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Neben der schon bekannten grundsätzlichen Umstellung auf ein Ausschreibungsmodell, werden mit der Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes 2016 (EEG 2016) weitere grundlegende Gesetzesbestimmung geändert. So erfolgt eine Umstellung von dem bisherigen zweistufigen Vergütungssystem auf ein einstufiges Vergütungssystem. Zusätzlich wird die Definition des sog. Referenzstandortes den aktuellen Erkenntnissen angepasst. Für sich in Entwicklung befindliche Windprojekte existieren weiterhin die Übergangsregelungen des EEG 2014. Projekteigentümer, die diese Möglichkeiten nutzen wollen, sollten auf die sich (noch) bietenden Gestaltungsmöglichkeiten sowie Fallstricke im Genehmigungsverfahren achten.
Seit dem EEG 2000 existiert der Begriff des Referenzstandortes. Dieser definiert einen fiktiven Windstandort in Deutschland mit einer bestimmten Verteilung der Jahreswindgeschwindigkeit sowie einem entsprechenden Verteilungsprofil der mittleren Jahreswindgeschwindigkeiten über verschiedene Nabenhöhen.
Bei Vergleichen von realen (gemessenen) Windprofilen mit dem definierten Windprofil des Referenzstandortes hat sich gezeigt, dass es signifikante Abweichungen gerade im Bereich von hohen Nabenhöhen gibt. Das derzeitig verwendete logarithmische Höhenprofil unterschätzt ab einer gewissen Höhe (ca. 60 bis 100 m) die Zunahme der Windgeschwindigkeiten mit der Nabenhöhe. Da im Jahr 2015 der deutschlandweite Durchschnitt der Nabenhöhen bei ca. 120 m für Neubauprojekte lag, wurde eine Neudefinition des Windprofils branchenweit angestrebt.
Abbildung 1: Definition des Referenzstandortes nach EEG 2014 & 20161
In unserem Beispiel einer Messung (rote Punkte) an einem ca. 80-Prozent-Windstandort (bisherige Definition) zeigt sich, dass die neue Definition des Referenzwindstandortes durch das BMWi (dunkelgrüne Linie) die Windgeschwindigkeiten über verschiedene Nabenhöhen besser als die bisherige Definition (hellgrüne Linie) approximiert.
Mit der neuen Definition des Referenzstandortes werden die neu zu berechnenden anlagenspezifischen Referenzerträge im Vergleich zur bisherigen Definition für Nabenhöhen kleiner 135 m niedriger und für Nabenhöhen größer 135 m höher ausfallen. Der Referenzertrag ist definiert als derjenige Energieertrag, welcher von einer Windenergieanlage am 100-Prozent-Referenzstandort erzielt wird. Da der Referenzertrag den „Benchmark” im Sinne des EEG darstellt, werden im Gegenzug die Standortqualitäten (als Prozentzahlen im Verhältnis zum Referenzstandort) höher bzw. niedriger ausfallen. So könnte beispielsweise ein 70-Prozent-Standort nach alter Definition nach den Vorschlägen des neuen EEG 2016 ein 75-Prozent-Standort sein (Wert nur beispielhaft, je nach Nabenhöhe (im Beispiel 92 m) und Anlagentyp unterschiedlich). Faktisch bedeutet dies jedoch nicht, dass der Standort „besser oder schlechter” geworden ist. Die abweichende Prozentzahl ist rein auf die neue Definition des Referenzstandortes zurückzuführen. Hier ist zukünftig auf die genaue Definition zu achten, da gerade während der Übergangsregelung des EEG 2014 in den Jahren 2016 bis 2018 beide Definitionen des Referenzstandortes nebeneinander verwendet werden.
In der aktuellen Novelle ist vorgesehen, anstelle der bisherigen zweistufigen Vergütungsregelung – bestehend aus Grund- & Anfangswert – auf ein einstufiges Vergütungsverfahren im Rahmen des Ausschreibungsprozesses umzustellen.
Im bisherigen Modell erhält ein Windpark für mindestens fünf Jahre den (höheren) Anfangswert (derzeit 8,90 ct/kWh). [Hinweis: Die bilateralen Vertragsmöglichkeiten im Rahmen der verpflichtenden Direktvermarktung werden hier zur Vereinfachung außen vor gelassen]. Je nach tatsächlicher Standortqualität wird dieser Bezugszeitraum projektspezifisch nach den Regelungen des EEG 2014 (Referenzertragsmodell) verlängert. Eine Einstufung erfolgt nach fünf Betriebsjahren aufbauend auf Betriebsdaten. Im Anschluss fällt für den restlichen EEG-Bezugszeitraum (max. 20 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr) die Vergütung auf den Grundwert (derzeit 4,95 ct/kWh).
Das Eckpunktepapier zum EEG 2016 sieht nur eine Vergütungsstufe vor. Zur Vergleichbarkeit der Angebote erfolgt die Angebotsabgabe für alle Bieter für den 100-Prozent-Referenzstandort. Anhand dieser Gebotspreise (ct/kWh) erfolgt die Auswahl der günstigsten Bieter. Um auch windschwächeren Standorten einen wirtschaftlichen Betrieb zu gewähren, erfolgt durch Korrekturfaktoren eine Anpassung der Vergütungssätze je nach Standortqualität. Die Abbildung 2 zeigt den aktuellen Vorschlag des BMWi. So würde beispielsweise bei einem 70-Prozent-Standort ein Zuschlagspreis von 6,8 ct/kWh mit einem Faktor von 1,29 auf eine Vergütung von 8,77 ct/kWh korrigiert werden.
