Von Ausschreibungen, Akteursvielfalt und Ausbauzielen – das EEG Ausschreibungsmodell auf dem Prüfstein

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Bereits seit 2013 wird jährlich weltweit mehr Leistung an Erneuerbaren Energien installiert als an konventionellen Kraftwerken.
Fast monatlich werden weltweit neue Rekorde hinsichtlich der Gestehungskosten gemeldet. Spätestens mit der Einführung des EEG 2017 hat sich auch in Deutschland ein deutlicher Systemwechsel vollzogen.

Update nach zweiter Ausschreibungsrunde vom 21.08.2017:

Das Ergebnis der zweiten Windausschreibung an Land hat die Ergebnisse der ersten bestätigt und zeigt wieder ein erhebliches Nutzen der Privilegien für Bürgerenergiegenossenschaften:

-> 67 Gebote mit Gesamtumfang von 1.013 MW bezuschlagt (insgesamt 281 abgegebene Gebote mit Volumen von 2.927 MW)
-> 84 Prozent der eingereichten Gebotsmenge waren Bürgerenergiegesellschaften
-> 90 Prozent der Zuschläge (60 Zuschläge), bzw. 95 Prozent des Zuschlagsvolumens entfallen auf Bürgerenergiegesellschaften,
-> Durchschnittlicher Zuschlagswert beträgt 4,28 ct/kWh ( niedrigster Zuschlagswert lag bei 3,50 ct/kWh, der höchste bezuschlagte Gebotswert beträgt 4,29 ct/kWh – dieser Wert gilt für alle BEG’s da Einheitspreisverfahren)
-> Netzausbaugebiert hatte keine Auswirkung auf die Ausschreibung.

Die Bundesnetzagentur räumt ein, dass der überwiegende Teil der Bürgerenergiezuschläge an Gesellschaften geht, aus deren Geboten ersichtlich wird, dass sie zumindest organisatorisch einem einzelnen Projektierer zuzuordnen sind. Auf diese Gruppe von Bietern entfielen 37 Zuschläge mit einem Zuschlagsvolumen von 660 Megawatt; zusätzlich fünf Zuschläge mit 30 Megawatt ohne Bürgerenergieprivileg an weitere Gesellschaften dieses Projektierers. „Diese Bieter vereinen insgesamt 68 Prozent der Zuschlagsmenge auf sich” -so die Bundesnetzagentur.  Es handelt sich um den Windparkprojektieren UKA – der die Ergebnisse direkt veröffentlicht hat.

Auf Grund der Tatsache, dass somit keine BImSch – Genehmigungen und wieder sehr niedrige Gebote vorliegen, ist davon auszugehen, dass die Realisierungsquote der Projekte auch aus dieser Ausschreibungsrunde niedrig sein wird.

 

Die Reduzierung des jährlichen Marktvolumens an Windkraftanlagen
an Land auf 2,8 GW für die Jahre 2017 bis 2019 und 2,9 GW für 2020 (§§ 4 und 28 Abs.1) wird Auswirkungen auf den gesamten Windenergiemarkt haben. Die Umwälzungen auf dem Strommarkt werden immens sein, wenn nur teilweise die Pläne umgesetzt werden.


Der Strommarkt und die Sektorkopplung

Obgleich der Strommarkt aktuell einen EE Anteil von ungefähr 32
Prozent (siehe folgende Grafik) hat, läuft man in den Bereichen
Wärme und Verkehr noch weit hinterher. Abhilfe soll nun die
„Sektorenkopplung” bringen, die mit der Energieeffizienz die
beiden Säulen der kurzfristigen Energiepolitik darstellt.

 

 

Doch was bedeutet eine Dekarbonisierung auf den
Gesamtenergiebedarf in Deutschland?

