Dipl.-Ing. Klaus-Peter LehmannLeiter Projektentwicklung

Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KGHamburg, 18. Juni 2014

Auswirkungen der EEG -Novelle 2014aus Sicht eines Projektentwicklers

(am Beispiel der Onshore Windenergie)

Überblick

1. Thüga Netzwerk

2. Thüga Erneuerbare Energien (THEE)

3. THEE Gesellschafter

4. Fristen: Bestand & Schutz

5. Repowering: Bonus & Malus

6. Deckel: Atmung & Degression

7. EEG: Wegfall & Ausfall

8. Vergütung: Höhe & Dauer

9. Zukunft: Aus & Schreibung

X. Quo Vadis EEG?

Einblick

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Ausblick

Einblick

Mit rund 100 Stadtwerken ist die Thüga-Gruppe das größte Netzwerk kommunaler Energie- und Wasserdienstleister in Deutschland.Grundsätzlich halten Städte und Gemeinden die Mehrheit an den Unternehmen.

Thüga Netzwerk

GESELLSCHAFTERGESELLSCHAFTER

NETZWERKNETZWERK

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Thüga Erneuerbare Energien (THEE)

SW 1 SW 2 SW 3 SW 4 SW 5 SW 6 SW...

Projekt 1 Projekt 2 Projekt 3 Projekt 4

Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG

ErläuterungenErläuterungenThüga-Beteiligungen

� Ende 2010 wurde die THEE als Investitionsplattform der Thüga-Gruppe für EE-Projekte gegründet

� Bislang sind 46 Thüga-Partner als Gesellschafter beigetreten

� Der Investitions-Fokus liegt auf Onshore-Windparks in Deutschland

� Das Windpark-Portfolio der THEE umfasst mehr als 100 WEA mit einer Gesamtleistung über 200 MW

� EE-Portfolio mit einem Gesamtwert über 1 Mrd. EUR bis 2020 geplant

� Ende 2010 wurde die THEE als Investitionsplattform der Thüga-Gruppe für EE-Projekte gegründet

� Bislang sind 46 Thüga-Partner als Gesellschafter beigetreten

� Der Investitions-Fokus liegt auf Onshore-Windparks in Deutschland

� Das Windpark-Portfolio der THEE umfasst mehr als 100 WEA mit einer Gesamtleistung über 200 MW

� EE-Portfolio mit einem Gesamtwert über 1 Mrd. EUR bis 2020 geplant

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THEE Gesellschafter33

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Fristen: Bestand & Schutz44

• FAKTENCHECK:

o EEG 2014 tritt plangemäß am 01.08.2014 in Kraft

o „Bestandsschutz“ greift bei Genehmigung vor 23.01.2014 ,dann gilt das EEG 2012 bei Inbetriebnahme bis 31.12.2014

• FRAGESTELLUNGEN:

o Wird diese kurze Frist den Vorlaufzeiten der Projektentwicklung im Windenergiesektorsowie den Lieferzeiten für WEA oder Umspannwerke gerecht?

o Bestandschutz auch bei Änderungen der Genehmigung nach dem 22.01.2014?Beispiele:- Verschiebung von Standorten- Änderungen des WEA-Typs auf gleichen Koordinaten- Anpassungen bei den Ausgleichs- oder Ersatzmaßnahmen- Aktualisierung von Betriebsauflagen (z.B. nach Dreifachvermessung der Schallpegel)

Repowering: Bonus & Malus55

• FAKTENCHECK:

o EEG 2014 tritt plangemäß am 01.08.2014 in Kraft

o Damit entfällt der Anspruch auf Repowering-Bonus vollständig

• FRAGESTELLUNGEN:

o Wird diese kurze Übergangsfrist dem jungen Repowering-Markt , der Dauer von Repowering-Maßnahmen, sowie den langfristigen Vereinbarungen zwischen Alt- und Neuanlagenbetreibern gerecht?

o Wodurch kann insbesondere bei ertragsschwachen Projekten der Wegfall des Repowering-Bonus in Höhe von 0,49 Ct/kWh (2014) kompensiert werden?Anders gefragt: wird der Bonus zum Malus?

o Führt die Streichung des Repowering-Bonus damit zum eigentlich nicht gewolltenWeiterbetrieb alter Einzelanlagen?

