Entwicklung des Onshore-Windenergiemarktes

ENTWICKLUNG DES ONSHORE-WINDENERGIEMARKTES
DIE AUSWIRKUNGEN DES NEUEN AUSSCHREIBUNGSVERFAHRENS AB 2017
17. März 2016
MARKTEXPERTISE ERNEUERBARE ENERGIEN
INHALT
I
II
III
IV
Einführung
Zusammenfassung
Vorgehensweise
Ergebnisse
Themenfeld 1: Geschäfts- und Marktentwicklung
Themenfeld 2: Auswirkungen des neuen Ausschreibungsverfahrens
Themenfeld 3: Vergütungsstopp bei negativen Strompreisen
Kontakt und Impressum
Quellenverzeichnis
S. 2
S. 3
S. 5
S. 7
S. 7
S. 9
S. 16
S. 20
S. 21
I Einführung
Die Erzeugung von Windenergie an Land, auch Onshore-Windenergie genannt, ist die treibende Kraft der Energiewende. In
den letzten zwei Jahrzehnten hat sie sich zu der heute führenden Technologie unter den Erneuerbaren Energien entwickelt.
In Deutschland erzeugt die Onshore-Windenergie aktuell einen Anteil von zwölf Prozent am Strommix.1 Ende 2015 waren
insgesamt 25.980 Windenergieanlagen mit einer kumulierten Leistung von 41.652 Megawatt (MW) auf dem deutschen Festland in Betrieb. Im vergangenen Jahr wurden 1.115 neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von 3.536 MW installiert. Damit
war 2015 das zweitbeste Jahr seit Beginn der Windenergie-Entwicklung an Land. Dennoch liegt der Zubau 2015 etwa 1.019
MW unter dem Vorjahres-Zubau und ist damit um ca. 21 Prozent gesunken.2 Im Rekordjahr 2014 hatte sich der Zubau von
Windenergieanlagen an Land mit rund 4.750 MW neu installierter Kapazität gegenüber dem Zubau des Vorjahres um mehr
als 50 Prozent erhöht.
Laut EEG-Novelle 2016 sollen ab 2017 die Fördersätze für Strom aus Erneuerbaren Energien über ein Ausschreibungsverfahren ermittelt werden. Dieses Ausschreibungsmodell wird das System der festen Einspeisevergütung ersetzen – einer der
wichtigsten Faktoren für den bisherigen Erfolg der Energiewende. Damit will die Deutsche Bundesregierung den Wettbewerb
zwischen den Anlagenbetreibern fördern sowie den Ausbau der Erneuerbaren Energien planbarer und kostengünstiger gestalten. Dabei soll insbesondere die Akteursvielfalt erhalten bleiben, um die Innovationskraft des Windenergie-Standortes
Deutschland nicht zu gefährden.
Doch sind diese Ziele mit einem Ausschreibungsmodell tatsächlich zu erreichen und welche Auswirkungen hat ein solches
Modell auf Marktakteure, Onshore-Projekte und Investitionen? Wie sieht die aktuelle und erwartete Geschäftsentwicklung
im Onshore-Windenergiemarkt aus und welche Konsequenzen hat der geplante Förderstopp bei negativen Strompreisen?
Diese Fragen will die HSH Nordbank mit der vorliegenden Marktexpertise aus dem Bereich Energie & Versorger beantworten. Dazu wurden Anfang 2016 gut 80 Unternehmen aus der Windenergiebranche befragt – sowohl Kunden aus dem eigenen
HSH Nordbank-Portfolio als auch weitere Unternehmen aus dem Netzwerk der Bank. Die Ergebnisse zeigen, wie sich die
Onshore-Windenergiebranche auf die EEG-Novelle 2016 einstellt und welche neuen Markttrends sich abzeichnen.
Wir danken allen Unternehmen, die sich an der Umfrage beteiligt haben, sowie dem Cluster Erneuerbare Energien Hamburg
und dem Verein windcomm schleswig-holstein e.V. für ihre Unterstützung.
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II Zusammenfassung
Onshore-Windenergiebranche zieht positive Bilanz
Im abgelaufenen Geschäftsjahr 2015 verzeichneten rund zwei Drittel der befragten Unternehmen aus der Branche steigende
Umsätze im Vergleich zum Vorjahresniveau. Eine ähnliche Geschäftsentwicklung erwarten die Unternehmen auch für 2016:
So rechnen 64 Prozent mit weiter steigenden Umsätzen im laufenden Geschäftsjahr. Im Gegensatz zur Umsatzsteigerung erwarten jedoch weniger Unternehmen steigende Gewinne (Margen sinken).
Sinkende Zuwächse in 2017
Bereits für 2016 erwarten 42 Prozent der Branchenexperten einen sinkenden Zuwachs von Windenergie an Land im Vergleich zum Zubau im Jahr 2014 (+ 4.750 MW). Einen noch stärkeren Einbruch sehen die Unternehmen im Jahr 2017: Hier
rechnen fast zwei Drittel der Unternehmen mit weniger Neuinstallationen von Onshore-Windenergieanlagen bzw.
Repowering als im Vergleichsjahr 2014.
Ausbaukorridor von jährlich 2.500 MW wird erreicht
Trotz der vorliegenden Eckpunkte der EEG-Novelle 2016 geht mehr als die Hälfte der Unternehmensvertreter davon aus,
dass der geplante Ausbaukorridor für Onshore-Windenergie von jährlich 2.500 MW bis zum Jahr 2025 erreicht wird. Nach
Ansicht der Unternehmen werden erteilte Genehmigungen bis Ende 2016 noch bis 2018 umgesetzt, was eine Zielerreichung
teilweise sicherstelle. Außerdem werde die Ausgestaltung der politischen Rahmenbedingungen dazu führen, dass der gesetzlich festgelegte Ausbaukorridor erreicht wird. Und nicht zuletzt werde Windenergie zunehmend wettbewerbsfähiger im Vergleich zu konventionellen Energieträgern.
Neues Ausschreibungsverfahren fördert weiterhin alle Regionen
Das neue Ausschreibungsverfahren für Windenergie an Land wird die Errichtung neuer Onshore-Windparks beeinflussen,
darin sind sich alle befragten Unternehmen einig. Auch mit dem im Ausschreibungsmodell enthaltenen neuen Referenzertragsmodells für den 100-Prozent-Standort wird ein stärkerer Ausbau in windhöffigen (windstarken) Bundesländern erwartet. So werden von jeweils rund zwei Dritteln der Unternehmen die größten Wachstumschancen in den nächsten fünf Jahren
in Niedersachsen und Mecklenburg-Vorpommern gesehen.
Umstellung führt zu sinkenden Umsätzen
Jeweils mehr als ein Drittel der Unternehmen sind davon überzeugt, dass die Umstellung auf Ausschreibung in ihrem Unternehmen zu sinkenden Umsätzen und einer Verlagerung von geschäftlichen Aktivitäten in andere Märkte führen wird. Die
Gründe dafür liegen nicht nur in den geringeren Fördersätzen, sondern auch in erhöhten Planungskosten. Allerdings meint
dagegen knapp ein Drittel der Unternehmen, dass die geplanten Ausschreibungen keine Auswirkungen auf ihr Unternehmen
haben werden.
