, die enormen Abschreibungen auf Anlagevermögen, Finanzierungskosten und angemessene Renditen allein durch Einnahmen aus dem Stromenergiemarkt zu decken. Das Kernproblem zeichnet sich ab: Wie kann man einerseits die Kernenergie marktwirtschaftlich einsetzen und Preise bilden lassen, andererseits aber sicherstellen, dass diese kohlenstofffreie Grundlaststromquelle mit ihren enormen Investitionen ihre Fixkosten decken und kontinuierlich betrieben werden kann? Welcher Weg besser zum Wesen der Kernenergie passt, verdient eine eingehende Analyse.
II. Analyse der Teilnahmepfade und Logik der Mechanismus-Anpassung
(A) Kapazitätskompensationsmechanismus auf der Erzeugungsseite: Mit Kapazität als Kernstück kann er den Durst der Kernenergie nicht stillen
Im November 2023 führte der Staat ein Kapazitätspreissystem für Kohlekraft ein, das einen Ausgleich auf der Grundlage eines bestimmten Prozentsatzes der Fixkosten gewährt. Im Januar 2026 veröffentlichten die Staatliche Kommission für Entwicklung und Reform und die Nationale Energieverwaltung gemeinsam die „Mitteilung zur Verbesserung des Kapazitätspreis-Mechanismus auf der Erzeugungsseite", die den einheitlichen nationalen Standard für die Deckung der Fixkosten fortsetzt, den Anteil der durch Kapazitätspreise gedeckten Fixkosten schrittweise erhöht und die kontinuierliche Verbesserung des Strommarkthandels und des Preismechanismus fördert. Eine Reihe von Dokumenten zielt darauf ab, Kohlekraftwerke zu einer regulierenden, ausfallsichernden Stromquelle zu transformieren. Einige Stimmen plädieren dafür, dass auch die Kernenergie auf dieser Grundlage eine Kapazitätsvergütung erhalten sollte, um den Druck der Fixkosten zu verringern.
Die grundlegend unterschiedlichen Kostenstrukturen und Funktionszuweisungen von Kern- und Kohlekraft machen eine einfache Übertragung jedoch widersprüchlich. Die Kosten pro Kilowatt für Kohlekraftwerke liegen bei etwa 3.800 Yuan, was zusammen mit den Erlösen aus der Stromerzeugung die durchschnittlichen Fixkosten von Kohlekraftwerken annähernd decken kann. Die Investitionen pro Kilowatt für Kernkraftwerke hingegen betragen 16.000 bis 20.000 Yuan, das Vier- bis Fünffache von überkritischen Kohlekraftwerken, bei einigen Erst- und Großprojektanlagen sogar noch höher. Nach den Prinzipien der Stromwirtschaft und den in anderen Ländern üblichen Kriterien für die Auswahl von Grenzkraftwerken auf dem Kapazitätsmarkt – wie großflächige Einsatzfähigkeit, hohe Wirtschaftlichkeit und schnelle Bauzeit – ist es schwierig, Kernkraftwerke als Grenzkraftwerke auszuwählen. Würde man denselben Kapazitätsstandard anwenden, wäre die Kompensation für die Kernenergie wie ein Tropfen auf den heißen Stein.
(B) Außerbörslicher Differenzkontrakt-Mechanismus: Mit der Strommenge als Anker, passend zum Genom der Kernenergie
Außerbörsliche Differenzkontrakte wurden in mehreren europäischen Kernkraftprojekten praktisch erprobt. In den letzten Jahren hat China dies auch für die marktbasierte Abrechnung von Anlagen für erneuerbare Energien genutzt. Das Prinzip ist: Die Unternehmen geben auf dem Strommarkt Gebote zu Grenzkosten ab und werden abgerechnet. Bei der Vertragsabrechnung wird, wenn der Referenzstrompreis unter dem Ausübungspreis liegt, die Differenz von der Vertragspartei ausgeglichen; liegt er darüber, zahlen die Unternehmen die Differenz zurück.
Im Gegensatz zur Kapazitätsvergütung, die auf der Grundlage des „Verfügbarkeitsstatus" der Anlage bezahlt wird, basiert der Differenzkontrakt auf der tatsächlich erzeugten Strommenge als Abrechnungsgrundlage. Er ändert nichts an der „vorrangigen Einsatzpriorität" der Kernenergie aufgrund ihrer extrem niedrigen Grenzkosten, sondern deckt durch den Finanzkontrakt präzise die Kosten pro Kilowattstunde ab, wodurch die Einnahmen der Kernenergie klar, stabil und vorhersehbar werden. Gleichzeitig wird ein direkter Konflikt zwischen Kernenergie und Flexibilitätsanforderungen institutionell vermieden.
(C) Dreifache Kernlogik der Anpassung außerbörslicher Differenzkontrakte an kohlenstofffreie Grundlaststromquellen
Erstens sollten Grundlaststromquellen mit den geringsten Kohlenstoffemissionen entsprechende Anreize erhalten.
