Nach dem Kompromiss von Bund und Ländern bei der EEG-Gesetzesnovelle liegt nun auch der Kabinettsbeschluss zum EEG 2016 vor. Für die Windenergie an Land ergeben sich daraus wichtige Änderungen bei der Vergütung und der möglichen Ausbaumenge sowie deren regionaler Verteilung. Vor allem die Festlegung einer Ausschreibungsmenge von 2.800 MW/Jahr brutto (!) sowie eine zusätzliche 5%-Einmaldegression der Vergütung für Anlagen, die noch nach den Regelungen des „alten“ EEG 2014 in Betrieb gehen werden, sind kurzfristig zu bewerten. Ebenfalls neu ist die Einführung von sogenannten Netzausbaugebieten, in welchen der weitere Zubau von Windenergie gegenüber der Vergangenheit deutlich gedrosselt werden soll.
Feste Brutto-Zubaumenge ab 2017
Die im Vorfeld zur Gesetzesnovelle am häufigsten diskutierte Frage war wohl die nach dem Ausschreibungsvolumen in den ab 2017 stattfindenden Auktionen für Windenergie an Land. Der erste Referentenentwurf enthielt eine „Weltformel“, welche Onshore-Windenergie zum nachrangigen Lückenfüller zur Erreichung der EE-Ziele gemacht hätte. Diese Regelung ist im jetzigen Beschluss gestrichen worden und durch eine feste Ausbau-Obergrenze ersetzt worden. Von Seiten der Windindustrie wurde eine großzügige Zubaumenge von mindestens 2.500 MW/Jahr netto (d.h. ohne die für Repowering / Bestandserhalt notwendigen Kapazitäten) gefordert. Dieser Forderung ist die Politik nicht vollumfänglich nachgekommen. Stattdessen schreibt der Kabinettsentwurf eine Brutto-Zubaumenge von 2.800 MW jährlich fest.
Ab dem Jahr 2020 soll sie auf 2.900 MW jährlich erhöht werden. Diese Brutto-Zubaumenge beinhaltet den Ersatz von außer Betrieb gehenden WEA; nur die Differenz zwischen Ersatz und Ausbaudeckel steht somit für ein reales Kapazitätswachstum aus Onshore-Wind zur Verfügung. Welche Auswirkungen dies auf den Netto-Leistungszubau von Onshore-Wind im Zeitverlauf hätte, verdeutlicht Abbildung 1.
Die Abbildung zeigt: während in den ersten Jahren nach Inkrafttreten des EEG 2016 der größte Teil der bezuschlagten Mengen tatsächlich auf neue Projekte entfällt, nimmt der Anteil der Leistung für den Ersatz von Außerbetriebnahmen (Repowering) am Ausschreibungsvolumen im zeitlichen Verlauf deutlich zu. Zugrunde liegt die Annahme einer durchschnittlichen Betriebsdauer der WEA von 20 Jahren. In der Realität wird die Menge der Stilllegungen bis zum Jahr 2020 voraussichtlich jedoch geringer ausfallen, da erst ab diesem Zeitpunkt Anlagen in größerem Umfang nicht mehr nach dem EEG vergütet werden.
Zu Beginn der 2020er Jahre steigt die zu ersetzende Leistung unter dieser Prämisse dann stark an, was z.B. im Jahr 2023 dazu führt, dass das gesamte vorgesehene Ausschreibungsvolumen zum Ersatz von außer Betrieb gehenden Anlagen verwendet werden müsste. Aus diesem Grund wäre punktuell sogar ein Rückgang der in Deutschland installierten Windkapazitäten zu beobachten. Gleiches gilt für die Jahre 2034/2035, die mit 20-jährigem Zeitversatz auf den starken Windzubau in 2014/2015 folgen.
Dem in Abb. 1 dargestellten Verlauf liegt eine statische Annahme zugrunde, die wahre Lebensdauer von WEA wird selbstverständlich um die hier angenommenen 20 Jahre herum streuen. Dennoch zeigt sich die Problematik eines stark schwankenden Netto-Wachstums der Onshore-Windkapazitäten hieran sehr deutlich. Aus Sicht der Windindustrie (insbesondere der Anlagenhersteller) ist es hingegen in erster Näherung nicht ausschlaggebend, ob die Projektpipeline für Neubau oder Repowering verwendet wird. Wichtiger ist die Frage nach dem absoluten Marktvolumen, also der Ausschreibungsmenge von 2.800 bzw. 2.900 MW/Jahr.
Einmaldegression des anzulegenden Wertes nach EEG 2014
Grundsätzlich haben Projekte, die noch in 2016 eine Genehmigung nach BImSchG erlangen und zwischen dem 1.1.2017 und dem 31.12.2018 in Betrieb gehen, die Wahl zwischen einer Vergütung nach EEG 2014 oder der Teilnahme an der Auktion. Die Entscheidung hierfür muss spätestens zum 01.03.2017 verbindlich getroffen werden. Um jedoch eine möglichst hohe Beteiligung an der ersten Ausschreibung für Windenergie im Mai 2017 zu erreichen, zielt der aktuelle Kabinettsentwurf nun darauf ab, einen Verbleib von Projekten im aktuellen EEG 2014 unattraktiver zu machen. Dies soll durch eine Einmaldegression der Vergütung und eine Verschärfung des sogenannten „atmenden Deckels“ erreicht werden.
