Seit Anfang Mai 2015 liegt eine aktualisierte Studie [1] des Bundesverbandes Windenergie (BWE Finanziererbeirat) über die mögliche zukünftige Entwicklung negativer Preise vor. Obwohl diese Studie ähnlich wie die ursprüngliche Studie vom November 2014 [2] eine große Häufigkeit negativer Preise – die Bandbreite der Ergebnisse für 2040 reicht von 1.140 bis 1.600 Stunden in Bezug auf die Sechs-Stunden-Blöcke – und damit schmerzhafte Erlösverluste für die Windbranche vorhersagt, ist die Resonanz im Windmarkt vergleichsweise gering. Kein Aufschrei angesichts der sich aus diesen Prognosen ergebenden Erlösverluste in einer Größenordnung von 50 Prozent im Ausblick bis 2040!
Warum ist das so? Sind die Konsequenzen aus dem §24 des EEG 2014 bei den Marktakteuren noch nicht angekommen? Sind Sechs-Stunden-Regel und der damit verbundene Erlösausfall noch unbekannt? Oder wird das in der BWE-Studie steckende Drohpotenzial einfach ignoriert – zum Beispiel, so eine These, weil es kalkuliert auf der Basis der BWE-Studie eigentlich prohibitiv hoch ist und es den Markt damit lähmen würde?
Für eine fundierte Bewertung des Sachverhalts sind die folgenden Fragen ausschlaggebend:
- Ist die prognostizierte Anzahl der negativen Preise aus der oben genannten Studie plausibel? So gibt es durchaus belastbare Stimmen, die auf Basis energiewirtschaftlich Auswertungen eine deutlich entschärfte Entwicklung negativer Preise erwarten.
- Wie können/müssten Projektentwickler, -verkäufer und -käufer bei der Projektbewertung mit dem Risiko des §24 umgehen? Gibt es Alternativen zur BWE-Studie?
Hintergrund des §24 EEG
Gemäß §24 EEG und in Verbindung mit dem die sogenannte Verklammerung von Windenergieanlagen regelnden §32 muss für die überwiegende Zahl von Windprojekten mit Inbetriebnahme ab 1.1.2016 davon ausgegangen werden, dass sie keine Marktprämie in den Zeiten erhalten, an denen bei einem Überangebot an Erzeugung die Strompreise an der Strombörse EPEX zu 6 Stunden oder länger in einem zeitlich zusammenhängenden Block negativ sind. Defacto bedeutet dieser zeitweise Stopp der Marktprämienauszahlung einen Erlösausfall. Dass das Drohpotenzial des §24 generell real ist, zeigt ein Blick in die kurzfristige Historie der Strompreise: 2014 addierten sich die mindestens sechs Stunden dauernden Phasen mit ununterbrochen negativen Börsenstrompreisen auf ein Zeitvolumen von 37 Stunden, die dann von der Sechs-Stunden-Regelung betroffen gewesen wären. Im ersten Halbjahr 2015 fielen bereits 43 Stunden unter die Kriterien des §24.
Unterstellt man (vereinfacht) für eine typische Drei-Megawatt-Windenergieanlage in diesen Stunden Nennleistungsbetrieb, so sind damit auf historischer Basis gerechnet Verluste von rund zwei Prozent der Jahreserlöse verbunden. Geht man weiterhin von einer Entwicklung gemäß der vom BWE beauftragten Studie [1/2] aus, so hätten Windenergieanlagen-Betreiber mit bis auf circa 50 Prozent ihrer Jahreserlöse im Jahr 2040 jährlich ansteigenden Verlusten zu rechnen.
Auswirkungen auf die Finanzierung und Positionierung der Banken
Laut mündlicher Aussagen finanzierender Banken dürften sich vor dem Hintergrund des §24 und der oben genannten BWE-Studien die Finanzierungslaufzeiten für Windprojekte verkürzen, die DSCR-Kriterien gegen Finanzierungsende erhöhen und insgesamt damit die Eigenkapitalanforderungen steigen. Auf Bankenseite wird auf diese Weise versucht, mit dem vermuteten Drohpotenzial des §24 für die Kreditgeberseite möglichst risikoarm umzugehen. Jedoch gehen diese Änderungen zu Lasten der Eigenkapitalgeber.
Dilemma bei der Projektbewertung
Sollten die Ergebnisse der vorgestellten §24-Studie tatsächlich auf Käuferseite für die Projektbewertung herangezogen werden, so dürften Projektanbieter und -käufer momentan kaum zusammenfinden; jedenfalls nicht auf Basis der erwarteten Transaktionserlöse und auf Basis der Kostenstruktur vieler Projekte mit Inbetriebnahme im Jahr 2016.
Die Kaufpreise müssten bei Ansatz der Erlösabschläge aus der §24-Studie drastisch reduziert werden. Bei dem aktuellen Verkäufermarkt ist das jedoch nicht zu erkennen, da einerseits – verständlicherweise – durch die Anbieterseite nicht aktiv auf das Bewertungsproblem hingewiesen wird und andererseits Investoren im Wettbewerb untereinander stehen und teilweise die Effekte des §24 deutlich geringer bewerten, als es die Studie nahelegt.