Abbildung 2: Korrekturfaktoren zur Anpassung der Vergütung2
Der projektspezifische Vergütungssatz ist vor Inbetriebnahme durch ein Gutachten zu bestimmen und wird anschließend nach fünf, zehn und 15 Jahren jeweils überprüft. Wie diese Überprüfung ablaufen soll und welche Auswirkungen dies auf die Wirtschaftlichkeit eines Windprojektes haben kann, ist noch offen.
Preislich wird die Auktion am Anfang durch einen Höchstwert von 7,0 ct/kWh für den 100-Prozent-Standort gedeckelt werden. Dieser „Deckel“ soll einer jährlichen Degression von 1,0 Prozent unterliegen. Die Bundesnetzagentur kann jedoch den Höchstwert in einem gewissen Rahmen situativ anpassen.
In Übereinstimmung zu den Regelungen des EEG 2014 sieht das Eckpunktepapier zum EEG 2016 Übergangsregelungen für bereits begonnene Projekte vor, um den mehrjährigen Projektentwicklungszeiträumen bei Windenergieprojekten Rechnung zu tragen. Für die Windenergie an Land gelten für bereits begonnene Projekte weiterhin die Vergütungsregelungen des EEG 2014 (System der geförderten Direktvermarktung), wenn sie
Projektentwickler, die nicht an Ausschreibungen teilnehmen wollen, sind daher gut beraten den Stichtag des 31. Dezember 2016 bei der Entwicklung ihrer Windprojekte im Auge zu behalten.
Vor diesem Hintergrund ist zu beachten, dass in Abhängigkeit von Anzahl, Größe und den spezifischen Auswirkungen der jeweiligen Windenergieanlagen diese im Wege eines sog. einfachen oder förmlichen Verfahrens nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz (BImSchG) genehmigt werden.
Ist ein vereinfachtes Verfahren nach dem BImSchG einschlägig, muss die Genehmigungsbehörde innerhalb von 3 Monaten entscheiden. Im Falle eines förmlichen Verfahrens beträgt die Frist 7 Monate, wobei die Genehmigungsbehörde in Ausnahmefällen die Frist verlängern kann. Im Rahmen der Projektentwicklung empfehlen wir jedenfalls eine frühzeitige Kontaktaufnahme zur Genehmigungsbehörde, um z.B. eine Antragskonferenz zu ermöglichen. So können frühzeitig Anforderungen an die Genehmigungsunterlagen geklärt werden und es kann wertvolle Zeit gespart werden.
Nicht empfehlenswert ist hingegen ein unvollständiger Antrag mit dem Hinweis, dass noch Unterlagen nachgereicht werden, da insoweit damit gerechnet werden muss, dass die Behörde den Antrag bis zur Vervollständigung zurückweist. Eine sorgfältige Zusammenstellung der Unterlagen ist ein entscheidendes Kriterium, um die gewünschte Genehmigung zeitnah zu erhalten.
Bei der Vorbereitung der Unterlagen empfiehlt es sich, systematisch vorzugehen und Synergieeffekte zu wecken. Ein zu spät erkannter Faktor, wie etwa eine erforderliche Umweltverträglichkeitsprüfung (führt zwingend zu einem förmlichen Verfahren nach BImSchG und damit zu einer längeren Verfahrensdauer), kann dabei zu dem unerwünschten Ergebnis führen, dass eine Genehmigung bis zum 31. Dezember 2016 nicht erreicht werden kann.
In den kommenden Wochen werden die bisherigen bekannten Eckpunkte in einem Gesetzesentwurf münden. Im Januar 2016 läuft dazu aktuell die Anhörung der Länder und Verbände. Der Kabinettbeschluss soll im Februar/März 2016 erfolgen, sodass im Sommer das EEG 2016 im Bundestag und Bundesrat verabschiedet werden kann. Die ersten Ausschreibungsrunden sind für Mai 2017 vorgesehen.
Interessant wird auch sein, wie die jährliche Ausschreibungsmenge für Windenergie an Land (MW) festgelegt wird. Bisher ist nur rudimentär eine Formel aufgezeigt worden, mit welcher die Einhaltung des Ausbaukorridors erreicht werden soll. Die Ausschreibungsmenge bestimmt sich grundsätzlich in Abhängigkeit von der EE-Zielmenge (MWh) abzüglich der Strommengen aus EE-Bestandsanlagen sowie EE-Neuanlagen (ohne Windenergie an Land). Anvisiert werden zu Beginn ca. 2.900 MW (brutto); eine Mindestmenge von 2.000 MW p.a. (brutto) soll in keinem Jahr unterschritten werden. Man darf gespannt sein, wie die konkrete Formel zur Ausschreibungsmenge gestaltet wird und welche weiteren Regelungen noch in den Gesetzesentwurf Einzug finden.
1 BMWi - Eckpunktepapier EEG 2016 (Stand: 8. Dezember 2015).
2 BMWi - Eckpunktepapier EEG 2016 (Stand: 8. Dezember 2015).
Lukas Kostrach
Rechtsanwalt
Associate Partner
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