Mittwoch, 10. Februar 2016

EEG 2016 – Auswirkungen auf Onshore-Windenergie

● Dr. Jörg Böttcher, Senior Credit Analyst, Hamburg ● 

Dr. Jörg Böttcher
Ab 2017 wird die Höhe der Förderung für die Mehrheit des EE-Stroms über Ausschreibungen ermittelt werden, wobei mittlerweile auch die Details des neuen Fördersystems bekannt sind. Klar ist, dass der Förderumfang insbesondere für Onshore-Windenergie-Projekte deutlich eingeschränkt wird. Klar ist aber auch, dass sich neue Marktchancen ergeben, weil das Vergütungssystem eine Stabilisierung der Cashflows vorsieht. Zusammengefasst: Onshore-Windenergieprojekte erhalten eine geringere Gesamtvergütung, diese aber ziemlich sicher.

Im Folgenden stellen wir zunächst die allgemeinen und spezifischen Ausschreibungsgrundsätze für Onshore-Windenergie dar, bevor wir auf die anfängliche und spätere Preisermittlung eingehen. 

Die Allgemeinen Ausschreibungsgrundsätze für Erneuerbare Energien lassen sich wie folgt zusammenfassen: 
  1. Ausschreibungen sind ab 2017 für große PV-Anlagen, WEAs an Land und auf See vorgesehen. Ausgenommen von der Ausschreibungspflicht sind Anlagen mit einer installierten Leistung bis 1 MW – hier wird die Förderhöhe weiter gesetzlich bestimmt.
  2. Ausschreibungsgegenstand ist die „gleitende Marktprämie“, die sich aus dem an der Börse gezahlten Strompreis und der Marktprämie zusammensetzt. Der Strom soll direkt vermarktet werden, so dass der Anlagenbetreiber weitere Einnahmen generieren kann.
  3. Jedes bezuschlagte Gebot erhält den Preis, den es in seinem Gebot abgegeben hat (pay as bid). Begrenzt werden soll der Preis durch einen vorher festgelegten Höchstpreis (dazu weiter unten).
  4. Die Ausschreibungsrunden werden von der Bundesnetzagentur acht Wochen im Voraus angekündigt.
Mit Blick auf Onshore-Windenergie werden diese Grundsätze weiter präzisiert: 
  1. Das BMWi plant, so genannte „späte Ausschreibungen“ für Onshore-WEAs durchzuführen: d.h., es dürfen nur Anlagen teilnehmen, die über eine BImSchG verfügen (§ 36 (1)).
  2. Die Erstsicherheit beträgt 30 T€ pro 1 MW und ist damit in einer Größenordnung, dass regelmäßig Banken für die Stellung von Avalen angefragt werden (§ 36a, dazu gleich).
  3. Die bezuschlagten Anlagen müssen innerhalb von 30 Monaten nach der öffentlichen Bekanntgabe des Zuschlags in Betrieb genommen sein (§ 36d (1)). Die Förderung ist nicht handelbar: Der Zuschlag kann weder auf ein anderes Projekt, noch einen anderen Bieter übertragen werden.
  4. Zum Ausbaukorridor für Onshore-Windenergie findet sich Folgendes:
Grundsätzlich soll eine Netto-Steigerung von Onshore-Anlagen um bis zu 2.500 MW pro Jahr (§ 4 (1)) erreicht werden, wobei
das Onshore-Ausschreibungsvolumen aber nur eine Residualgröße des übrigen Ausbaus ist. Damit ist die Planbarkeit des Onshore-Ausbaus deutlich eingeschränkt. 
Im Einzelnen sind damit folgende Aspekte zu beachten: 

Avalstellung
Die Erstsicherheit wird im Regelfall von Banken gestellt werden (denkbar ist auch, dass Hersteller die Erstsicherheit stellen) 
Damit ergeben sich Bonitätsanforderungen an den Projektierer, da die Banken ein Verlustrisiko übernehmen und dies abzusichern ist.
Ohne ausreichende Eigenbonität bliebe dann nur noch die Möglichkeit der Barhinterlegung bei der Bundesnetzagentur. 
Preisermittlung
Auf 100 Metern Höhe wird eine Windgeschwindigkeit von 6,66 m/s zugrunde gelegt (Wert nach Referentenentwurf), wobei die Zunahme der Windgeschwindigkeit mit steigender Anlagenhöhe anhand des sogenannten Potenzgesetzes definiert wird.  
Geboten wird auf den anzulegenden Wert eines einstufigen Referenzertragsmodells (so genannter „100-Prozent-Standort“). 
Mit Hilfe von gesetzlich vorgegebenen Korrekturfaktoren wird der tatsächlich erwartete Referenzertrag in einer Spanne zwischen 70 und 150 Prozent in einen Referenzertrag eines 100-Prozent-Standortes umgerechnet (dies beschreibt den jeweiligen Höchstwert der Förderung).  
Die Förderung eines bezuschlagten Projektes erfolgt dann anhand des individuellen Referenzertrages. 
Der durch die Ausschreibungen ermittelte Preis (pay-as-bid) gilt dann für 20 Jahre. Allerdings werden die anzulegenden Werte alle fünf Jahre angepasst, um die Förderung an den tatsächlichen Ertrag der Anlage anzupassen. 
Was bedeutet das?