Aber genau hier gibt es auf beiden Seiten im Transaktionsprozess ein Kommunikations- und Akzeptanzproblem: Welche Größenordnung von Erlösverlusten ist angemessen, welche überzogen, welche zu niedrig? Basierend auf welcher Prognose lässt sich eine gemeinsam akzeptierte Bewertungsgrundlage finden? Wie sieht basierend auf einer möglichen allgemeinen Studie dann noch ergänzend die individuelle Projektbewertung aus? Werden die negativen Strompreisstunden (Sechs-Stunden-Blöcke) mit komplettem oder nur anteiligem Erlösausfall bewertet?
Umgang mit der unklaren Faktenlage
Durch die unklare Faktenlage werden an dieser Stelle zwei Diskussionspunkte relevant:
1.) Erstens gibt es auf beiden Seiten für die Projekttransaktion Bedarf an einer energiewirtschaftlich fundierten Analyse, die zu einer realistischen Einschätzung der zukünftigen Häufigkeit negativer Strompreisstunden kommt und eine von beiden Seiten akzeptierte Bemessungsgrundlage im Rahmen der Projektbewertung darstellt.
2.) In einem zweiten Schritt ist anhand von Marktwertanalysen – Zeitreihenanalysen aus standortspezifischer Winderzeugung und Strompreisen – eine projektbezogene Bewertung der zu erwartenden Erlösverluste notwendig, um nicht mit der konservativen 100-Prozent-Abschlagspauschale zu operieren. Diese geht vom größtmöglichen Erlösabschlag aus, so als würde die Windenergieanlage im Moment der Sechs-Stunden-Phase in Volllast erzeugen. Doch wie viel durch §24 vom Erlös wirklich abzuziehen wäre, dies ist typischerweise Untersuchungsgegenstand eines Erlösgutachtens – das von projektspezifischen Erzeugungsgängen ausgeht.
Simulationsberechnungen zeigen deutlich geringeres Drohpotenzial
Unsere internen Strommarktsimulationen unter Berücksichtigung verschiedener Flexibilitätsoptionen zeigen eine deutlich geringere Anzahl an negativen Sechs-Stunden-Blöcken in der weiteren Entwicklung als in den oben genannten Studien des BWE. Zu den Flexibilitätsoptionen gehören unter anderem Ausbau der Kuppelkapazitäten, Speicher, Lastflexibilitäten, Flexibilitäten auf der Erzeugungsseite. Im Enervis-Strommarktmodell ergibt sich damit ein Anstieg negativer Strompreise auf einige hundert Stunden bis zum Jahr 2040. Es zeigt sich aber, dass das Auftreten negativer Strompreise sich nicht vollständig vermeiden lässt; Flexibilitätsoptionen leben davon, dass negative Strompreise auftreten und tragen gleichzeitig zu ihrer Begrenzung bei. Hier tritt langfristig ein gewisser Gleichgewichtszustand ein, in dem die Wirtschaftlichkeit der (jeweils neuen) Flexibilitätsoptionen der Anzahl der negativen Preisstunden gegenübersteht.
Für die individuelle Projektbewertung wird aufbauend auf den Strommarktsimulationsberechnungen zusätzlich der Ertragsverlust durch Zeitreihenanalysen abgeschätzt. Es ist letztlich die Frage, ob der Windpark zu den negativen Sechs-Stunden-Blöcken sich im Nennbetrieb befindet oder im Teillastbetrieb oder aufgrund von Betriebsauflagen ohnehin deutlich reduziert läuft oder sogar abgeschaltet ist. Diese Fragen lassen sich nicht mit einer allgemeinen Studie beantworten, sondern nur durch projektspezifische Analysen, also durch ein individuelles Erlösgutachten.
Fazit aus der Bewertungsperspektive
Die Auswirkungen des §24 für die Windbranche können aus unserer Sicht wie folgt zusammengefasst werden:
Eine differenzierte Antwort auf die eingangs aufgeworfenen Bewertungsfragen kann nur auf Basis fundierter energiewirtschaftlicher Analysen gegeben werden. Die Warnung vor Erlösausfällen durch §24 ist kein „Fehlalarm“ – denn es wird zukünftig vermehrt zu negativen Strompreisen kommen. Eine massive und ungebremste Zunahme negativer Preisen ist jedoch aus unserer Sicht ebenso unwahrscheinlich und sollte kritisch hinterfragt werden.
Autoren: Eckhard Kuhnhenne-Krausmann und Nicolai Herrmann (beide enervis, Berlin)
[1] Energy Brainpool für den BWE: Vorstellung aktualisierter Szenarioergebnissen auf dem BWE Praxistag am 5.5.2015 in Berlin.
[2] Energy Brainpool für den BWE: Zukünftige Auswirkungen der Sechs-Stunden-Regelung gemäß §24 EEG 2014, Studie vom 26.11.2014.