Unternehmen sehen Gefahr der Oligopolisierung
Durch das Ausschreibungsverfahren für Onshore-Windenergieanlagen werden Akteure vom Markt verschwinden, davon sind
fast 90 Prozent der befragten Unternehmen überzeugt. Das betrifft vor allem kleine Projektentwickler, aber auch Privatinvestoren, Bürgerwind-Initiativen und Landwirte. Dagegen werden sich große Projektentwickler und Energieversorger sowie
Hersteller weiter auf dem Markt behaupten. Als Folge werden sich neue Geschäftsmodelle etablieren, wie Kooperationen und
Partnerschaften, was wiederum zu einer Konsolidierung des Marktes führen wird. Die Unternehmen sehen die Gefahr einer
Marktkonzentration, wodurch die gesamtgesellschaftliche Akzeptanz der Erneuerbaren Energien leiden könnte. Damit würde eines der geplanten Ausschreibungsziele der Bundesregierung – der „Erhalt der Akteursvielfalt“ – nicht erreicht werden.
Vorgezogene Investitionen heizen Markt an
Aufgrund von Unsicherheiten und Risiken durch das geplante Ausschreibungsverfahren werden Investitionen vorgezogen,
geben fast 80 Prozent der befragten Unternehmen an. Zusammen mit dem derzeit günstigen Zinsniveau wird der Markt im
laufenden Geschäftsjahr folglich noch einmal angeheizt. Vor dem Auslaufen der festen gesetzlichen Einspeisevergütung in
Deutschland nehme das Interesse institutioneller Großinvestoren an direkten Investments in Onshore-Windenergieprojekte
zu, davon geht fast die Hälfte der Branchenexperten aus.
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Verlagerung von Investitionen ins Ausland
Fast die Hälfte der Befragten erwartet aufgrund der Ausschreibungsverfahren veränderte Finanzierungsanforderungen der
Banken, z. B. durch höhere Eigenkapitalquoten. Obwohl der deutsche Onshore-Markt für Investitionen auch weiterhin interessant bleiben werde, steige das Interesse an Investments im europäischen Ausland. So planen bereits zwei Drittel der Unternehmen eine Verstärkung der Geschäftsaktivitäten im Ausland. Hier wurde überwiegend das europäische Ausland genannt, aber vereinzelt auch Asien, Indien und die USA. Diese Entwicklung kann die HSH Nordbank bestätigen, die bereits
zahlreiche Kunden bei ihren Auslandsaktivitäten begleitet.
„Sechs-Stunden-Regel“ führt zu Erlösausfällen von bis zu zehn Prozent
Die im jüngsten Entwurf des Strommarktgesetzes vom 20. Januar 2016 angestrebte Klarstellung der im § 24 EEG 2014 enthaltenen „Sechs-Stunden-Regel“ dämpft zwar die Risiken für die Onshore-Windenergiebranche. Durch die Verknüpfung des
Day-Ahead-Marktes mit dem Intra-Day-Markt in Bezug auf die negativen Sechs-Stunden-Blöcke wird die Prognose der relevanten negativen Strompreise allerdings schwieriger und damit die Berechnung möglicher Erlösausfälle unsicherer. Fast 80
Prozent der befragten Unternehmen befürchten, dass es aufgrund der „Sechs-Stunden-Regel“ zu Erlösausfällen von bis zu
zehn Prozent bei neuen Windparks kommen wird.
Höhere Risikoaufschläge durch § 24
Unklar ist bisher noch, ob der Projekteigentümer oder der Direktvermarkter das Risiko möglicher Erlösausfälle tragen wird.
80 Prozent der Unternehmen rechnen damit, dass der in § 24 EEG 2014 geregelte Vergütungsstopp bei negativen Strompreisen zu höheren Risikoaufschlägen bei Kreditgebern führen wird. Auch die allgemeine Projektbewertung werde erschwert,
was nicht zuletzt an der komplexen Prognostizierbarkeit von negativen Strompreisen an der EPEX liegt.
Fernsteuerbarkeit: Markt bietet ausgereifte Lösungen
Der Großteil der Umfrageteilnehmer (82 Prozent) ist davon überzeugt, dass die Fernsteuerbarkeit von OnshoreWindenergieanlagen grundsätzlich geeignet ist, um negativen Börsen-Strompreisen aufgrund einer zu hohen Einspeisung
entgegenzuwirken. Rund zwei Drittel geben an, dass es bereits technisch ausgereifte Lösungen und Verfahrenstechniken zur
Fernsteuerbarkeit von Onshore-Windanlagen gibt.
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III Vorgehensweise
Der Bereich Energie & Versorger der HSH Nordbank befragte im Januar 2016 gut 80 Unternehmen aus der ErneuerbareEnergien-Branche zum Thema „Entwicklung des Onshore-Windenergiemarktes – Die Auswirkungen des neuen Ausschreibungsverfahrens ab 2017“. Ziel der Befragung war es, eine aktuelle Einschätzung der Teilnehmer zu den Auswirkungen und
Konsequenzen des neuen Ausschreibungsverfahrens ab 2017 auf die Onshore-Windenergiebranche zu erhalten und aktuelle
Trends aufzuzeigen.
Unser Unternehmen ist:
Dienstleister
37%
Anlagenbetreiber/Investor
26%
Projektentwickler
13%
Sonstiges
12%
Energieversorger
7%
Hersteller
5%
Direktvermarkter
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Ein Großteil der befragten Unternehmen (63 Prozent) ist Dienstleister, Anlagenbetreiber oder Investor aus der Windenergieund Photovoltaik-Branche. Bei 13 Prozent der Befragten handelt es sich um Projektentwickler. Weitere zwölf Prozent geben
an, (Rechts-) Berater, Marktintegrator, IT-Ausrüster oder eine Forschungseinrichtung zu sein. Des Weiteren haben sich
Energieversorger sowie Hersteller von Windenergieanlagen an der Umfrage beteiligt.
Unser Unternehmen ist folgendem Segment zuzuordnen (Mehrfachnennungen möglich):
Onshore-Windenergie
95%
Photovoltaik
55%
Offshore-Windenergie
45%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Fast alle befragten Unternehmen sind im Segment Onshore-Windenergie tätig. Über die Hälfte der Befragten gibt an, dass sie
zudem dem Sektor Photovoltaik zuzuordnen sind und 45 Prozent der Unternehmen bedienen zusätzlich das OffshoreWindenergie-Segment.
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Unser Jahresumsatz 2015 betrug (in Euro):
16%
46%
38%
bis 25 Mio.
25 bis 250 Mio.
über 250 Mio.
Die größte Gruppe der Unternehmen erwirtschaftete im Jahr 2015 einen Jahresumsatz bis 25 Mio. Euro. Mehr als ein Drittel
der Befragten wies einen Umsatz zwischen 25 und 250 Mio. Euro aus und bei rund einem Sechstel lag der Jahresumsatz 2015
bei über 250 Mio. Euro.
In unserem Unternehmen arbeiten:
16%
51%
33%
bis 50 Mitarbeiter/-innen
50 bis 1.000 Mitarbeiter/-innen
über 1.000 Mitarbeiter/-innen
Über die Hälfte der Befragten sind kleinere mittelständische Unternehmen mit bis zu 50 Mitarbeitern. Ein Drittel der Unternehmen beschäftigt 50 bis 1.000 Mitarbeiter und 16 Prozent der Befragten geben an, über 1.000 Mitarbeiter zu haben.
