Anfang Mai haben sich die ersten Investoren um eine Vergütung für Strom aus Windkraftanlagen beworben. Dazu mussten sie an einer Ausschreibung teilnehmen. Die Ergebnisse liegen noch nicht vor.
„Die Ausschreibungen gewinnt derjenige, der die Anlagen für das niedrigste Gebot baut und betreibt“, sagt Christian Schmidt vom Beratungsunternehmen Sterr-Kölln & Partner. Das stelle die Branche vor eine große Herausforderung. Das Projektentwicklungsrisiko und der Kostendruck würden durch den neuen Marktmechanismus enorm steigen.
In diesem Jahr sind insgesamt drei Gebotsrunden vorgesehen. Der zu bietende Höchstwert liegt bei höchstens 7 Cent je Kilowattstunde (kWh).
Für viele Akteure in der Windenergiebranche ist die Umstellung auf das Ausschreibungsverfahren die zentrale Änderung des EEG 2017. Bislang galten gesetzlich bestimmte Vergütungsstrukturen. Diese boten eine hohe Planungs- und Investitionssicherheit und damit gute Voraussetzungen für die Finanzierbarkeit von Windenergieprojekten. Nun geraten durch den politisch gewollten Marktmechanismus und dem damit einhergehenden Kostendruck eines Auktionsverfahrens alle beteiligten Akteure in Zugzwang, denn die Vergütung als Dreh- und Angelpunkt der Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen einer ganzen Branche hängt nun von den Ergebnissen der Ausschreibung ab.
Die zentrale Herausforderung ist es, einen wirtschaftlichen Gebotspreis zu ermitteln. Die wesentlichen wirtschaftlichen Einflussfaktoren eines Windprojekts sind und bleiben die Vergütung, der Anlagenpreis und das Wartungspaket sowie die Höhe der Pachten. Daneben spielen die Kosten der Finanzierung eine nicht unbedeutende Rolle sowie verschiedene Parameter, die entweder projektspezifisch (wie Abschaltungen aufgrund von Artenschutz etc.) oder gesetzlich bestimmt sind (z.B. §51 EEG: Abschaltungen bei negativen Strompreisen). Vor allem letztgenannter Faktor liegt im Bereich hoher Unsicherheit, die Prognosen liegen weit auseinander und bieten kaum seriöse Anhaltspunkte.
Durch das Ausschreibungsverfahren wird nun – eine Ausnahme gilt für Bürgerenergiegesellschaften – eine Genehmigung nach dem BImSchG verlangt, die drei Wochen vor dem Gebotstermin erteilt worden sein muss. Das bedeutet, dass für Projektentwicklung und Genehmigungsverfahren hohe Kosten anfallen, bevor überhaupt klar ist, ob das Projekt einen Zuschlag erhält – und zu welchem Preis.
7 Cent pro kWh für Referenzstandort
Es gilt eine maximale Vergütungshöhe von 7,0 Cent pro kWh für Windenergieanlagen an Land im Jahr 2017 für einen Referenzstandort. Die Standortgüte wird dabei mittels eines Korrekturfaktors berücksichtigt, z.B. wird für einen 70 Prozent-Standort eine Vergütung von 129 Prozent bezahlt. Dies bedeutet eine maximale Vergütung von 9,03 Cent pro kWh.
Um einen wirtschaftlichen Gebotspreis zu ermitteln, muss früh eine erste grobe Wirtschaftlichkeitsberechnung erstellt werden. In dieser muss eine wahrscheinliche Vergütung angenommen werden. Die Empirie der PV-Ausschreibungen mag trotz unterschiedlicher Verfahren hierbei einen Hinweis geben – und zugleich Warnung sein: Seit der ersten Auktion im April 2015 fielen die bezuschlagten Durchschnittsgebote in Bezug auf den zulässigen Höchstwert von 81 Prozent auf 62 Prozent im Dezember 2016, bevor nach Inkrafttreten des EEG 2017 dieses Verhältnis wieder auf 74 Prozent anstieg. Dabei ging die absolute durchschnittliche Förderhöhe von 9,17 Cent pro kWh in der ersten Ausschreibung auf 6,58 Cent pro kWh im Februar 2017 zurück.
