Stellungnahme der juwi AG zu den Eckpunkten für ein Ausschreibungsdesign für Photovoltaik-Freiflächenanlagen Stand

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1 Stellungnahme der juwi AG zu den Eckpunkten für ein Ausschreibungsdesign für Photovoltaik-Freiflächenanlagen Stand Einleitung Die juwi AG ist einer der führenden Projektentwickler für Wind- und PV-Anlagen. Neben dem Kernmarkt Deutschland ist juwi international in über 20 Ländern aktiv. Bis heute wurden knapp 3 GW erneuerbare Energien Kapazitäten mit einem gesamten Investitionsvolumen von ca. 5,5 Mrd. EUR installiert. Das Unternehmen verfolgt die klare Vision eines Umbaus der Energieversorgung hin zu erneuerbaren und dezentralen Energieerzeugungsstrukturen unter Einbindung regionaler Akteure, Kommunen und Bürger. Die angebotenen Dienstleistungen reichen von der Beratung, über die Projektentwicklung und Planung, Bau und Finanzierung bis hin zur technischen und kaufmännischen Betriebsführung. Vorbemerkungen juwi: Für juwi bilden stabile und auf einen nachhaltigen Umbau des Energiesystems ausgerichtete politische Rahmenbedingungen die Grundlage für erfolgreiche Geschäftstätigkeiten weltweit. Kosteneffizienz ist dabei die Voraussetzung für Akzeptanz in Politik und Öffentlichkeit und damit Basis für langfristig wirtschaftlichen Erfolg. Auf Grundlage der nationalen und internationalen Erfahrungswerte spricht sich juwi deutlich gegen eine Umstellung des deutschen Fördersystems auf Ausschreibungen aus. Ausschreibungen sind im Vergleich zum bestehenden System (Preisvorgabe) ein Instrument, welches in den Markt durch Mengenvorgabe eingreift. Zusätzliche Transaktionskosten für die Abwicklung als auch die Einpreisung der mit Ausschreibungen verbundenen Risikopositionen auf Seiten der Bieter führen regelmäßig zu deutlich höheren volkswirtschaftlichen Kosten. Bezüglich der Effekte für den Markt zeigen die Erfahrungen mit Ausschreibungsmodellen in anderen Ländern, dass diese zu Investitionsunsicherheit und zu einem deutlich verlangsamten und unzuverlässigen Zubau Erneuerbarer-Energie- Anlagen führen. Zudem werden finanzstarke Akteure bevorteilt, da die mit Ausschreibungen verbundenen Risiken von ihnen am besten bewältigt werden können. Kleinere Akteure werden aus dem Markt gedrängt und Oligopole befördert, einhergehend mit der Konzentration der Marktmacht auf wenige Akteure und möglicher Preisabsprachen. Die EU Kommission hat diese Problematik erkannt und in den am verabschiedeten neuen Leitlinien für staatliche Beihilfen für Umweltschutz und Energie den Mitgliedsstaaten bezüglich der Einführung von Ausschreibungen einen entsprechenden Ermessensspielraum eingeräumt (unter der Maßgabe, dass das EEG zukünftig überhaupt als Beihilfe eingestuft wird und folglich unter die Beihilfe-Leitlinien fällt). Beihilfen sollen demnach ab auf wettbewerblichen Ausschreibungen und auf Basis klarer, transparenter und nicht-diskriminierender Kriterien beruhen, es sei denn ein Mitgliedstaat legt dar, dass nur ein Projekt oder eine begrenzte Anzahl von Projekten oder Standorten dafür geeignet sind, ein Mitgliedstaat legt dar, dass wettbewerbliche Ausschreibungen in höherem Aufwand münden (Kosteneffizienz), ein Mitgliedstaat legt dar, dass wettbewerbliche Ausschreibungen geringere Projektrealisierungen nach sich ziehen (realisierter Zubau). Den Mitgliedstaaten wird demzufolge hinsichtlich der Einführung von Ausschreibungssystemen ein breiter Argumentationsspielraum zugebilligt.