Rund 90 Prozent der befragten Unternehmen haben ihren Firmensitz in Deutschland. Die restlichen zehn Prozent kommen
fast ausschließlich aus dem europäischen Ausland. Allerdings geben 70 Prozent der Befragten an, dass sie bereits im Ausland
aktiv sind. Hier wurde vor allem das europäische Ausland genannt – insbesondere Frankreich, Spanien, Italien, Großbritannien, Osteuropa und Skandinavien. Einige wenige Unternehmen sind bereits in außereuropäischen Märkten, wie Asien, in
den USA und Kanada, tätig.
Zwei Drittel der Unternehmen planen eine Verstärkung der Geschäftsaktivitäten im Ausland. Auch hier wurde überwiegend
das europäische Ausland genannt, lediglich vereinzelt Asien, Indien und die USA. Die Marktteilnehmer sehen dort nicht nur
Wachstumschancen, sondern auch stabile politische Rahmenbedingungen mit gesicherten Vergütungssystemen. Weitere
Gründe für eine Geschäftsverlagerung ins Ausland seien höhere Renditen und eine bessere Risikoverteilung. Ein Drittel der
befragten Unternehmen plant keine Verstärkung der geschäftlichen Aktivitäten im Ausland. Nach eigenen Angaben der Unternehmen sind sie dafür entweder zu klein oder ihnen sind Auslandsaktivitäten wirtschaftlich zu unsicher.
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IV Ergebnisse
THEMENFELD 1: GESCHÄFTS- UND MARKTENTWICKLUNG
1.1 Wie war Ihre Geschäftsentwicklung im
Geschäftsjahr 2015 (im Vergleich zu 2014)?
100%
1.2 Welche Geschäftsentwicklung erwarten Sie
für das laufende Geschäftsjahr 2016?
100%
10%
10%
90%
90%
33%
25%
80%
80%
70%
70%
65%
60%
57%
50%
8%
39%
28%
60%
50%
40%
40%
30%
30%
20%
20%
10%
10%
0%
8%
64%
53%
0%
Gewinne
Umsätze
Gewinne
Umsätze
steigend
gestiegen
gleichbleibend
gleich geblieben
sinkend
gesunken
Die Teilnehmer der Umfrage ziehen eine positive Bilanz für das Geschäftsjahr 2015. So geben fast zwei Drittel der Unternehmensvertreter an, dass ihre Umsätze im Jahr 2015 im Vergleich zum Vorjahresniveau gestiegen sind. Für das laufendende Geschäftsjahr erwartet die Branche eine ähnliche Geschäftsentwicklung: 64 Prozent der Unternehmen rechnen 2016 mit
weiter steigenden Umsätzen. Etwas moderater schätzen die Unternehmen allerdings die Gewinnentwicklung ein.
1.3 Wie wird sich der Zuwachs der Onshore-Windenergie (inkl. Repowering) Ihrer Meinung nach
im Vergleich zum Jahr 2014 (+ 4,75 GW) entwickeln?
2016
2017
14%
36%
42%
21%
65%
22%
steigen
steigen
gleich bleiben
gleich bleiben
sinken
sinken
Eine andere Entwicklung zeigt sich beim Zubau der deutschen Onshore-Windenergie. Knapp zwei Drittel der Unternehmen
erwarten für 2016 gleichbleibende oder sinkende Zuwächse im Vergleich zum Rekordjahr 2014 mit rund 4,75 GW neu installierter Kapazität. Einen noch stärkeren Einbruch prognostizieren die Unternehmen für das Jahr 2017: Hier erwarten bereits
fast zweit Drittel der Unternehmen weniger Neuinstallationen von Onshore-Windenergieanlagen bzw. Repowering als im
Vergleichsjahr 2014. Die positive Erwartungshaltung hinsichtlich der Geschäftsentwicklung im Jahr 2016 basiert also nicht
auf einem weiteren Anstieg des Zubaus von Offshore-Windenergie in Deutschland, sondern auf vorgezogenen Investitionen
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und einer Verstärkung der Geschäftsaktivitäten im Ausland.
1.4 Gehen Sie davon aus, dass der im EEG geplante Ausbaukorridor für Windenergie an Land
von jährlich 2,5 GW bis 2025 erreicht wird?
32%
51%
17%
wird erreicht
wird überschritten
wird unterschritten
Nach bisherigen Planungen soll der Anteil der Erneuerbaren Energien am Strommix in Korridoren ausgebaut werden: 40 bis
45 Prozent soll er bis zum Jahr 2025 betragen und 55 bis 60 Prozent bis 2035. Für die einzelnen Technologien sind im Erneuerbaren-Energien-Gesetz (EEG) differenzierte Ausbaukorridore geplant. So ist für die Windenergie an Land ein jährlicher
Zubau von bis zu 2,5 Gigawatt (GW) vorgesehen.3 Aktuell gibt es jedoch politische Entwicklungen, die den geplanten Ausbaukorridor für Onshore-Windenergie nicht sichern.
Trotzdem ist über die Hälfte der befragten Unternehmen der Überzeugung, dass der geplante Ausbaukorridor für OnshoreWindenergie von jährlich 2,5 GW bis zum Jahr 2025 erreicht wird. Gründe dafür sehen die teilnehmenden Unternehmen u.a.
darin, dass bis zum 31.12.2016 erteilte Genehmigungen noch bis Mitte 2018 umgesetzt werden, was die Zielerreichung in diesem Zeitraum sicherstelle. Außerdem seien ausreichend Projekte und Kapital auf dem Markt vorhanden; Windenergie etabliere sich zunehmend als Investment. Die Unternehmen sind davon überzeugt, dass die politischen Rahmenbedingungen so
gestaltet werden, dass der geplante Ausbaukorridor erreicht wird. Kernkraft und Kohle seien auf Dauer keine Alternativen
mehr und Windenergie werde zunehmend wettbewerbsfähiger im Vergleich zu konventionellen Energieträgern. 17 Prozent
der Unternehmen erwarten sogar eine Überschreitung des geplanten Ausbaukorridors. Diese Unternehmen sind der Auffassung, dass der geplante Ausbaukorridor von 2,5 GW zu gering angesetzt sei.
Dagegen sieht knapp ein Drittel der Befragten das durch das EEG vorgegebene Ausbauziel nicht erreichbar. Als Hauptgrund
wurde von den Unternehmen fast ausschließlich das neue Ausschreibungsverfahren für Windenergieanlagen an Land ab
2017 genannt, das diverse Risiken mit sich bringe und nicht zuletzt zu einem Verlust der Akteursvielfalt führe.
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THEMENFELD 2: AUSWIRKUNGEN DES NEUEN AUSSCHREIBUNGSVERFAHRENS
Die Erneuerbaren Energien sollen sich zunehmend im Wettbewerb behaupten und ihr weiterer Zubau soll planbar erfolgen.
Daher sieht § 2 Absatz 5 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2014 vor, dass ab 2017 die Fördersätze für ErneuerbareEnergien-Anlagen in einem wettbewerblichen Ausschreibungsverfahren zwischen den Anlagenbetreibern ermittelt werden.
Damit will die Bundesregierung das System der festen Einspeisevergütung, also die staatlich festgelegte Vergütung von
Strom aus Erneuerbaren Energien, ersetzen und die Kosten der Energiewende senken.
