Australien prüft direkte CO₂-Kosten für Kohlekraftwerke
Australien könnte bei der Überprüfung des Safeguard Mechanism 2026–27 die Ausnahmeregelung für die Stromerzeugung zur Debatte stellen. Direkte CO₂-Kosten würden die Wirtschaftlichkeit von Kohlekraftwerken, die Großhandelspreise und mögliche Stilllegungstermine beeinflussen.
Ausnahme für den Stromsektor auf dem Prüfstand
Australiens verbliebene Kohlekraftwerke könnten direkte CO₂-Kosten tragen müssen, falls die Bundesregierung die Ausnahme der Stromerzeugung vom Safeguard Mechanism aufhebt. Das Thema dürfte Teil der für 2026–27 vorgesehenen Überprüfung sein. Klimapolitische Organisationen, Investoren in erneuerbare Energien und Marktanalysten fordern Emissionsgrenzen für einzelne Anlagen.
Der Safeguard Mechanism gilt für große Industrieanlagen und sieht standardmäßig eine jährliche Absenkung der Emissionsbaselines um 4,9 % vor. Für die Stromerzeugung gilt stattdessen eine gemeinsame sektorale Baseline, um Überschneidungen mit der Förderung erneuerbarer Energien und anderen Maßnahmen für den Stromsektor zu vermeiden. Befürworter einer Reform sehen darin eine Befreiung der Kohlekraft von jener direkten CO₂-Haftung, die große Industrieemittenten bereits tragen.
Die Debatte findet vor dem Hintergrund des australischen Ziels statt, die gesamtwirtschaftlichen Treibhausgasemissionen bis 2035 um 60 % bis 70 % gegenüber 2005 zu senken. International Business Times Australia berichtet, dass mögliche Änderungen netzgebundene fossile Kraftwerke mit einem Jahresausstoß von mehr als 100.000 Tonnen CO₂-Äquivalent erfassen würden.
Anlagengrenzen verändern die Erzeugungskosten
Nach dem von International Business Times Australia beschriebenen Modell würde jedes Kraftwerk eine sinkende Emissionsbaseline erhalten. Bei einer Überschreitung müssten die Betreiber Australian Carbon Credit Units, sogenannte ACCUs, oder Safeguard Mechanism Credits abgeben. Betroffen sein könnten Loy Yang A von AGL Energy, Yallourn und Mt Piper von EnergyAustralia sowie das Kraftwerk Stanwell der Stanwell Corporation.
ACCUs werden dem Bericht zufolge für rund 37 bis 40 A$ je Tonne gehandelt. Die Einrechnung dieser Belastung könnte die Betriebskosten der Steinkohleverstromung um 30 bis 40 A$ je Megawattstunde und jene emissionsintensiverer Braunkohlekraftwerke um bis zu 50 A$ je Megawattstunde erhöhen. Gebote im National Electricity Market berücksichtigen derzeit Brennstoff-, Betriebs- und Wartungskosten, aber keine vergleichbare CO₂-Pflicht auf Anlagenebene.
Die Wirkung auf die Strompreise wäre von der jeweiligen Marktlage abhängig. Bei geringer Einspeisung erneuerbarer Energien setzen Kohlekraftwerke häufig den Grenzpreis, sodass höhere Erfüllungskosten die Großhandelspreise anheben könnten. In sonnenreichen Stunden könnten höhere Gebote zur Deckung der CO₂-Kosten Kohleblöcke aus der Einsatzreihenfolge drängen oder sie zu einem defizitären Betrieb zwingen.
Zertifikatsbedarf und Stilllegungspläne
Die Einbeziehung der Kraftwerke könnte zudem eine erhebliche zusätzliche Nachfrage nach CO₂-Zertifikaten schaffen, da die netzgebundenen Kohleanlagen zusammen jährlich Dutzende Millionen Tonnen CO₂ ausstoßen. Laut dem Bericht könnte diese Nachfrage verfügbare Reserven aufzehren, die ACCU-Preise erhöhen und sowohl emissionsintensive Versorger als auch andere Käufer von Kompensationszertifikaten belasten.
Bislang handelt es sich um einen Vorschlag und nicht um geltendes Recht. Das Ministerium für Klimawandel, Energie, Umwelt und Wasser soll Konsultationsoptionen veröffentlichen; die formelle Gesetzgebungsdebatte ist für Ende 2026 vorgesehen. Ein Stufenmodell könnte nach 2027 anlagenspezifische Baselines einführen. Für Versorger kann die Überprüfung Entscheidungen über Stilllegungstermine, Investitionen in erneuerbare Energien und gesicherte Leistung zur Stabilisierung der Versorgung verändern.