2 Vor diesem Hintergrund sollte die Bundesregierung vor einer generellen Einführung von Ausschreibungen zunächst wie im Koalitionsvertrag festgehalten eine erfolgreiche und bezüglich der Zieldimensionen Kosteneffizienz, realisierter Ausbau und Akteursvielfalt, vorteilhafte Wirkung und damit eine Vorzugswürdigkeit gegenüber dem EEG mittels technologiespezifischer Pilotverfahren nachweisen. Die Regelungen im EEG 2014 sehen einen nicht sachgerechten Automatismus mit verpflichtenden Ausschreibungen für alle Technologien ab dem vor. Damit verbunden ist große Rechtsunsicherheit, da nur Erneuerbare- Energie-Anlagen mit vorliegender Genehmigung bis Ende 2016 Bestandsschutz haben. Bei Beibehalten des Zeitplans muss zudem bereits in 1 ½ Jahren (Ende 2015) das nächste EEG-Verfahren begonnen werden, was zu weiterer Verunsicherung und mangelnder Planbarkeit führt. Vor dem Hintergrund langer Projektentwicklungszeiten (Wind-Onshore in der Größenordnung von 3-5 Jahren) stellen diese Regelungen einen massiven Eingriff in den Vertrauensschutz dar und sind hinsichtlich verlässlicher Rahmenbedingungen weder sachgerecht noch zielführend. Dies vorangestellt, beteiligt sich juwi an der vorliegenden Konsultation, um eine bestmögliche Ausgestaltung eines PV-Freiflächen-Ausschreibungspiloten in Deutschland sicherzustellen. Die Teilnahme an der Befragung ändert jedoch nichts an den zuvor dargestellten Bewertungen bezüglich der Sinnhaftigkeit einer generellen Systemumstellung auf Ausschreibungen in Deutschland. Seit 2012 hat in Deutschland im Bereich der PV-Freifläche aufgrund der Vergütungskürzung ein Markteinbruch stattgefunden. Die aktuell noch realisierten PV-Freiflächenprojekte werden in der Regel nicht auf Basis von Vollkostenbetrachtungen umgesetzt, vielmehr handelt es sich um günstig angekaufte und vorentwickelte Projekte, beispielsweise aus Insolvenzmassen. Dieser verzerrende Effekt wird auch im Rahmen der geplanten Ausschreibungen zu Tage treten: Vorentwickelte Projekte, mit zum Teil bereits abgeschriebenen Projektentwicklungskosten, werden die Preise der ersten Ausschreibungsrunden verfälschen und die Erarbeitung realistischer Erfahrungswerte erschweren. 2

3 Übersicht Konsultationsfragen 1. Werden der vorgeschlagene Ausschreibungsgegenstand und die vorgeschlagene Projekthöchstgrenze als sinnvoll angesehen? Wie kann eine sinnvolle Zusammenfassung von Photovoltaikmodulen erfolgen, um die Einhaltung der Projekthöchstgrenze sicherzustellen? Welche Flächenverfügbarkeit erwarten Sie bei den drei vorgeschlagenen Handlungsalternativen, und welche Flächenkulisse sehen Sie als sinnvoll an? Wie kann eine regionale Verteilung der Projekte sichergestellt werden, und welche Verteilung ist dabei anzustreben? Wird das vorgeschlagene Ausschreibungsverfahren als sinnvoll angesehen, auch vor dem Hintergrund der Flächenverfügbarkeit und Wettbewerbssituation? Wie sollte der Höchstpreis bestimmt werden? Welche Aspekte des Ausschreibungsverfahrens sind aus Ihrer Sicht für den Erfolg der Ausschreibungen wesentlich? Sind die vorgeschlagenen Teilnahmebedingungen und Qualifikationsanforderungen sinnvoll? Welche Pönalen/Strafzahlungen führen aus Ihrer Sicht zu einer hohen Realisierungsrate der Projekte und sind noch für kleinere Akteure tragbar? Welche weiteren Modelle sind aus Ihrer Sicht geeignet, um eine Balance zwischen hoher Realisierungsrate und einer Minimierung der Bieterrisiken zu schaffen? Welche Höhe der Bid-Bonds und der Pönalen ist aus Ihrer