In einer Pilotausschreibung für Photovoltaik-Freiflächenanlagen (PV) wird das Verfahren bereits getestet. Seit dem 1. September 2015 ist eine finanzielle Förderung von Strom aus neu in Betrieb genommenen PV-Freiflächenanlagen nur noch über
eine erfolgreiche Teilnahme an den Ausschreibungen möglich, in denen auch die Höhe der finanziellen Förderung ermittelt
wird (EEG, § 55 Absatz 3).4 Laut einer Auswertung der Bundesnetzagentur von Mitte Januar 2016 seien die Ausschreibungen
von PV-Freiflächenanlagen bisher vielversprechend gelaufen. Es sei allerdings noch zu früh, um den Erfolg der Ausschreibung abschließend bewerten zu können. So könnten beispielsweise noch keine Aussagen über die Realisierungsrate getroffen
werden.5
In dem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) im Juli 2015 vorgelegten „Eckpunktepapier“ wurde definiert, wie die Ausschreibung für die Förderung von Erneuerbaren-Energien-Anlagen ausgestaltet werden soll. Das BMWi
hat die Eckpunkte zwei Monate zur Konsultation gestellt, woraufhin insgesamt 177 Stellungnahmen von den Bundesländern,
Verbänden und Unternehmen eingegangen sind. Auf Grundlage dieser Stellungnahmen hat das BMWi im Dezember 2015 ein
neues Eckpunktepapier – die EEG-Novelle 2016 – vorgelegt, das die gewonnenen Erkenntnisse in den Gesetzentwurf zur
Änderung des EEG integriert.
Laut EEG-Novelle 2016 wird das wettbewerbliche Ausschreibungsverfahren zur Förderung von Strom aus Erneuerbaren
Energien neben PV-Anlagen künftig auch auf Windenergie-Anlagen an Land und auf See übertragen. Diese Technologien
sind die Volumenträger der Energiewende. Durch die Ausschreibung dieser drei Technologien werden ab 2017 80 Prozent
der jährlich durch den Zubau von neuen Erneuerbaren-Energien-Anlagen erzeugten Strommenge ausgeschrieben.
Mit der Ausschreibung der Förderung sollen drei Ziele erreicht werden:
1.
Die Ausbaukorridore für Erneuerbare Energien nach dem EEG 2014 sollen eingehalten werden. Durch die Ausschreibungen soll der zukünftige Ausbau effektiv gesteuert werden.
2.
Die Ausschreibungen sollen den Wettbewerb zwischen Anlagenbetreibern fördern – auf diese Weise werden die Kosten
des Fördersystems gering gehalten. Das Grundprinzip hierbei: Erneuerbarer Strom soll nur in der Höhe vergütet werden, die für einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen erforderlich ist.
3.
Die Akteursvielfalt unter den Anlagenbetreibern soll erhalten bleiben. Denn gerade kleine und mittlere Unternehmen
erweisen sich häufig als besonders innovativ.6
Ab 2017 werden neue Genehmigungen für die Errichtung von Windenergieanlagen nur noch im Ausschreibungsverfahren erteilt. An diesem Verfahren dürfen alle Betreiber mit Anlagen teilnehmen, die über eine Genehmigung nach dem BundesImmissionsschutzgesetzt verfügen (so genannte „späte Ausschreibung“). In den Ausschreibungsrunden geben Bieter einmalig verdeckte Gebote für die Förderhöhe für eine bestimmte zu installierende Leistung ab. Sie bieten auf den so genannten
„anzulegenden Wert“ auf Basis eines einstufigen Referenzertragsmodells am Referenzstandort (100-Prozent-Standort). Der
„anzulegende Wert“ ist die Summe aus dem Marktwert, den der Strom an der Börse erzielt, und der Marktprämie. Zuschlagentscheidend ist allein dieser Wert. Sobald die Gebote die ausgeschriebene Menge übersteigen, erhalten die Bieter, die die
niedrigsten anzulegenden Werte bieten, den Zuschlag, bis das Ausschreibungsvolumen erreicht ist. Die Förderhöhe richtet
sich grundsätzlich nach dem eigenen Gebot (pay-as-bid) und wird über 20 Jahre gewährt.
Zusätzlich gilt ein Höchstpreis, der sich an dem bisherigen Vergütungssatz im zweistufigen Referenzertragswertmodell orientiert. Dieser wird mit 7,0 Cent pro Kilowattstunde (kWh) für den 100-Prozent-Referenzstandort über 20 Jahre festgelegt. Die
Gebote dürfen nicht höher sein als dieser Höchstpreis. Damit sollen überteuerte Gebote ausgeschlossen und die Kosten für
den Stromverbraucher begrenzt werden. Für die Gebote muss eine Sicherheit von 30 Euro pro kW hinterlegt werden, um sicherzugehen, dass die Gebote ernst gemeint sind. Die Projekte müssen innerhalb von zwei Jahren nach Zuschlagerteilung realisiert werden. Nach insgesamt 30 Monaten verfällt der Zuschlag. Die Frist kann einmalig verlängert werden, wenn das Projekt beklagt wird. Um eine möglichst hohe Realisierungsrate bei den Projekten zu erreichen, wird im Falle einer NichtRealisierung eine Strafzahlung (Pönale) fällig.
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Ausgenommen von den Ausschreibungen sind alle Anlagen bis zu einer installierten Leistung von einem MW. Diese Anlagen
können weiterhin in der Festvergütung bleiben. Auch Prototypen in einem Umfang von 100 MW pro Jahr müssen nicht an
der Ausschreibung teilnehmen. Daneben wird derzeit noch über Ausnahmen für Bürgerenergieprojekte diskutiert. Außerdem
sind übergangsweise Onshore-Windenergieanlagen, die bis Ende 2016 immissionsschutzrechtlich genehmigt und bis Ende
2018 in Betrieb genommen werden, nicht ausschreibungspflichtig.
Der erste Gebotstermin ist der 1. Mai 2017. Hierdurch soll sichergestellt werden, dass bei der ersten Ausschreibungsrunde
eine ausreichende Zahl von Anlagenbetreibern mitbieten können. Denn alle Anlagen, die bis Ende 2016 immissionsschutzrechtlich genehmigt wurden, können noch zu den Bedingungen des alten EEG errichtet werden. Im Jahr 2017 sollen dann
zwei weitere Ausschreibungsrunden durchgeführt werden, 2018 sind insgesamt vier Ausschreibungsrunden geplant. Ab 2019
wird es nur noch drei Ausschreibungsrunden pro Jahr geben, um das Wettbewerbsniveau anzuheben.
Zwei Drittel der teilnehmenden Unternehmen haben sich bereits inhaltlich mit dem neuen Ausschreibungsverfahren für
Onshore-Windenergieanlagen auseinandergesetzt. Das verbleibende Drittel kennt die Inhalte der Ausschreibung noch nicht,
hat aber zumindest schon einmal davon gehört.
2.1 Ist eine Ausschreibung Ihrer Meinung nach
ein geeignetes Instrument, um eine Überförderung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu
vermeiden?