Einstufiges Referenzertragsmodell - Die bisherige Regelung des EEG sieht innerhalb der 20jährigen EEG-Förderung eine Differenzierung in zwei Vergütungssätze vor. Dabei richtet sich die Länge der Laufzeit der erhöhten Vergütung nach der Windhöffigkeit des betreffenden Standortes (dem Referenzwert). Die zukünftige Regelung unterscheidet hier nicht mehr: Es gibt für 20 Jahre einen Vergütungssatz. Das bedeutet z.B. für einen 90%-Referenzstandort folgenden Verlauf der Vergütung: 

Korrekturfaktoren (§ 36 f (1)) – Darstellung und Konsequenzen

Die Gebote sind auf Basis eines 100%-Standortes abzugeben – für diesen besteht der Höchstpreis von 7,0 Cent/kWh. Der tatsächlich erwartete Referenzertrag wird anhand der folgenden Tabelle umgerechnet (so genannte Stützwerte), der damit auch jeweils die Höchstgrenze für unterschiedliche Standortqualitäten festlegt. 


Im Folgenden haben wir einmal die Konsequenzen aus der EEG2014-Regelung und dem Referentenentwurf zum EEG 2016 dargestellt. Dabei haben wir einen durchschnittlichen, gewichteten Vergütungssatz nach EEG2014 zugrunde gelegt und diesen mit dem Höchstwert EEG2016 verglichen.



Ergebnis: Die gesamte Förderhöhe geht zurück, was sich an der Rechtsverschiebung der Kurve erkennen lässt. Dabei sind die Einbußen bei sehr guten und bei sehr schlechten Standorten am geringsten. Die Einbußen bei dem Gros der deutschen Projekte sind am stärksten (80%-Standort: ./. 9,3%, 85%-Standort: ./. 8,8 % der Gesamteinnahmen). Hinzu kommt: 

Durch das Bietungsverfahren (pay-as-bid) wird das jeweilige Projekt einen Vergütungssatz unterhalb des Höchstsatzes bekommen.

Der barwertige Effekt des Zahlungsanfalls ist hier noch nicht berücksichtigt. Dies führt in einer barwertigen Betrachtung zu einem weiteren Rückgang von ca. 3 % der Gesamteinnahmen.

Überprüfung der anzulegenden Werte

Der Referentenentwurf sieht vor, dass die anzulegenden Werte nach fünf, zehn und fünfzehn Jahren anhand des tatsächlichen Ertrags in den fünf vorhergehenden Jahren angepasst werden (§ 36 f (2)).

Zentral ist folgende Regelung: „Zu viel oder zu wenig geleistete Zahlungen [..] müssen erstattet werden, wenn der tatsächliche Ertrag mehr als 1 Prozent von dem zuletzt berechneten Referenzertrag abweicht.

Dabei müsste noch geklärt werden, was gemeint ist: Erfolgt die „Erstattung“ über die Anpassung der anzulegenden Werte in den nächsten fünf Jahren? Im Folgenden haben wir das einmal unterstellt und den Verlauf des 90%-Referenzstandortes beispielhaft dargestellt.

Zunächst erhält das Vorhaben für fünf Jahre (bestenfalls) den Zuschlagswert von 7,49 Cent/kWh. Im Beispiel sinkt der Referenzertrag in den ersten 5 Jahren auf knapp 85 % - der neue Vergütungssatz (Jahre 6-10) liegt dann bei 8,56 Cent/kWh. Diese Anpassung wiederholt sich alle fünf Jahre. 


Konsequenzen: Es ergibt sich eine hohe Einnahmenstabilität in der Gesamtbetrachtung auf Basis der anfänglichen Planung.

Das Windrisiko wird auf die Endverbraucher überwälzt. Bislang war dies ein Risiko, dass die Investoren und Banken gleichermaßen getragen haben.





Zusammenfassende Wertung für den Bereich Onshore-Windenergie

Grundsätzlich lässt das Prozessergebnis – die fixierte Förderhöhe eines Projektes über 20 Jahre – nach wie vor eine Projektfinanzierung zu. Es ergeben sich sogar stabilisierende Effekte durch die neue Methodik der Anpassung der Förderhöhe. 

Andererseits drohen gewisse Konzentrationstendenzen: 
Vorhaben an durchschnittlichen Standorten müssen mit deutlichen Einnahmeneinbußen zurechtkommen, die sich aufgrund der individuellen Bestimmung der Förderhöhe nicht vollständig quantifizieren lassen. Hier sollte der Gesetzgeber über eine Anpassung der Korrekturfaktoren im Bereich zwischen 80 und 90 %-Referenzertrag nachdenken (Vorschlag: 1,22 bei 80% und 1,12 bei 90%).
Der Prozessverlauf (bekommt mein Vorhaben den Zuschlag?) ist unsicher. Banken werden sich auf solche Vorhaben konzentrieren, die ein gewisses Erfolgspotential aufweisen und damit eher auf etablierte Entwickler setzen, die Erfahrung bei Bietungsverfahren haben. Die Akteursvielfalt könnte damit eingeschränkt werden. Andererseits wird es Dienstleister geben, die den Bietungsprozess begleiten.
Die geforderte Avalstellung setzt eine Eigenbonität des Entwicklers voraus. Wünschenswert wäre, dass erteilte Zuschläge auch auf andere Projekte, idealerweise auch auf andere Bieter übertragen werden können.

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