Sicht angemessen? Welche Auswirkungen auf die Finanzierungskosten von neuen Projekten erwarten Sie im vorgeschlagenen Modell? Sollte eine Rückgabe von Förderberechtigungen möglich sein und zu welchen Kosten? In welchen Fällen sollte eine Rückgabe möglich sein? Wie sind diese Fälle juristisch abgrenzbar? Welche Auswirkungen hätte eine solche Regelung auf die Realisierung der Projekte? Sollte eine Rückgabe bei Fremdverschulden möglich sein? Was wären konkrete Kriterien für ein solches nicht vom Projektentwickler zu vertretendes Verschulden? Soll die Förderberechtigung projektbezogen oder personenbezogen ausgestaltet werden? Welche Vorteile und Risiken sehen Sie beim Handel von Förderberechtigungen? Welche Übertragbarkeiten sollten zulässig sein, um Bieterrisiken zu minimieren? Welche Regelungen sind aus Ihrer Sicht geeignet, im Rahmen eines Ausschreibungssystems eine hohe Akteursvielfalt aufrecht zu erhalten? Falls dies aus Ihrer Sicht entgegen des hier vorgestellten Vorschlags Sonderregelungen für kleine Projekte (z. B. Bürgerenergieprojekte) erforderlich macht: Wie könnten diese kleinen Projekte von Projekten großer professioneller Akteure rechtlich eindeutig abgegrenzt werden?

4 Konsultation zum Ausschreibungsgegenstand 1. Werden der vorgeschlagene Ausschreibungsgegenstand und die vorgeschlagene Projekthöchstgrenze als sinnvoll angesehen? Im Rahmen der Ausschreibung soll die zu installierende Leistung von Photovoltaik-Freiflächenanlagen versteigert werden. Die Teilnehmer an der Ausschreibung benennen die Menge der installierten Leistung, für die sie eine Förderberechtigung erhalten möchten, und bieten einen anzulegenden Wert in EURct/kWh im Sinne des 23 Absatz 1 Satz 2 EEG Die Förderung erfolgt im Rahmen der Direktvermarktung über die gleitende Marktprämie pro eingespeiste Kilowattstunde. Die maximale Größe der Projekte, die einen Zuschlag im Rahmen der Ausschreibung erhalten können, soll auf 25 MW begrenzt werden. Bisher sieht das EEG eine Begrenzung der Projektgröße auf 10 MW vor. Die Vergrößerung soll kosteneffizientere Projekte ermöglichen. Ausschreibungsgegenstand, maximale Anlagengröße und anzulegender Wert erscheinen sinnvoll. Die Anlagenleistung sollte für die Bestimmung der Projekthöchstgrenze von einer DC-Betrachtung auf eine AC-Betrachtung umgestellt werden. Eine maximale Anlagengröße von 25 MW stellt einen sachgerechten als Kompromiss zwischen Erhöhung der Kosteneffizienz und Beibehaltung der Akteursvielfalt bei einem begrenztem Ausschreibungsvolumen dar. Eine gleichzeitige Öffnung der Flächenkulisse für Ackerflächen ist zur Hebung der Effizienzpotenziale unbedingt erforderlich. Die ohnehin mit Ausschreibungen entstehenden Bieter-Risiken können nur durch das Beibehalten einer gleitenden Marktprämie im Rahmen der Direktvermarktung in Grenzen gehalten werden. Die Betrachtung MW-Anlagenleistung und anzulegender Wert entsprechen der Logik des EEG; Marktakteure kennen diese Dimensionen und haben entsprechend umfangreiche Erfahrungen bei der Planung anhand dieser Kenngrößen. Die technische Betrachtung der Anlagenleistung sollte im Zuge der PV-Ausschreibungen von einer DC- Betrachtung (Leistung der Module) auf AC-Betrachtung (netzgekoppelte Wechselrichterleistung) umgestellt werden, um eine Vereinheitlichung gegenüber den anderen Technologien im EEG herzustellen. Eine AC- Betrachtung ist aus Sicht des Energiesystems/der Netze wesentlich zielführender, da es eine unmittelbare Auskunft der tatsächlichen