50%
50%
ja
nein
Uneinigkeit besteht bei den befragten Unternehmen darüber, ob die Ausschreibung geeignet ist, um eine Überförderung von
Strom aus Erneuerbaren Energien zu vermeiden. Insbesondere Projektentwickler und kleinere Unternehmen sind nicht davon überzeugt, dass sich mit der Umstellung auf Ausschreibungen eine Überförderung vermeiden lässt. Befürworter meinen,
dass durch die wettbewerblich geprägte Ausschreibung und ein fest definiertes Ausschreibungsvolumen sowohl die Vergütungshöhe als auch die Menge des vergüteten Stroms begrenzt werden können. Teure Mitnahmeeffekte durch Wiederverkäufe und hohe Pachten würden sinken und der Markt werde bereinigt.
Die Unternehmen, die das Ausschreibungsmodell nicht für ein geeignetes Instrument halten, argumentieren mit Erfahrungen aus dem europäischen Ausland, welche die Untauglichkeit dieses Instrumentes gezeigt hätten. So wurden beispielsweise
in Großbritannien nur 30 Prozent der Onshore-Windenergieanlagen installiert, die bei Ausschreibungen den Zuschlag bekamen. Dabei ging es weniger um normale Ausfallraten, sondern darum, dass einzelne Unternehmen Zuschläge quasi „auf Vorrat“ erworben hatten, um Mitbewerbern zu schaden. Dieses Vorgehen soll jedoch über die Pönale im Falle einer NichtRealisierung im deutschen Ausschreibungsdesign ausgeschlossen werden. Außerdem sind die Befragten der Meinung, dass
die Ausschreibung marktstarke Großanbieter begünstige und die Gefahr einer Marktkonzentration mit sich bringe. Eine
Überförderung von Strom kann laut Aussage einiger Unternehmen nur vermieden werden, wenn eine Oligopolisierung verhindert werde.
Unter den Befragten besteht zu 100 Prozent Einigkeit darüber, dass das Ausschreibungsverfahren die Errichtung neuer Onshore-Windparks beeinflussen wird. Laut Aussage der Unternehmen seien die hohen Kosten für die Entwicklung von Projekten nur noch von großen Unternehmen zu tragen, die Risiken auf mehrere Projekte verteilen können. Kleinere Akteure seien
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nicht mehr in der Lage, diese Kosten zu übernehmen, da sie keinerlei Sicherheit über den Zuschlag selbst und dessen Höhe
hätten. Aufgrund der steigenden Risiken werde auch die Finanzierung von neuen Windenergieprojekten im Allgemeinen
schwieriger.
2.2 In welchen Bundesländern erwarten Sie in den nächsten fünf Jahren vor dem Hintergrund
des im Ausschreibungsmodells vorgesehenen (neuen) Referenzertragsmodells die größten
Wachstumschancen in der Onshore-Windenergie (Mehrfachnennungen möglich)?
Niedersachsen
68%
Mecklenburg-Vorpommern
66%
Schleswig-Holstein
53%
Brandenburg
45%
Nordrhein-Westfalen
32%
Hessen
30%
Sachsen-Anhalt
21%
Thüringen
17%
Baden-Württemberg
17%
Sachsen
13%
Rheinland-Pfalz
13%
Bayern
11%
Hamburg
4%
Bremen
4%
Berlin
0%
Saarland
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Im Rahmen des neuen Ausschreibungsverfahrens wird ein einstufiges Referenzertragsmodell eingeführt, das einen einheitlichen Vergütungssatz über 20 Jahre gewährt. Ziel des Referenzertragsmodells im EEG ist es, die strukturellen Unterschiede
beim Windangebot an verschiedenen Standorten auszugleichen. Damit sollen Windenergieanlagen in ganz Deutschland an
verschiedenen Standorten wirtschaftlich betrieben werden, ohne Anlagen an sehr guten Standorten zu überfördern. Das bisherige zweistufige Modell basiert auf zwei unterschiedlichen, gesetzlich festgelegten Vergütungssätzen (hoher Anfangs- und
geringer Grundvergütungssatz). Der Zeitraum der erhöhten Anfangsvergütung richtet sich nach dem Ertrag, der mit der Anlage an dem Standort erzielt werden kann. Je niedriger dieser Ertrag ist, desto länger wird die Anfangsvergütung gezahlt.
Das fortentwickelte einstufige Referenzertragsmodell soll vergleichbare Wettbewerbsbedingungen in ganz Deutschland
schaffen und zugleich zum Bau effizienter Anlagen anreizen. Dazu wurde der „100-Prozent-Referenzstandort“ neu definiert.
Bei der Berechnung des Referenzertragswertes wird in Zukunft auf 100 Meter Höhe eine Windgeschwindigkeit von 6,45 Metern pro Sekunde zugrunde gelegt. Die Zunahme der Windgeschwindigkeit ist mit zunehmender Anlagenhöhe durch das so
genannte Potenzgesetz mit einem Hellmannindex von 0,25 zu definieren. Um die Vergleichbarkeit der Gebote zu gewährleisten, geben alle Anlagenbetreiber in der Ausschreibung ihre Gebote auf Basis eines „100-Prozent-Standortes“ ab. Hierzu wird
der tatsächlich erwartete Referenzertrag mit Hilfe eines gesetzlich definierten Korrekturfaktors in den Referenzertrag eines
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„100-Prozent-Standortes“ umgerechnet. Die bezuschlagten Anlagen werden anschließend auf Grundlage ihres tatsächlichen
Referenzertrags über 20 Jahre gefördert. Nach fünf, zehn und 15 Jahren wird der Referenzertrag überprüft und die Förderung an den tatsächlichen Ertrag der Anlage angepasst.7
Generell ist festzustellen, dass vor dem Hintergrund des im Ausschreibungsverfahren vorgesehenen neuen Referenzertragsmodells weiterhin windhöffigen Bundesländern größere Wachstumschancen zugesprochen werden. So werden von jeweils
rund zwei Dritteln der Unternehmen die größten Zubau- bzw. Repowering-Potenziale in den nächsten fünf Jahren in Niedersachsen und Mecklenburg-Vorpommern erwartet. In Niedersachsen wurden in 2015 bei einer kumulierten Leistung von
8.602 MW 413 MW Onshore-Leistung (152 Windenergieanlagen) zugebaut. Das Bundesland strebt für das Jahr 2020 einen
Gesamtausbau der Onshore-Windenergie auf 14.000 MW an8. In Mecklenburg-Vorpommern wurden 2015 bei einer gesamten Onshore-Leistung von 2.884 MW 193 MW Windenergie an Land zugebaut (68 Windenergieanlagen).9 Das in der aktuellen Energiestrategie formulierte Ziel bis 2020 von 4.100 MW Windenergieleistung (On- und Offshore) wird MecklenburgVorpommern angesichts des stabilen Zubaus vermutlich erreichen.
Der größte absolute Leistungszubau erfolgte 2015 wie bereits im Vorjahr in Schleswig-Holstein mit 888 MW (5.897 MW
kumulierte Leistung zum 31.12.2015).10 Über die Hälfte der befragten Unternehmen sieht für das Land Schleswig-Holstein
auch weiterhin gute Wachstumschancen. Die Netzentwicklungsinitiative im Land Schleswig-Holstein plant mit knapp 8.500
MW Onshore-Leistung im Jahr 2020. Allerdings stockt derzeit der Zubau von Anlagen. Der Grund dafür ist das im Mai 2015
geänderte Landesplanungsrecht. Neue Anlagen werden nur noch in Ausnahmefällen genehmigt.11
45 Prozent der Unternehmen sagen, dass auch Brandenburg weiterhin seine Windenergiekapazitäten ausbauen wird. 2015
wurden in Brandenburg 298 MW zugebaut. Das Bundesland gehört mit Niedersachsen und Schleswig-Holstein zu den drei
Bundesländern mit der größten installierten Nennleistung (5.850 MW am 31.12.2015). Auf sie entfällt die Hälfte der deutschen Onshore-Windleistung. Knapp ein Drittel der Befragten sieht weiterhin gute Entwicklungsperspektiven für die Länder
Nordrhein-Westfalen und Hessen. Das Land Hessen will zwei Prozent der Vorrangflächen (Flächen, die im Umweltinteresse
genutzt werden müssen) für die Windenergienutzung ausweisen, um bis zum Jahr 2050 die Stromversorgung vollständig auf
Erneuerbare Energien umzustellen.