Der starke Zubau in den Jahren seit Inkrafttreten des EEG 2014 hat bereits dazu geführt, dass die Anfangsvergütung nach EEG 2014 in den beiden Quartalen in 2016 um den Maximalwert von je 1,2% abgesenkt wurde. Darüber hinaus lassen die aktuellen Zubauzahlen kaum mehr Spielraum für eine Abschwächung dieses Trends erkennen.
Es ist also auch zu den weiteren Degressionsterminen in diesem Jahr eine Absenkung um jeweils 1,2% zu erwarten. Mit der im Kabinettsentwurf des EEG 2016 avisierten zusätzlichen Einmaldegression um fünf Prozent zum 1. Juni 2016 und der neu geschaffenen Möglichkeit von Absenkungen um bis zu 2,4% pro Quartal danach wird die Anfangsvergütung für Projekte in der Übergangsregelung nach EEG 2014 noch einmal deutlich abgesenkt. Dies verdeutlicht Abbildung 2.
Auswirkungen auf die Windindustrie: Wer die Wahl hat, hat die Qual
Für viele Akteure aus der Windindustrie stellt sich nun die Frage, ob bei Erlangung der Genehmigung vor dem 31.12.2016 ein Verbleib im Vergütungssystem nach EEG 2014 oder ein Wechsel in die Ausschreibung die aus wirtschaftlicher Sicht sinnvollere Option darstellt. Wie Abbildung 2 zeigt, müssen die meisten Projekte bei einer Inbetriebnahme im Laufe des Jahres 2018 nach EEG 2014 mit einer Anfangsvergütung von deutlich unter 8 ct/kWh kalkulieren. Viele Standorte könnten durch eine Teilnahme an den Auktionen ab Mai 2017 unter Berücksichtigung des neuen Referenzertragsmodells also möglicherweise eine höhere Vergütung über ihre gesamte Laufzeit erzielen.
Diese Überlegung ergibt sich aus den Korrekturfaktoren des EEG 2016 mit denen ein erfolgreiches Gebot auf den 100% Standort kalibriert wird sowie dem maximalen Gebotspreis von bis zu 7ct/kWh. Die erwartete Vorteilhaftigkeit ist jedoch abhängig von der erwarteten Wettbewerbssituation.
Unterstellt man vereinfacht das Maximalgebot von 7 ct/kWh in der Auktion sowie eine auf 7,5 ct/kWh gesunkene Anfangsvergütung aus dem EEG 2014 bei Inbetriebnahme im 1. Quartal 2018, so ergibt sich der in Abbildung 3 dargestellte Vergleich der mittleren Vergütung in Abhängigkeit von der Standortgüte.
Es zeigt sich, dass gerade Anlagen an windschwachen Binnenstandorten bei einer Teilnahme an den Ausschreibungen von einer höheren mittleren Vergütung profitieren könnten, da sie im neuen einstufigen Referenzertragsmodell mit hohen Korrekturfaktoren „belohnt“ werden. Dies gilt insbesondere, wenn das erwartete Preisniveau der entsprechenden Ausschreibungsrunde(n) als hoch (d.h. nahe am Maximalpreis) eingeschätzt wird.
Aber auch bei Gebotspreisen unterhalb des Maximalwertes ist bis zu einem gewissen Preisniveau eine (abnehmende) Vorteilhaftigkeit gegeben, wie die graue Fläche in Abbildung 3 illustriert. So stellt sich für alle Projekte in der Übergangsregelung die Frage nach dem konkreten Optimierungspotenzial. Für die Bewertung dieses Potenzials und die Entscheidung für ein Vergütungsmodell ist es jedoch unerlässlich, sich eine fundierte Markteinschätzung bezüglich des erwarteten Preisniveaus der ersten Ausschreibungsrunde(n) sowie der erwarteten Degression im EEG 2014 zu erarbeiten. Eine quantitative Marktmodellierung (Auktionsmodell) ist dafür notwendig.
Fazit
Die beiden oben erläuterten Effekte – das gedeckelte Ausschreibungsvolumen und die verschärften Bedingungen für das zweistufige Vergütungsmodell nach EEG 2014 – führen dazu, dass Planer, Investoren und Finanzierer von Windprojekten sich vermehrt Gedanken über den Gebotspreis in den Auktionen machen müssen und vor einer wichtigen Wahl bzgl. der Übergangsregelung (EEG 2014 vs. EEG 2016) stehen. Auf der einen Seite muss der Gebotspreis ausreichend niedrig gewählt werden, um einen Zuschlag zu erhalten. Auf der anderen Seite kann ein optimaler Gebotspreis den Vorteil gegenüber einer Vergütung nach dem EEG 2014 für Projekte in der Übergangsregelung maximieren.
Autor: Nicolai Hermann, enervis energy advisors GmbH