Leistungsfähigkeit der Anlage als auch der erforderlichen Leistungsfähigkeit der Netze darstellt. Eine Umstellung der Anlagenleistung auf eine AC-Betrachtung ermöglicht zudem eine Entwicklung hinsichtlich standortoptimierter Anlagen. Dieser Effekt ist vergleichbar mit der aktuell wahrzunehmenden Entwicklung von optimierten Windenergieanlagen für das Binnenland: i. das Verhältnis überstrichene Rotorfläche zur Generatorleistung (AC) wird durch den Einsatz längerer Rotoren und kleinerer Generatoren gesteigert. Dadurch erzeugen die Anlagen stetiger Strom. Durch die relativ geringe Generatorleistung werden die Netze zudem von hohen Einspeisespitzen entlastet. 4

5 ii. Eine AC-seitige Betrachtung bei PV-FFA könnte eine ähnliche Entwicklung wie bei Wind onshore stimulieren. Das Verhältnis Modulfläche/Modulleistung zur Wechselrichter Leistung (AC) könnte durch eine Vergrößerung der Modulfläche/Modulleistung und kleineren Wechselrichtern gesteigert werden. Dadurch würden PV-Anlagen stetiger Strom bereitstellen. Durch die relativ geringe Wechselrichterleistung wären die Netze zudem von hohen Einspeisespitzen entlastet. iii. Eine solche, aus Sicht des Energiesystems und unter volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten, sinnvolle Entwicklung bei PV-FFA sollte durch eine Umstellung von einer DC-Betrachtung (Modulleistung) auf eine AC-Betrachtung (netzgekoppelte Wechselrichterleistung) ermöglicht werden. Sofern bei Erhöhung der Anlagenleistung nicht gleichzeitig eine Aufhebung der Flächenrestriktionen erfolgt, können die Effizienpotenziale zur Kostenreduktion nicht gehoben werden. Zudem führt eine Beibehaltung der Restriktionen kurz- bis mittelfristig zu einer Verknappung des Angebots an Flächen und damit zu höheren Preisen im Rahmen von wettbewerblichen Ausschreibungen. Prinzipiell ist eine Öffnung der Projekthöchstgrenze auf 25 MW mit einem zusätzlichen Konversionsflächen- Bonus nicht zielführend, da der Stromverbraucher nicht für die Kosten der Behandlung von beispielsweise Altlasten und Kampfmitteln aufkommen sollte. Dies belastet die EEG-Umlage mit sachfremden Kosten. Die gleitende Marktprämie sorgt weiterhin für geringe Risikoaufschläge von Seiten der Banken. Damit können die Gestehungskosten niedrig gehalten werden. Ein Wechsel zu einer fixen Prämie würde zu großer Verunsicherung bei den Finanzgebern und damit hohen Risikoaufschlägen führen, ohne aus Perspektive der Marktintegration einen tatsächlichen Mehrwert zu leisten. Aus Gründen des Vertrauensschutzes sollte dies auch nicht leichtfertig als Testballon im Rahmen der PV-Ausschreibungen ausprobiert werden. 2. Wie kann eine sinnvolle Zusammenfassung von Photovoltaikmodulen erfolgen, um die Einhaltung der Projekthöchstgrenze sicherzustellen? Sofern nicht weitergehend in der Verordnung geregelt, gelten die Vorgaben des EEG Absatz (1) EEG 2014 Förderung für Strom aus mehreren Anlagen definiert, dass mehrere Anlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung des Anspruchs auf finanzielle Förderung für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator als eine Anlage gelten, wenn 1. sie sich auf demselben Grundstück oder sonst in unmittelbarer räumlicher Nähe befinden, 2. sie Strom aus gleichartigen Erneuerbaren Energien erzeugen, 3. der in ihnen erzeugte Strom nach den Regelungen dieses Gesetzes in Abhängigkeit von der Bemessungsleistung oder der installierten Leistung der Anlage finanziell gefördert wird und 4. sie innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen worden sind. Nach 32 Absatz (2) EEG 2014 stehen unbeschadet von 32 Absatz (1) mehrere Anlagen nach 51 Absatz (1) Nummer 2 und 3 unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung des Anspruchs auf finanzielle Förderung für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator einer Anlage gleich, wenn sie 1. innerhalb derselben Gemeinde, die für den Erlass des Bebauungsplans zuständig ist, errichtet worden sind und 2. innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in einem Abstand von bis zu 2 Kilometern in der Luftlinie, gemessen vom äußeren Rand der jeweiligen Anlage, in Betrieb genommen worden sind. 5

6 Die Steuerung der Anlagenzusammenfassung sollte unmittelbar über die Ausschreibungen beziehungsweise die erteilten Zuschläge erfolgen. Die Kriterien gemäß 32 sollten hierzu neu gefasst/angepasst und auf Anwendbarkeit durch die BNetzA geprüft werden. Bereits bezuschlagte Projekte sollten zur Prüfung der Zusammenlegung wie in Betrieb befindliche Anlagen betrachtet werden, die zeitlichen Fristen für eine Zusammenlegung gem. 32 EEG 2014 für PV-FFA von 24 Monaten reduziert werden. Praktikabel erscheint eine Betrachtung je Ausschreibungsrunde. Für einmal erteilte Förderberechtigungen muss Bestandsschutz gelten Durch Neufassung/Anpassung der Regelungen zur Förderung von Strom aus mehreren Anlagen ( 32 EEG 2014) können sowohl erhöhter administrativer Aufwand, Rechtsunsicherheit als auch das Risiko von Schadensersatzklagen gegen die Bundesrepublik Deutschland reduziert werden. Prinzipiell sollte bei der Ausgestaltung gelten: 1. Bestandsschutz: Für bereits mit einer Förderberechtigung ausgestattete Projekte muss bezüglich der bezuschlagten Vergütungshöhe Bestandsschutz gelten. 2. Transparenz: Die BNetzA sollte die Standorte und Anlagengrößen der im Rahmen von PV-FFA bezuschlagten Projekte unmittelbar nach Bezuschlagung öffentlich im Internet bekanntgeben. 3. Die Steuerung der Zusammenfassung sollte im Rahmen der Ausschreibungen stattfinden. Die BNetzA prüft die zu berücksichtigenden Kriterien und erteilt Zuschläge für Förderberechtigungen nur im Falle einer positiven Prüfung. 4. Um das Verfahren aus Sicht der BNetzA praktikabel zu halten, sollten eine bezuschlagte, aber noch nicht in Betrieb befindliche Anlage wie eine bereits in Betrieb befindliche Anlage betrachtet werden, für die Ermittlung der Projekthöchstgrenze die bereits bezuschlagten Projekte in der jeweils aktuellen Ausschreibung bezüglich einer Zusammenlegung berücksichtigt (gegebenenfalls auch innerhalb einer Ausschreibung) werden, aufgrund der relativ langen Realisierungszeiten von 24 Monaten die Fristen für Zusammenlegungen gegenüber 32 (24 Monate) auf eine Betrachtung je Ausschreibungsrunde reduziert werden (ansonsten könnten Flächen für einen maximalen Zeitraum von bis zu 48 Monaten blockiert werden), die Betrachtung je Ausschreibungsrunde nur für Projekte gelten, die nicht innerhalb eines Abstandes von 2 Kilometern Luftlinie in Betrieb beziehungsweise bezuschlagt wurden. 3. Welche Flächenverfügbarkeit erwarten Sie bei den drei vorgeschlagenen Handlungsalternativen, und welche Flächenkulisse sehen Sie als sinnvoll an? Nach EEG 2014 werden PV-FFA nur bei Vorliegen eines Bebauungsplans und auf folgenden Flächen gefördert: 1. auf Seitenrandstreifen in einer Breite von 110 Metern längs von Autobahnen und Schienenwegen, 2. auf Konversionsflächen aus wirtschaftlicher Nutzung (z. B. aufgegebene Industriestandorte), militärischer Nutzung (z. B. stillgelegte Militärübungsgebiete), verkehrlicher Nutzung (z. B. stillgelegte Bahnlinien) oder wohnungsbaulicher Nutzung (z. B. Abriss von Wohngebäuden), 3. auf nicht bebauten Gewerbe- und Industriegebieten und versiegelten Flächen (z. B. Parkplätze). 6