Klar ist, eine weitreichende Dekarbonisierung des Energiesystems
kann nur dann gelingen, wenn alle drei Sektoren dazu beitragen.
Insbesondere der Wärmesektor, auf den 56 Prozent des
Endenergieverbrauchs in Deutschland fallen, stellt den größten
Einzelbereich dar und aktuell wird der Endenergieverbrauch
lediglich zu 13 Prozent durch Erneuerbare Energie gedeckt. Da
hiervon bereits 85 Prozent der Erneuerbaren biobasiert sind, ist
dieser Bereich nur begrenzt ausbaubar, denn bekannterweise
sind die Biomassepotenziale bereits erheblich erschöpft und
„Maiswüsten” und Monokulturen in Malaysia als weitere Potenziale
verpönt.


Die ergänzende Solarthermie und (oberflächennahe) Geothermie
beschränkt sich aufgrund technisch-wirtschaftlicher Bedingungen
größtenteils auf Neubauten sowie energetisch sanierte
Gebäude. Tiefengeothermie v.a. im Süden wird allerdings bspw.
in München und Umland einen erheblichen Beitrag leisten, wie
bereits in Unterhaching, Grünwald, Kirchweidach und zukünftig
auch in Gräfelfing. Der wesentliche Anteil im Wärmesektor soll
jedoch durch Strom aus Windkraft und PV-Anlagen gedeckt werden.
Langfristig wird dies konsequenterweise zu einem massiv
erhöhten Strombedarf führen.


Auch hinter dem Ausbau der Erneuerbaren im Verkehrssektor
steht momentan noch ein großes Fragezeichen. Das Ziel der
Bundesregierung bis 2020 eine Million Elektroautos auf den Straßen
zu haben, ist bereits als gescheitert eingestanden, dennoch
steht in absehbarer Zeit ein Wandel im Mobilitätsmarkt bevor.
Die zu stellende Frage lautet hier nicht ob, sondern ab wann es
exponentielles Wachstum gibt. Die Elektromobilität wird den
Bedarf an Erneuerbaren Energien also zusätzlich steigern. (Der
Ausstieg von Volvo aus reinen Verbrennungsmotoren ab 2019
darf hier auch mal als konsequent betrachtet werden, auch
wenn es sicherlich darum geht, die von Brüssel vorgeschriebenen
CO2-Grenzwerte beim Flottenverbrauch einzuhalten um
millionenschwere Strafzahlungen zu vermeiden.)


Der Atomausstieg für 2022 ist ebenfalls beschlossen, und möchte die Regierung die gesetzten Klimaziele einhalten, muss der Kohleausstieg besser heute als morgen erfolgen. Auch die großen Energieversorger haben den Strukturwandel am Markt erkannt und reagieren dementsprechend. So hat RWE 2015 in Ibbenbüren eine der effizientesten Power-to-Gas-Anlagen in Deutschland in Betrieb genommen. Wenn man das alles am Zeitstrahl betrachtet, wird auch ersichtlich, welche erheblichen Umwälzungen die ehemals träge Energielandschaft erwartet. Auch wenn teilweise noch nicht klar ist, in welchem Tempo die dargestellten Ereignisse umgesetzt werden, bleibt jetzt schon festzuhalten, dass der Strombedarf langfristig erheblich steigen wird. Prof. Dr. Quaschning von der TU Berlin hat dies bereits
simuliert und folgende Grafik erarbeitet:

 

 

 

Für eine klimaneutrale Energieversorgung bis 2040 ergibt sich
laut Prof. Dr. Quaschning (TU Berlin), unter Voraussetzung der
Umsetzung effizienter Energieeinsparung, ein Elektrizitätsbedarf
von 1320 TWh – das wäre mehr als das Doppelte des heutigen
Strombedarfs.