Nach Daten aus der „Bekanntmachung zur Veröffentlichung von Daten zum CO2-Fußabdruckfaktor des Stroms für das Jahr 2023", die gemeinsam vom Ministerium für Ökologie und Umwelt, dem Staatlichen Statistikamt und der Nationalen Energieverwaltung veröffentlicht wurde, beträgt die CO2-Emissionsintensität der Kernenergie über den gesamten Lebenszyklus etwa 6,5 g CO₂e/kWh, weit weniger als bei Wind- und Solarenergie. Wenn das Netz aufgrund von Schwankungen der Einspeisung erneuerbarer Energien reguliert werden muss, würde eine vorrangige Reduzierung der Kernenergieeinspeisung die Systememissionen signifikant erhöhen. Aus globaler Sicht der Kohlenstoffreduzierung sollte sichergestellt werden, dass Kernkraftwerke möglichst nicht abgeschaltet und ihre Leistung möglichst wenig reduziert wird. Im Kapazitätsvergütungsmodell sind die Stromeinnahmen der Kernenergie den Preissignalen des Stromenergiemarktes ausgesetzt. Differenzkontrakte können die Einnahmen von Kernkraftprojekten relativ stabil halten und den wirtschaftlichen Druck verringern, die Leistung subjektiv zu reduzieren. Kernkraftwerke werden stets bestrebt sein, mit voller Last zu fahren und so den Umweltwert der kohlenstofffreien Grundlast voll auszuschöpfen.
Zweitens: Präzise Deckung der hohen Fixkosten, verankert an der erzeugten Strommenge.
Die Kernenergie ist eine typische Branche mit hoher Kapitalintensität, langen Bauzeiten und enormen Gesamtinvestitionen, wobei der Anteil der Fixkosten über 70 % beträgt. Die Gesamtinvestition für ein „Hualong One"-Projekt mit einer Leistung von einer Million Kilowatt kann rund 20 Milliarden Yuan betragen, mit sehr hohen Fixkosten für Abschreibungen, Finanzierungskosten und Personal, während die variablen Brennstoffkosten einen sehr geringen Anteil ausmachen. Der Kapazitätspreis wird in der Regel auf der Grundlage eines einheitlichen Standards für die durchschnittlichen Fixkosten der Branche festgelegt, was die großen Unterschiede in den Baukosten und Finanzierungsbedingungen verschiedener Projekte kaum widerspiegeln kann. Zudem ist er von der erzeugten Strommenge entkoppelt und bietet keinen Anreiz, die Fixkosten durch höhere Stromerzeugung zu senken. Differenzkontrakte hingegen drehen sich um die „Einheit der erzeugten Strommenge". Bereits in der Genehmigungsphase des Projekts können auf der Grundlage der tatsächlichen Baukosten, der Finanzierungsstruktur, der geplanten Nutzungsstunden usw. die nivellierten Stromgestehungskosten berechnet und um eine angemessene Gewinnmarge ergänzt werden, um einen projektspezifischen Ausübungspreis zu ermitteln. Je mehr Strom erzeugt wird, desto vollständiger werden die Fixkosten gedeckt. Dies passt perfekt zur Grundlasteigenschaft der Kernenergie und schafft einen positiven Anreiz für den Betreiber, die Brennstoffwechselzyklen zu optimieren und die Betriebszeit zu verlängern, um sowohl Sicherheit als auch Wirtschaftlichkeit zu verbessern.
Drittens: Außerbörsliche Regelungen können die Flexibilitätsschwäche der Kernenergie isolieren und die Grundlastressourcen des Systems festigen.
Obwohl moderne Kernkraftwerke der dritten Generation über eine gewisse Lastfolgefähigkeit verfügen, erhöhen häufige und große Leistungsänderungen die Spannungsermüdung der Brennelemente, erschweren die Wasserchemie des Primärkreislaufs, verringern die Sicherheitsmargen und verursachen zusätzliche Kosten für die Abfallbehandlung und Wartung. Auf Systemebene sind die Brennstoffkosten der Kernenergie extrem niedrig; sie ist nahezu eine kohlenstofffreie Stromquelle mit variablen Kosten nahe Null. Ihre optimale Rolle ist die eines Grundlastlieferanten.
Würde man das Kapazitätspreis-Modell anwenden, müsste die Kernenergie oft Verpflichtungen wie Regelleistung und An- und Abfahren übernehmen, die symmetrisch zu den Kapazitätseinnahmen sind. Dies würde die physischen Schwächen der Kernenergie direkt offenlegen und sie in ein Dilemma zwischen dem Erhalt von Kapazitätseinnahmen und der Sicherheit der Grundlast bringen.
Zusammenfassend vereint die Kernenergie die drei Hauptmerkmale hohe Fixkosten, kohlenstofffreie Grundlast und Flexibilitätsschwäche. Sie benötigt einen Mechanismus, der die Einnahmen stabil an die erzeugte Strommenge koppelt und den Druck kurzfristiger Marktschwankungen isoliert. Der außerbörsliche Differenzkontrakt beantwortet auf präzise, stabile und die Grundlasteigenschaften respektierende Weise die Kernanliegen der Kernenergie für ihr Überleben im liberalisierten Markt. In der entscheidenden Phase der Strommarktreform hin zum Aufbau eines neuartigen Stromsystems ist die maßgeschneiderte Einführung eines Differenzkontrakt-Mechanismus für die Kernenergie keineswegs eine Schwächung des Wettbewerbs, sondern eine rationale Anerkennung des strategischen Werts sauberer Grundlastanlagen. Er wird die chinesische Kernenergie kraftvoll auf einem sicheren, effizienten und wirtschaftlichen Kurs begleiten und einen unverzichtbaren kohlenstofffreien Grundstein für die Verwirklichung des Ziels der „doppelten Kohlenstoffreduktion" legen.
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