Die Bundesländer Sachsen, Schleswig-Holstein und Mecklenburg-Vorpommern weisen ein großes Repowering-Potenzial auf,
da jede zweite Anlage eine aus heutiger Sicht veraltete kleine Windenergieanlage mit geringer Leistung ist.12 Trotzdem sehen
nur 13 Prozent der Unternehmen in den nächsten fünf Jahren Wachstumschancen in Sachsen. Auch für das Bundesland Bayern erwarten nur wenige Unternehmen Wachstumschancen. Dort wird der Zubau derzeit durch restriktive Abstandsregelungen und Genehmigungsverfahren behindert.13 Während in den ersten beiden Quartalen 2015 noch 51 Windenergieanlagen
genehmigt wurden, waren es im dritten Quartal 2015 nur noch vier Anlagen.14
2.3 Welchen Einfluss hat das neue Ausschreibungsverfahren für Onshore-Windenergieanlagen
auf Ihr Unternehmen (Mehrfachnennungen möglich)?
Umsätze sinken
34%
Verlagerung von Geschäftsaktivitäten in andere Märkte
34%
keine
32%
Erhöhung von Planungskosten
28%
Einstellung von Mitarbeitern
17%
Abbau von Mitarbeitern
15%
Umsätze steigen
13%
Gefährdung des Fortbestands des Unternehmens
13%
Reduzierung von Planungskosten
9%
0%
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10%
20%
30%
40%
50%
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Die Umstellung zur Förderung des Stroms aus Onshore-Windenergieanlagen auf Ausschreibungsverfahren wird zahlreiche
direkte Auswirkungen auf die Unternehmen haben. So befürchten viele Unternehmen, dass die Umstellung auf Ausschreibung in ihrem Unternehmen zu sinkenden Umsätzen und einer Verlagerung der geschäftlichen Aktivitäten in andere Märkte
führen wird. Vor allem Dienstleister und Projektentwickler rechnen mit weniger Umsätzen als Folge der Ausschreibungen.
Zudem sind die Unternehmen der Auffassung, dass sich die Planungskosten erhöhen werden, da die Ausschreibung und die
damit verbundenen Risiken bei der Projektplanung miteinbezogen werden müssen. Allerdings sehen nur wenige Unternehmen den Fortbestand ihres Unternehmens durch die Umstellung der Förderung auf Ausschreibungen gefährdet.
2.4 Welche Akteure werden Ihrer Meinung nach aufgrund der Ausschreibungsverfahren vom
Markt verschwinden (Mehrfachnennungen möglich)?
kleine Projektentwickler
91%
Privatinvestoren
76%
Bürgerwind-Initiativen
71%
Landwirte
67%
kleine, regionale Energieversorger
31%
öffentliche Körperschaften
24%
Projektgesellschaften
18%
sonstige
4%
große Projektentwickler
0%
große Energieversorger
0%
Hersteller
0%
institutionelle Investoren
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
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Gemäß dem vom BMWi kürzlich veröffentlichten Eckpunktepapier (EEG-Novelle 2016) soll im Rahmen der Ausbauziele insbesondere die Akteursvielfalt erhalten bleiben. Der bisherige Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland basiert
maßgeblich auf dem Engagement einer Vielzahl verschiedener Personen, Unternehmen und Verbände sowie Bürgerenergiegenossenschaften. Um die Akteursvielfalt bei der Umstellung auf Ausschreibungen zu wahren, wurde eine Bagatellgrenze von
einem MW eingeführt. Das heißt, nur sehr kleine Anlagen werden von der Ausschreibung ausgenommen. Außerdem wurde
laut BMWi ein einfaches und transparentes Ausschreibungsdesign gewählt, dessen Elemente auf die Chancen kleinerer Akteure zugeschnitten sind. Zudem werde die Bundesregierung spezielle Beratungs- und Unterstützungsangebote für kleine Akteure initiieren und die Auswirkungen auf die Akteursvielfalt regelmäßig evaluieren.15
Trotzdem sind 87 Prozent der befragten Unternehmen davon überzeugt, dass durch das Ausschreibungsverfahren für
Onshore-Windenergieanlagen Akteure vom Markt verschwinden werden. Das werden nach Angaben von über 90 Prozent der
Befragten in erster Instanz kleine Projektentwickler sein. Aber auch Privatinvestoren, Bürgerwind-Initiativen und Landwirte
werden nach Einschätzung von über zwei Dritteln der befragten Unternehmen vom Markt verdrängt. Dagegen werden sich
große Projektentwickler und Energieversorger sowie Hersteller weiter auf dem Markt behaupten, was zu einer Marktkonzentration und Konsolidierung führen könnte. Dadurch wäre die gesamtgesellschaftliche Akzeptanz der Erneuerbaren Energien gefährdet und das Ziel der Aufrechterhaltung der Akteursvielfalt nicht erreicht.
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2.5 Wird es aufgrund der Ausschreibungsverfahren für Onshore-Windenergieanlagen neue
Geschäftsmodelle geben?
45%
55%
nein
ja
Das neue Ausschreibungsverfahren für Onshore-Windenergie wird nach Ansicht von 55 Prozent der befragten Unternehmen
zu neuen Geschäftsmodellen führen. Hier wurden vor allem Kooperationen oder Partnerschaften genannt. Darüber hinaus
können sich die befragten Unternehmen vorstellen, dass neue Ausschreibungsdienstleister in den Markt eintreten werden.
Diese würden den Anlagenbetreibern ihre Ausschreibungs-Expertise anbieten und damit die Bietsicherheit auf eine Förderung erhöhen bzw. gewährleisten. Um mehr Sicherheiten für den Zuschlag einer Förderung zu ermöglichen, könnte sich auch
die Finanzierung von Bietsicherheiten (bid bonds) auf dem Markt etablieren, vermuten einige der Befragten.
2.6 Welchen Einfluss hat das neue Ausschreibungsverfahren auf Investitionen in OnshoreWindenergieanlagen (Mehrfachnennungen möglich)?
Projekte/Investitionen werden vorgezogen
78%
Institutionelle Großinvestoren steigen in den Markt ein
47%
Nachfrage nach Investitionen sinkt
24%
sonstige
16%
Nachfrage nach Investitionen steigt
12%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Aufgrund des 2017 in Kraft tretenden Ausschreibungsverfahrens werden Investitionen vorgezogen. Das geben fast 80 Prozent der befragten Unternehmen an, vor allem Projektentwickler. Zusammen mit dem derzeit günstigen Zinsniveau wird der
Markt im laufenden Geschäftsjahr folglich noch einmal angeheizt. Langfristig gesehen wird die Nachfrage nach Investitionen
dennoch durch die Einführung der Ausschreibungsverfahren sinken, meint knapp ein Viertel der befragten Unternehmen.