Auch gesamteuropäisch wird die Sektorkopplung vorangetrieben.
Jüngst hat der europäische Verband der Stromwirtschaft
Eurelectric eine gemeinsame Erklärung mit den Verbänden der
Wind- und Solarindustrie (WindEurope und SolarPower Europe),
der Wärmepumpenindustrie (EHPA), der Kupferindustrie (European
Copper Institute) und der Elektromobilität unterschrieben.
Diese und weitere 49 Unterstützer, darunter viele Stromunternehmen
wie EnBW, Vattenfall oder RWE, haben das gemeinsame
Ziel, Europa mithilfe von Strom zu dekarbonisieren.


Dennoch ist es nach wie vor so, dass jede durch ein Braunkohlekraftwerk erzeugte KWh Einnahmen der Betreiber darstellt und diese natürlich alles daran setzen werden, den Weiterbetrieb möglichst lange fortzuführen. Das scheint momentan auch gut
zu gelingen. Schaut man sich den Netzausbauplan an, zeigt sich, dass bis zum Jahr 2030 mit der gleichen Auslastung von Kohlekraftwerken gerechnet wird1, wie es heute der Fall ist. Ähnlich unverbindlich
zeigt sich auch der Klimaschutzplan (vom 14. November 2016) der Bundesregierung. Es soll ein Arbeitskreis 2018 (!) eingerichtet
werden, in dem „wirtschaftliche, soziale und ökologische Auswirkungen möglicher Maßnahmen abgeschätzt und politisch bewertet werden”.2


In den Netzen spitzt sich die Situation dann natürlich zu: Nimmt
die Energieerzeugung aus Erneuerbaren zu und wird trotzdem die konventionelle Energieerzeugung nicht zurückgefahren, führt dies zu Netzüberlastungen, EE-Anlagenabschaltungen, Redispatch-Maßnahmen und der Notwendigkeit, den überschüssigen Strom zu niedrigen oder gar negativen Preisen ins Ausland zu exportieren. Diese Politik wird allerdings vor allen Dingen auf dem Rücken der Privathaushalte und des Mittelstandes getragen, die durch diese Entwicklung mittels der EEG-Umlage finanziell belastet werden. Ist der Marktpreis an der Strombörse folglich niedrig, da ein Überschuss an Strom produziert wird, steigt die

Umlage, was sich auf der Stromrechnung der Haushalte bemerkbar
macht. Anstatt nun Kohlekraftwerke in den nächsten Jahren sukzessiv, konsequent und ohne Kompensationszahlung (Stichwort: stille Reserve) vom Netz zu nehmen und den Ausbau der Erneuerbaren und die Förderung von Speichertechnologien schneller voranzutreiben, geschieht momentan genau das Gegenteil.

 

Wind soll es richten – nur wo?