Deckel: Atmung & Degression66

• FAKTENCHECK:

o Die angestrebte Zubaurate beträgt 2,5 GW (netto) pro Jahr

o Die Degression beträgt dann 0,4% pro Quartal (effektiv 1,59% p.a.)

o Der „atmende Deckel “ greift ober- bzw. unterhalb der Grenze von 2,6 bzw. 2,4 GW, die Degression wird entsprechend quartalsweise angepasst (0% bei < 1,8 GW)

• FRAGESTELLUNGEN:

o Welcher Bezugszeitraum / Starttermin der Degression wird angesetzt?EEG-Novelle: Bezugszeitraum 01.08.2014 bis 30.07.2015 / Degression ab 01.01.2016BWE-Vorschlag: Bezugszeitraum 01.01.2015 bis 31.12.2015 / Degression ab 01.01.2017

o Wie kann den Tarifunsicherheiten aufgrund der langen Planungs- und Bauzeiten sowie der quartalsweisen Anpassung wirkungsvoll begegnet werden?

o Wird ein „Mixtarif “ aufgrund quartalsübergreifend errichteter Windparks zum Standard?

EEG: Wegfall & Ausfall77

• FAKTENCHECK:

o Kompensationsregelungen bei Netzabschaltung im EEG 2014 nicht mehr enthalten

o Kompensationsverpflichtung soll im EnWG geregelt werden, aber nur bis 95%

o Bei Ausfall des Direktvermarkters werden nur 80% angesetzt („Ausfallvergütung “)

• FRAGESTELLUNGEN:

o Bei kritischen Netzverknüpfungspunkten bedeutet dies faktisch eine weitere Ertragsminderung um 5% - wird dies zudem den Netzausbau weiter verzögern?

o Werden Investoren & Banken generell 5% für nichtkompensierte Netzabschaltungen bei ihren Berechnungen in Abzug bringen?

o Werden Investoren & Banken überdies weitere Abzüge aufgrund des „Ausfallrisikos “des Direktvermarkters vornehmen?

Vergütung: Höhe & Dauer88

Zukunft: Aus & Schreibung99

• FAKTENCHECK:

o Ab 2017 soll die Vergütungshöhe durch Ausschreibungen ermittelt werden

• FRAGESTELLUNGEN:

o Sind PV-Freiflächenprojekte überhaupt als „Blaupause “ für Windparks geeignet?

o Wer schreibt aus, wie und was wird eigentlich ausgeschrieben? Wann finden die Ausschreibungen statt? Kann es bei Verzögerungen zu einer „Förderlücke “ kommen?

o Werden alle Windparks ausgeschrieben, oder nur einzelne Windparks zur Findung des Vergütungsniveaus „verprobt“, gilt ansonsten das EEG weiter?

o Wird national oder regional (Bundesland, Regionalplangebiet o.ä.) ausgeschrieben?

o Führen Ausschreibungen eigentlich zu niedrigeren oder höheren Vergütungen?

o Sind Ausschreibungen überhaupt erforderlich, wenn das Vergütungsniveau des EEG 2014 den gewollten Ausbau von etwa 2,5 GW im Jahr 2016 ermöglicht?

Ausblick

Quo Vadis EEG?XX

GAU – Größter Anzunehmender Unfall:

Anfangsvergütung von 8,9 Ct/kWh für nur wenige Jahre und …

• kein Repowering-Bonus

• minus Degression

• minus 0,4 Ct/kWh Vermarktungsaufwand

• minus 5% Netzabschaltung

• minus 20% Ausfallvergütung

• minus steigende Planungskosten (Gutachten, BImSchG-Gebühren etc.)

• minus steigende Pachten und Rückbaubürgschaften

• minus erhöhte Eigenkapitalquoten und FK-Zinsen

• minus erhöhte Renditeanforderungen der Investoren

Quo Vadis EEG?XX

KAU – Kleinster Antizipierbarer Unterschied:

• Nachbesserungen bei der EEG-Novelle (vgl. BWE-Stellungnahme 26.05.2014)

• Durchdachtes Gesamtkonzept zur Ausschreibung oder noch besser

• Fortführung des EEG über 2017 hinaus und - Reduzierung der Befreiungstatbestände von der EEG-Umlage- Anhebung Börsenpreis für Graustrom

z.B. durch schadensgerechte CO2-Abgabe, „Atommüllgebühr“mit der Perspektive marktgängiger Gestehungskosten für Onshore-Wind

Der KAU unterstellt hierbei die folgende energiepolitische Erkenntnis:

„Nicht das EEG ist der Kern des Problems, sondern dieunter Marktniveau gefallenen Börsenstrompreise “