Durch das Auslaufen der festen gesetzlichen Einspeisevergütung in Deutschland nehme das Interesse institutioneller Großinvestoren an direkten Investments in Onshore-Windenergieprojekte zu, erwartet fast die Hälfte der Unternehmen.
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2.7 Bleibt der deutsche Onshore-WindenergieMarkt künftig für Investoren noch interessant?
2.8 Werden aufgrund der Ausschreibungsverfahren für die Marktakteure Projekte im europäischen oder außereuropäischen Ausland interessanter?
4%
26%
74%
96%
ja
nein
ja
nein
Fast alle Unternehmen sind der Überzeugung, dass der deutsche Onshore-Windenergiemarkt trotz der bekannten Herausforderungen auch weiterhin für Investoren interessant bleiben wird. Dennoch gewinnen aufgrund der Ausschreibungsverfahren Projekte im europäischen und außereuropäischen Ausland an Attraktivität, behaupten fast drei Viertel der Befragten.
2.9 Beobachten Sie veränderte Finanzierungsanforderungen der Banken im Rahmen des neuen
Ausschreibungsverfahrens für OnshoreWindenergieanlagen?
45%
55%
nein
ja
Die neuen Ausschreibungsverfahren für Onshore-Windenergieanlagen werden nach Ansicht von knapp der Hälfte der Unternehmen auch veränderte Finanzierungsanforderungen der Banken nach sich ziehen. Die Befragten gehen davon aus, dass
Banken höhere Eigenkapitalquoten fordern und die Finanzierungslaufzeiten von Krediten verkürzt werden, obwohl die Förderung laut dem vorliegenden Eckpunktepapier über 20 Jahre laufen wird.
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THEMENFELD 3: VERGÜTUNGSSTOPP BEI NEGATIVEN STROMPREISEN
Am 1. Januar 2016 ist der § 24 des Erneuerbaren Energien-Gesetztes (EEG) in Kraft getreten. Er beinhaltet die sogenannte
Sechs-Stunden-Regel für Windenergieanlagen, die seit dem 1. Januar 2016 in Betrieb gegangen sind oder gehen werden. Dadurch sinkt die Marktprämie auf null, wenn „der Wert der Stundenkontrakte für die Preiszone Deutschland/Österreich am
Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Paris an mindestens sechs aufeinanderfolgenden Stunden negativ ist“. Hiervon
ausgenommen sind nur Windenergieanlagen mit einer installierten Leistung von weniger als drei MW oder sonstige Anlagen
mit einer installierten Leistung von weniger als 500 kW sowie Demonstrationsanlagen.16 In Verbindung mit der so genannten Verklammerung von Windenergieanlagen (§ 32 EEG) fallen nahezu alle Windprojekte mit Inbetriebnahmen 1. Januar
2016 unter den § 24 EEG.
Obwohl es nicht klar im Gesetzestext definiert ist, wurde bisher einheitlich davon ausgegangen, dass die Preise am DayAhead-Markt der EPEX als Bezugswerte für die Regelung gelten. Nach dem neusten Entwurf des Strommarktgesetzes vom
20. Januar 2016 soll der § 24 EEG 2014 allerdings angepasst werden. Die Regelung soll sich dahingehend ändern, dass „der
Wert eines Stundenkontraktes (...) negativ ist, wenn für die betreffende Stunde jeweils der Wert in der vortägigen Auktion
am Spotmarkt und der volumengewichtete Durchschnitt der Preise aller Transaktionen im kontinuierlichen untertägigen
Handel am Spotmarkt negativ sind.“ Das bedeutet, die Stundenkontrakte müssen sowohl im Day-Ahead-Markt als auch im
Intra-Day-Markt negativ sein. Die Änderung soll nach aktuellem Entwurf dann rückwirkend ab dem 1. Januar 2016 gelten.
Das Gesetzgebungsverfahren zum Strommarktgesetzt soll im Frühjahr 2016 abgeschlossen werden. Es bleibt also abzuwarten, wie die Ausgestaltung des Gesetzestextes letztendlich aussehen wird.
Laut der Managementberatung enervis energy advisors addierten sich am Day-Ahead-Markt im Jahr 2015 die mindestens
sechs Stunden dauernden Phasen mit ununterbrochen negativen Börsenstrompreisen auf insgesamt 56 Stunden. Im IntraDay-Markt traten 97 Stunden auf. Da nach dem neuen Gesetzesentwurf nur noch die Stunden relevant sind, in denen beide
Märkte zeitgleich negative Preise über mindestens sechs Stunden aufweisen müssen, verbleiben für das Jahr 2015 nur noch
19 Stunden, für die § 24 EEG gegolten hätte. Historisch betrachtet nahm die Häufigkeit negativer Sechs-Stunden-Blöcke am
Day-Ahead-Markt seit 2013 und am Intra-Day-Markt seit 2012 von Jahr zu Jahr kontinuierlich zu. Dies gilt allerdings nicht
für die Schnittmenge beider Märkte. Diese schwankte zwischen den Jahren 2012 und 2015 von Jahr zu Jahr erheblich.17 Die
im Gesetzesentwurf angestrebte Klarstellung der im § 24 enthaltenen Sechs-Stunden-Regel dämpft zwar die Risiken für die
Onshore-Windenergiebranche. Durch die Verknüpfung der beiden Märkte wird die Prognose der relevanten Sechs-StundenBlöcke, in denen die Marktprämie entfällt, allerdings schwieriger und damit die Berechnung möglicher Erlösverluste unsicherer.
3.1 Rechnen Sie aufgrund der „Sechs-StundenRegel“ mit Erlösausfällen bei neuen Windparks?
3.2 In welcher Höhe erwarten Sie Erlösausfälle
pro Jahr?
7%
22%
10%
78%
ja
nein
83%
bis 10 Prozent
10 bis 25 Prozent
25 bis 50 Prozent
über 50 Prozent (0%)
keine Erlösausfälle (0%)
Somit sind auch die zukünftigen Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit von Windenergieanlagen unklar. Das Risiko, dass
Strompreise im Day-Ahead- und Intra-Day-Markt zeitgleich über mindestens Sechs-Stunden-Blöcke negativ sind, sollte in
seiner zeitlichen Dimension aber nicht unterschätzt werden. So rechnen insgesamt drei Viertel der befragten Unternehmen
mit einer Zunahme negativer Strompreise in den nächsten Jahren. Daher ist davon auszugehen, dass auch die Häufigkeit der
relevanten Sechs-Stunden-Blöcke, in denen die Marktprämie entfällt, steigen wird. Fast 80 Prozent der befragten Unterneh-
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men befürchten, dass es aufgrund der „Sechs-Stunden-Regel“ zu Erlösausfällen bei neuen Windparks kommen wird. Obwohl
die Häufigkeit der Sechs-Stunden-Blöcke nicht eindeutig vorhergesagt werden kann, rechnen 83 Prozent der Unternehmen
mit Erlösausfällen von bis zu zehn Prozent. 17 Prozent der Befragten erwarten sogar Erlösausfälle zwischen zehn und 50 Prozent.