Wie schon bei der 10H-Regelung in Bayern wird nun auch in NRW der Windenergie durch die Landespolitik eine „Totalabsage” erteilt. Im dortigen Koalitionsvertrag der schwarz-gelben Regierung heißt es, die Abstandsregelung von Windrädern zu Wohnbebauung auf 1.500 Metern festzulegen. Die potenzielle Fläche für Windkraft würde damit um 80 Prozent reduziert werden. Auch in Rheinland-Pfalz werden die Hürden für den Bau neuer Windparks erhöht. Die Landesregierung unter SPD, FDP und Grünen hat dort per Verordnung im Landesentwicklungsplan
beschlossen, dass der Mindestabstand zwischen neuen Windrädern und Wohngebäuden mindestens 1.000 Meter betragen muss. Wie also müssen sich, insbesondere kleinere Projektentwickler, momentan positionieren, um auch in Zukunft am Markt zu bestehen und wird sich die Akteursvielfalt am Markt weiter verringern? Eine Tendenz ist nach der ersten Ausschreibung bereits klar zu erkennen. Bei der ersten Ausschreibungsrunde vom 1. Mai 2017 über 800 MW für Windparks an Land waren die großen Gewinner die Bürgerwindenergie-Gesellschaften. Von 70 Zuschlägen fielen 65 an kleine regionale Bürger-Investoren. Der mittlere Einspeisepreis lag hier bei 5,71 ct/kWh. Da die Definition von
Bürgerwindparks nach EEG-2016 jedoch viel Spielraum lässt, bleibt genau zu prüfen, ob nicht doch große Entwickler im Hintergrund agieren. Die relativ schnelle Reaktion der Bundesnetzagentur,
die Privilegien für Genossenschaften für 2018 auszusetzen3, ist sicherlich so zu interpretieren, dass die im Vorfeld von vielen Verbänden geäußerte Kritik, dass die Kriterien für Genossenschaften in der Ausschreibungsverordnung zu lax waren, wohl berechtigt war. Um als Bürgergesellschaft zu gelten, muss lediglich eine Mindestanzahl von 10 realen Personen beteiligt sein, wobei keines dieser Mitglieder mehr als
10 Prozent der Gesellschaft halten darf. Außerdem müssen 51 Prozent der Stimmrechte ihren Hauptwohnsitz seit mindestens einem Jahr im Landkreis des geplanten Projekts haben. Laut der „enervis energy advisors GmbH” sollen von den 214 Bürgergesellschaften, die ein Angebot abgegeben haben, 148 direkt einem Projektentwickler zugeordnet werden können. Dies entspricht einem Anteil von 70 Prozent (!) Außerdem wurden rund 61 Prozent der bezuschlagten Energiegenossenschaften erst in den Monaten März und April gegründet und handelsrechtlich eingetragen. Die Posten der Geschäftsführer sind hier oftmals Mitarbeiter größerer Windprojektierungsunternehmen …4
Des Weiteren wird man erst in den nächsten gut viereinhalb Jahren tatsächlich sehen, ob die bezuschlagten Projekte überhaupt realisiert werden können. Denn Bürgerwindparks werden im Gegensatz zu anderen Investoren mehrere Begünstigungen zuteil. So müssen Bürgerwindparks am Tag des Gebotstermins keine Baugenehmigung nach Bundes-Immissionsschutzgesetz vorliegen haben (§ 36g Absatz 1 EEG 2017). Außerdem erhalten Bürgerwindparks unabhängig vom abgegebenen Gebot den jeweils höchsten Preis pro eingespeister kWh, der in den Ausschreibungen zum Zuge kommt (§ 36g Absatz 5 EEG 2017). Zusätzlich haben Bürgerenergiegesellschaften 24 Monate mehr
Zeit, um das Projekt bis zum fertigen Netzanschluss zu realisieren
(§ 36e Absatz 1 EEG 2017). Deshalb wird eine abschließende
Bewertung der ersten Ausschreibungsrunde erst in gut viereinhalb
Jahren erfolgen können. Hier ist auch zu beachten, dass
Bürgerwindparks nur eine halb so hohe finanzielle Sicherheit für den Fall der Nicht-Realisierung hinterlegen (§ 36g Absatz 2 Nummer 1, §§ 31, 36a EEG 2017). Kritisch zu sehen ist hierbei, ob die bezuschlagten „Bürgerwindparks” tatsächlich alle ans Netz gehen. Sollte dies nicht der Fall sein, wird die nicht installierte Leistung in den kommenden Ausschreibungen nicht mehr berücksichtigt, sondern entfällt gänzlich.
Zusammenfassend bleibt also zu sagen, dass es Bürgergenossenschaften spätestens ab 2018 schwer haben werden und die Akteursvielfalt auch nach außen hin stark abnehmen wird, sollte
im gesetzlichen Rahmen nicht gegengesteuert werden. Hierzu
müssten im Rahmen eines Änderungsgesetzes die Voraussetzungen,
um als Bürgerenergiegenossenschaft zu gelten, stark verschärft werden. Da sich diverse Politiker jedoch verfrüht zu der erfolgreichen ersten Ausschreibungsrunde geäußert haben, scheint eine Gesetzesänderung vor der bevorstehenden Bundestagswahl als unwahrscheinlich.