Mit einem angenommenen Preis – in Relation zur Standortgüte – kann der Projektentwickler die Erlöse errechnen. Auf dieser Basis wird er nach Vorlage der Gutachten zu Wind, Schall, Schatten, Avifauna etc. die entsprechenden Abschläge und Puffer sowie alle weiteren Kostenpositionen einplanen. Damit ermittelt der Projektentwickler nun unter Berücksichtigung der Renditeerwartungen seinen wirtschaftlichen Mindestgebotspreis.
Deutlich wirkt sich auch die Verkürzung des Vergütungszeitraums aus: Von 20 Jahren plus Jahr der Inbetriebnahme nach alter Regelung hin zu 20 Jahren nach EEG 2017. Bei der Wahl der Übergangsregelung mit Inbetriebnahme im März 2018 wäre eine Vergütung von 7,98 Cent / kWh zu erzielen. Um mit der Auktion ceteris paribus gleichgestellt zu sein, müsste eine um 0,23 Cent / kWh höhere Vergütung erreicht werden. Dies entspräche einem Verhältnis von bezuschlagter Vergütung zum Maximalsatz von über 90 Prozent – dies wurde bei den PV-Auktionen nie erreicht.
Ein weiterer Punkt ist der Anlagenpreis: Die Kostendegression ist Ausdruck der Entwicklung in der Branche und wird politisch unterstellt. Bereits heute werden bei höheren Leistungen der Anlagen nicht nur höhere Anlagenpreise kompensiert, sondern eine echte Kostendregression erreicht. Während die Preisgestaltung bislang im Wesentlichen von der Marktmacht abhängig war (Käufer- vs. Verkäufermarkt), reagieren die Hersteller ihrerseits auf die neue Situation, indem sie flexible Konzepte entwickeln, mit denen sie zumindest auf die größeren Kunden zugehen.
Konnten die Hersteller in der Vergangenheit den Anlagenpreis mit dem Wartungspaket bis zu einem gewissen Grad ausgleichen, hängen nun sowohl der Anlagenpreis als auch der Wartungsvertrag vom erzielbaren Ausschreibungsergebnis ab – und dieses steht erst fest, nachdem eine Genehmigung nach dem BImSchG auf Basis eines WEA-Typs erteilt wurde. Es empfiehlt sich daher, möglichst früh in die Diskussion um die Wartungskosten einzusteigen und eine grundsätzliche Vergütungsmechanik ebenfalls möglichst früh und verbindlich für das jeweilige Projekt zu vereinbaren.
Bei der Finanzierung liegt die Herausforderung aktuell in der Phase der Projektentwicklung: die Höhe der Vorfinanzierung erhöht sich bei gleichzeitiger Ausweitung der Kapitalbindung und des Risikos. Während die meisten Kreditinstitute keine Probleme in der Stellung der Sicherheiten und Bürgschaften im Rahmen der Ausschreibung sehen, werden Modelle diskutiert, wie mit der Bewertung des Gütefaktors in Bezug auf den Standortertrag im fünf-Jahres-Rhythmus mit der einhergehenden Rückforderung bzw. Nacherstattung der Vergütung umgegangen werden kann. Dies erfordert vor allem dann eine sorgfältige Regelung, wenn durch alternative Finanzierungsmodelle (z.B. Bürgerbeteiligungen) Mehrertragsbeteiligungen ausgeschüttet werden sollen, die unter Umständen nach der Bewertung nach 5 Jahren wieder zurück zu erstatten sind.
Fehler bei der Gebotsabgabe vermeiden
„Um als Projektentwickler weiterhin erfolgreich am Markt zu bleiben und wirtschaftliche Gebotspreise bieten zu können, müssen neben der gesamthaften und dynamischen Beachtung der beschriebenen Wirkungen aller Projektparameter außerdem die internen Prozesse so effizient wie möglich ausgestaltet werden und die Finanzierung zu einem möglichst frühen Zeitpunkt gesichert werden“, erklärt Schmidt. „Schlussendlich muss dann auch noch die Gebotsabgabe fehlerfrei bei der Bundesnetzagentur erfolgen.“ Der Vergleich mit der ersten PV-Auktion zeigt eine Ausschlussquote von Geboten über alle Ursachen hinweg von 22 Prozent.