3.3 Ab welchem Jahr rechnen Sie mit Erlösausfällen?
2017
63%
2020
30%
2023
4%
2026
3%
nach 2030
0%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Insbesondere ab dem Jahr 2017 werden Erlösausfälle von fast zwei Dritteln der Befragten prognostiziert. Ab 2020 rechnen
30 Prozent der Unternehmen mit Erlösausfällen. Allgemeine Prognosen weisen große Unterschiede in Bezug auf die Stundenanzahl negativer Strompreise und damit einhergehender Erlösausfälle auf. Diese Unterschiede sind auf eine Vielzahl von
Parametern zurückzuführen, u. a. auf den langen Prognosezeitraum bis 2030 sowie Unsicherheiten über die Entwicklung des
Strommarktdesigns und der Technologien (beispielsweise Speichertechnologien).
3.4 Werden Direktvermarkter Ihrer Meinung nach
das Risiko von potenziellen Erlösausfällen übernehmen?
3.5 Über welchen Zeitraum werden die Risiken
Ihrer Meinung nach übernommen?
14%
21%
34%
29%
66%
36%
ja
nein
bis 2 Jahre
bis 5 Jahre
bis 10 Jahre
mehr als 10 Jahre
Unklar ist derzeit noch, wie mit dem Risiko möglicher Erlösausfälle umgegangen werden soll. Dieses sollte in jedem Fall
künftig in Wirtschaftlichkeitsberechnungen mit einfließen und in Renditeberechnungen durch Variationen in ihrer Wirkung
abgeschätzt werden. Ob das Vergütungsausfallrisiko vom Projekteigentümer zu tragen ist und wie ggf. die wirtschaftlichen
Auswirkungen sind, richtet sich zunächst einmal nach der Ausgestaltung der Direktvermarktungsverträge sowie dem Verhalten des jeweiligen Direktvermarkters. Nur ein Drittel der befragten Unternehmen geht davon aus, dass Direktvermarkter das
Risiko potenzieller Erlösausfälle tragen werden. Uneinigkeit besteht über den Zeitraum, für den die Risiken von
Direktvermarktern übernommen werden.
Einige Direktvermarkter bieten bereits Versicherungsangebote, die das Ausfallrisiko durch den § 24 EEG 2014 abdecken sollen. Eine dauerhafte Absicherung des Risikos durch Dirketvermarkter ist aufgrund der üblichen Laufzeit von Direktvermark-
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tungsverträgen von maximal fünf Jahren aktuell nur schwer möglich. Daher sollte eine angemessene Risikoverteilung zwischen Anlagenbetreibern und Direktvermarktern gefunden werden, die den Direktvermarktern eine effiziente Gebotsstrategie bezüglich des § 24 ermöglicht.
3.6 Welche weiteren Auswirkungen hat der § 24 EEG 2014 Ihrer Meinung nach auf die
Onshore-Windenergieanlagen-Branche (Mehrfachnennungen möglich)?
höhere Risikoaufschläge bei Kreditgebern
81%
Erschwerung der Projektbewertung
73%
Abschaltung von WEA bei negativen Preisintervallen
71%
Erhöhung der Projektkosten
27%
sonstige
6%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Der in § 24 EEG geregelte Vergütungsstopp bei negativen Strompreisen wird darüber hinaus weitere Konsequenzen auf die
Onshore-Windenergiebranche haben. So rechnen über 80 Prozent der Befragten mit höheren Risikoaufschlägen bei Kreditgebern. Banken sind sich derzeit noch uneinig, wie genau mit dem Risiko umgegangen werden soll, allerdings müssen entsprechende Sicherheiten in die Vertragsausgestaltungen einkalkuliert werden. Außerdem werde die allgemeine Projektbewertung erschwert, was nicht zuletzt an der komplexen Prognostizierbarkeit von negativen Strompreisen an der EPEX liegt.
Mehr als 70 Prozent der Unternehmen gehen davon aus, dass Windenergieanlagen während negativer Preisintervalle künftig
abgeschaltet werden. Auch diese Umstände könnten ein Grund für das sich ins Ausland verlagernde Interesse der Branche
sein.
3.7 Gibt es aus Ihrer Sicht bereits technisch
ausgereifte Lösungen und Verfahrensabläufe für
die Fernsteuerbarkeit von OnshoreWindenergieanlagen?
3.8 Kann die Fernsteuerbarkeit grundsätzlich ein
günstiges Instrument zur Vermeidung negativer
Strompreise sein?
18%
32%
68%
82%
ja
nein
ja
nein
Bereits seit Inkrafttreten des EEG 2014 zum 1. August 2014 gilt für alle Neuanlagen eine verpflichtende Direktvermarktung,
wenn die installierte Leistung der Anlage 500 Kilowatt (kW) übersteigt. Seit dem 1. Januar 2016 werden zusätzlich auch
Neuanlagen mit einer installierten Leistung ab 100 kW zur Direktvermarktung verpflichtet (EEG 2014, § 37). Zudem besteht
eine verpflichtende Fernsteuerbarkeit für Anlagen, deren Strom direkt vermarktet wird. Mit dieser Maßnahme soll der Ge-
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fahr negativer Börsenpreise durch eine hohe Einspeisung entgegengewirkt werden. Der Großteil der Umfrageteilnehmer (82
Prozent) ist davon überzeugt, dass die Fernsteuerbarkeit von Onshore-Windenergieanlagen grundsätzlich geeignet ist, um
negative Strompreise zu vermeiden.
Rund zwei Drittel der befragten Unternehmen geben an, dass es bereits technisch ausgereifte Lösungen und Verfahrenstechniken zur Fernsteuerbarkeit von Onshore-Windanlagen gibt. Zahlreiche Unternehmen und Direktvermarkter bieten seit Einführung der Fernsteuerungspflicht kostengünstige und eigenständige Fernsteuerlösungen zur Überwachung und Steuerung
von Windenergieanlagen an. Diese Messsysteme registrieren sämtliche Eingriffe in die Anlage durch den Energieversorger
oder Direktvermarkter. Die Stromproduktion kann in Echtzeit abgerufen, laufend mit Prognosen abgeglichen und in Sekundenschnelle den Markterfordernissen angepasst werden. Einige Anbieter haben bereits eine Software („virtuelle Kraftwerke“)
entwickelt, die Windenergieanlagen, Speicher und steuerbare Verbraucher über eine zentrale Leitwarte vernetzt, koordiniert
und kontrolliert.
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KONTAKT
Lars Quandel
Leiter Energie & Versorger
[email protected]
Tel.:
040 3333 14035
Inka Klinger
Leiterin Vertrieb Deutschland
[email protected]
Tel.:
040 3333 11343
Nils Driemeyer
Leiter Vertrieb Europa
[email protected]
Tel.:
040 3333 11182
IMPRESSUM
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HAMBURG: Gerhart-Hauptmann-Platz 50, 20095 Hamburg, Telefon 040 3333-0, Fax 040 3333-34001
KIEL: Martensdamm 6, 24103 Kiel, Telefon 0431 900-01, Fax 0431 900-34002
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http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Erneuer
bareEnergien/PVFreiflaechenanlagen/Bericht_Pilotausschreibungen_2015.pdf;jsessionid=D067D05D822501FE98E46A20E066D0FC?__blob=publicationFil
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https://www.wind-energie.de/presse/meldungen/2015/bwe-bayern-zieht-ernuechternde-bilanz-nach-einem-jahr-10habstandsregelung
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15
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