 

Blick in andere Länder

Wirft man einen Blick in andere Länder, in denen das Ausschreibungsmodell bereits greift, ist eine klare Tendenz zu erkennen.
Die meisten Zuschläge für die Realisierung von Windparks gehen
an große Investoren. So sicherten sich beispielsweise in Brasilien
hauptsächlich große Versorgungsunternehmen, Investmentbanken
und internationale Projektierer die Zuschläge. Ähnlich verhält
es sich in Spanien. Das ausgeschriebene Volumen von 500 MW
verteilt sich größtenteils auf die drei Großunternehmen Grupo
Forestalia (300 MW), Jorge (102 MW) und EDP (93 MW).5

 

Eigentümerstruktur in Deutschland

Ein ähnliches Bild scheint sich auch in Deutschland abzuzeichnen.
Die folgende Grafik zeigt u.a. wie sich die Eigentümerstrukturen
in den letzten Jahren verändert haben:

 

 

 

Mittlerweile ist der Ausbau der Windkraft an Land von vielen
unterschiedlichen Akteuren geprägt. Hierzu zählen Bürgerenergiegenossenschaften, Projektentwickler, Stadtwerke oder auch internationale Akteure.


So zeichnen sich in den letzten Jahren folglich auch immer mehr
Aktivitäten am M&A-Markt ab. Immer häufiger werden kleinere
Projektierer von größeren aufgekauft. Die bekanntesten Beispiele
der letzten Jahre: die strategische Partnerschaft zwischen Vattenfall
und ABO Wind oder der Kauf von Belectric durch Eon. Auch
ausländische Unternehmen werden auf dem M&A-Markt tätig.
So übernahm der französische Energiekonzern EDF beispielsweise
die niedersächsische Firma Offshore Wind Solutions.


Um weiterhin am Markt zu bestehen, sind auch Zusammenschlüsse
von kleineren Projektierern oder auch Investoren aus dem privaten oder nicht-institutionellen Bereich eine Option. Somit kann man auch mit einem kleineren Projektportfolio von Skaleneffekten wie beispielsweise günstigeren Lieferbedingungen von Herstellern profitieren. Zwangsläufig müssen sich Bürgerenergiegenossenschaften sicherlich nach alternativen Möglichkeiten für die Projektentwicklung umsehen.

 

Fazit

Als Projektentwickler und auch Investor blickt man (mal abgesehen
von den letzten Transaktionen im Zweitmarkt) eher schwierigen Zeiten entgegen. Es wird sicherlich noch Projekte geben, aber der Zugriff wird schwierig. Kooperationen bilden hier eine erste Strategie, davon abgesehen wird man sich entweder wieder auf kleinteiligeres Geschäft (PV-Pachtmodelle) oder das Ausland besinnen müssen. Dort steht man zwar einem völlig anderen Chancen-Risiko-Verhältnis entgegen, aber so manches Land hat ein viel grundlegenderes Problem als Deutschland: Es
braucht ganz einfach Strom und hat noch keinen überregulierten
Strommarkt, sodass sich mittels PPA-Ausschreibungen bspw.
EE-Anlagen bereits einfach im Wettbewerb behaupten müssen
– und dies ja immer besser tun.


Rödl & Partner unterstützt diese Aktivitäten mit unserer Plattform
auf RENEREX bringen wir Projekte und Investoren zusammen und nennen ihnen auch gleich noch passende Finanzierungsprogramme.

 

 

 

1 www.netzausbauplan.de – Szenariorahmen 2030
2 Klimaschutzplan 2050 ; Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit

3 Energate messenger 22. Juni 2017
4 Artikel | Spiegel online | 29. Juni 2017
5 Energiezukunft.eu | Artikel 27. Juli 2016

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Kai Imolauer

Diplom-Wirtschaftsingenieur (FH)

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