7 Die Marktanalyse des Forschungskonsortiums hat gezeigt, dass eine ausreichende Wettbewerbssituation auf dem Markt der PV-FFA entscheidend von der Verfügbarkeit von Flächen abhängt. Die Wissenschaftler empfehlen daher in ihrem Bericht, die im EEG bestehende Begrenzung der verfügbaren Flächen zu lockern und die Förderung nur noch an das Vorliegen eines wirksamen Bebauungsplans zu knüpfen. Die Frage, welche Flächenkategorien förderfähig sind, soll daher ergebnisoffen diskutiert werden. Damit bestehen gemäß Konsultation die folgenden Handlungsalternativen: 1. der vollständiger Wegfall der Flächenbeschränkungen, 2. die Beibehaltung oder leichte Ausweitung der Flächenkulisse oder 3. die zusätzliche Beschränkung der Flächenkulisse, beispielsweise durch Streichung der Seitenrandstreifen. Die Beibehaltung beziehungsweise Begrenzung der Flächenkategorien führt zu mangelnder Kosteneffizienz und keiner nachhaltigen, für die Energiewende erforderlichen Verfügbarkeit von Flächen für PV-FFA Ausschreibungen. Eine Wegfall der Flächenbeschränkung ist daher erforderlich. Damit können die Liquidität für Ausschreibungen sowie, in Verbindung mit einer maximalen Projektgröße von 25 MW, die Kosten signifikant gesenkt werden. Flächenverfügbarkeit in Höhe von mindestens 600 MW/a muss nachhaltig möglich sein. Verlust an Ackerland: Die Beschränkung der Flächenkulisse in der Vergangenheit fand vor dem Hintergrund des Wunsches der Steuerung der Zubaumenge und insbesondere auf Drängen der Agrarwirtschaft statt (=Begrenzung des Verlustes an Ackerland). Der nun geplante Ausbaupfad in Höhe von 400MW/a entspricht einer sehr überschaubaren Fläche von schätzungsweise 800 ha Ackerland pro Jahr. Gegenüber dem Status Quo der Flächenkulisse (Seitenrandstreifen) bedeutet eine Aufhebung der Flächenrestriktionen zudem keinen zusätzlichen Verlust an Ackerland, da es sich auch bei den Seitenrandstreifen meist um (gestückelte) Ackerflächen handelt. Kosteneffizienz: Abschätzungen gehen von einem signifikanten Kostenreduktionspotenzial bei Aufhebung der Flächenrestriktionen in Verbindung mit einer Projekthöchstgrenze von 25 MW aus. Das Potenzial zur Kostenreduktion lässt sich im Einzelfall auf bis zu ca. 10% abschätzen (Stand 2014). Es basiert zum einen auf Effizienzsteigerungen im Kontext Projektentwicklung, Planung und Netzanschluss, zum anderen auf erwarteten Skaleneffekten beim Einkauf für wesentliche Anlagenkomponenten (vor allem Module, Wechselrichter und Gestelle). Eine Erweiterung der Seitenrandstreifen würde zu einer leichten, jedoch nicht nachhaltigen Belebung der Flächenverfügbarkeit führen. Das Anlagenlayout müsste zudem weiterhin unvorteilhaft gestückelt über lange Strecken und viele Eigentumsgrenzen geplant werden müssen. Eine kosteneffizienzte Umsetzungen von PV- FFA ist damit nicht zu erwarten. Einmaleffekte: In den ersten Ausschreibungsrunden werden signifikante Einmaleffekte durch vorentwickelte Projekte auftreten. Daraus entsteht jedoch nur eine sehr begrenzte Aussagekraft bezüglich zukünftiger Ausschreibungsrunden, in denen neue Projekte unter Vollkostenbetrachtungen eingebracht werden müssen, um eine nachhaltige Projektentwicklung zu ermöglichen. Anmerkung Steuerung Ackerfläche über Bodenqualität: Ein bundesweit vorgegebener Schwellenwert für eine Bodenqualität, unterhalb derer eine Bebauung mit PV-FFA erlaubt ist, kann zu signifikanten regionalen Verzerrungen und suboptimalen Lösungen für das Energiesystem führen: So werden unabhängig von den 7

