Unternehmertag 2016

Workshop 3: Wie begegne ich den neuen Herausforderungen des Ausschreibungsmodells im EEG 2016?

EEG 2016: Onshore-Windenergie

Analyse und Bewertung

HSH NORDBANK AG

Dr. Jörg Böttcher Februar 2016

EEG 2016

Ausschreibungen – Allgemeine Grundsätze

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 später).

4. Die Ausschreibungsrunden werden von der Bundesnetzagentur acht

Wochen im Voraus angekündigt.

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EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Ausschreibungen – Grundsätze für Onshore-Wind

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)).

4. Zum Ausbaukorridor für Onshore-Windenergie findet sich Folgendes:

1. Grundsätzlich soll eine Netto-Steigerung von Onshore-Anlagen um bis zu 2.500 MW pro Jahr (§ 4 (1)) erreicht werden, wobei

2. das Onshore-Ausschreibungsvolumen aber nur eine Residualgröße des übrigen Ausbaus ist. Damit ist die Planbarkeit des Onshore-Ausbaus deutlich eingeschränkt.

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EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Ausschreibungen / hier: Avalstellung

1. Keine Handelbarkeit der Förderung:

• Der Zuschlag kann nicht auf ein anderes Projekt übertragen werden.

• Ebenso ist ein Übertrag auf einen anderen Bieter nicht möglich.

2. Erstsicherheit wird im Regelfall von Banken gestellt werden1

• 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.

Im Sinne der Akteursvielfalt wäre es wünschenswert, dass ein Zuschlag auch auf andere Projekte bzw. andere Bieter übertragen werden kann.

1) Denkbar ist auch, dass Hersteller die Erstsicherheit stellen.

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EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Preisermittlung

1. 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.

2. Geboten wird auf den anzulegenden Wert eines einstufigen

Referenzertragsmodells (so genannter „100-Prozent-Standort“):

3. 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).

4. Die Förderung eines bezuschlagten Projektes erfolgt dann anhand des

individuellen Referenzertrages.

5. 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 die den tatsächlichen Ertrag der Anlage anzupassen.

Was heißt das?

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EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Preisermittlung

1. Zugrundegelegte Windgeschwindigkeit

Alt versus neu:

Wirkung:

Niedrige Nabenhöhen werden hinsichtlich ihrer Standortgüte angehoben, was zu einer

Verringerung ihrer Förderung führt.

Insgesamt werden Anlagen mit besonders großer Nabenhöhe vom

Regulierungssystem begünstigt.

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100 %-Referenzertragsstandort

Bisherige Definition: 5,5 Meter je Sekunde in einer Höhe von 30 Metern über dem Grund und einem

logarithmischen Höhenprofil

Definition nach EEG2016: 6,66 Meter je Sekunde in einer Höhe von 100 Metern über dem Grund und einem

Höhenprofil, das nach dem Potenzgesetz mit einem Hellmannexponenten a mit einem

Wert von 0, 25 zu ermitteln ist

EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Preisermittlung

2. Einstufiges Referenzertragsmodell

Die bisherige Regelung des EEG sieht innerhalb der 20jährigen EEG-Förderung eine

Differenzierung in zwei Vergütungssätze vor. Die Länge der Laufzeit der erhöhten

Vergütung richtet sich 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:

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EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Preisermittlung

3. Korrekturfaktoren (§ 36 f (1)):

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 dargestellt.

Dabei haben wir einen Ø gewichteten Vergütungssatz nach EEG2014

zugrunde gelegt und diesen mit dem Höchstwert EEG2016 verglichen.

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Referenzwert des

Standortes 70% 80% 90% 100% 110% 120% 130% 140% 150%

Gesetzliche

Korrekturfaktoren 1,29 1,16 1,07 1 0,94 0,89 0,85 0,81 0,79

Höchstwert in Cent/kWh 9,03 8,12 7,49 7,00 6,58 6,23 5,95 5,67 5,53

EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Preisermittlung

3. Korrekturfaktoren – Konsequenzen

Die gesamte Förderhöhe geht zurück. 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.

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EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Preisermittlung

4. Überprüfung der anzulegenden Werte

Referentenentwurf: Die anzulegenden Werte werden nach fünf, zehn und

fünfzehn Jahren anhand des tatsächlichen Ertrags in den fünf

vorhergehenden Jahren angepasst (§ 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 eines 90%-Referenzstandortes beispielhaft dargestellt.

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EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Preisermittlung

4. Überprüfung der anzulegenden Werte

Zunächst erhält das Vorhaben 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 7,81 Cent/kWh.

Diese Anpassung wiederholt sich

alle fünf Jahre. Konsequenz:

• Es ergibt sich eine

Einnahmenstabilisierung im

Vergleich zum EEG 2014.

• Das Windrisiko wird zum großen

Teil auf die Endverbraucher

überwälzt.

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EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Beurteilung aus Bankensicht

1. Grundsätzlich lässt das Prozessergebnis – die fixierte Förderhöhe eines

Projektes über 20 Jahre – nach wie vor eine Projektfinanzierung zu. Es

ergibt sich sogar ein stabilisierender Effekt durch die neue Methodik der

Anpassung der Förderhöhe.

2. Andererseits drohen gewisse Konzentrationstendenzen:

1. 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%).

2. 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.

3. 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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EEG 2016 – Onshore-Windenergie

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

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