8 natürlichen Bedingungen (Sonneneinstrahlung) und den Anforderungen des Energiesystem (Nähe zum Verbrauch, allgemeine Netzsituation) in Regionen mit durchschnittlich hoher Bodenqualität (im Vergleich zum bundesdeutschen Durchschnitt) faktisch keine Flächen zur Verfügung stehen, in Regionen mit relativ geringer Bodenqualtität entsprechend viele Flächen verfügbar sein. Entsprechend wird sich auch der Leistungszubau in diesen Regionen einstellen. Weder aus Perspektive einer kosteneffizienten Stromerzeugung noch aus Sicht des Energiesystems stellt diese Steuerung eine sinnvolle Lösung dar. Eine regionale Differenzierung der Schwellenwerte könnte hier Abhilfe schaffen, stellt jedoch einen hohen Aufwand an die adminstrative Festlegung und Umsetzung dieser Regelung als auch die Vereinbarkeit mit dem EU-Recht dar. 4. Wie kann eine regionale Verteilung der Projekte sichergestellt werden, und welche Verteilung ist dabei anzustreben? Weder das EEG 2012, EEG 2014 noch die Eckpunkte der Verordnung für PV-Ausschreibungen sehen eine regionale Steuerung des PV-FF Zubaus vor. Bundesweit treten regionale Unterschiede in den Einstrahlungswerten und damit auch der Stromertragswerte in eine Größenordnung von 10-15% auf (z.t. auch mit großen Unterschieden innerhalb eines Bundeslandes, beispielsweise Bayern). Da die Einstrahlungswerte bei weitgehend gleichbleibenden Investitionskosten je MW Anlagenleistung unmittelbar die Stromgestehungskosten bestimmen, ist mit einer Konzentration der PV-FFA in den sonnenreichen Gebieten Deutschlands zu rechnen Prinzipiell ist eine ausgeglichene Verteilung von PV-FFA in ganz Deutschland anzustreben, um volkswirtschaftliche Kosten eines zukünftigen Energiesystems möglichst gering zu halten. Dies kann über noch zu entwickelnde Referenzertragsmodelle (analog Wind-Onshore) erreicht werden. Da in der Vergangenheit Im Gegensatz zu Wind-Onshore für die PV-FFA noch keine Erfahrungswerte mit Referenzertragsmodellen vorliegen, sollte der Ausschreibungspilot im Rahmen den ersten Ausschreibungsrunden ohne die zusätzliche Komplexität eines solchen Modells realisiert werden. Die Etablierung eines regional steuernden Verteilungsmechanismus kann im Zuge zukünftiger umfangreicher Anpassungen des Ausschreibungsdesigns erfolgen. Im Zusammenspiel von PV und Wind kann in der Fläche ein ausgewogener Erzeugungsmix bereitgestellt werden. Damit können ca. 70% der lokalen/regionalen Stromnachfrage (mit Ausnahme größerer Ballungszentren) direkt abgedeckt werden. Dies führt zu geringeren Flexiblitätsbedarfen (insbesondere (überregionalen) Netzausbau und Speicher) und senkt die volkswirtschaftlichen Kosten des zukünftigen Energiesystems. Regelungen zur regionalen Verteilung stellen gegenüber der bisherigen regional ungesteuerten Förderung der PV einen Systembruch dar, der im Sinne des Bestandsschutzes und unter Betrachtung der Vorinvestitionen (insbesondere Flächenakquise) tief in die Projektentwicklung eingreift. Eine Umstellung sollte demzufolge mit Bedacht, ausreichender Vorlaufzeit (mindestens 2 Jahre) und entsprechenden Übergangsregelungen erst ab 2017 eingeführt werden. Für die ersten geplanten Ausschreibungsrunden im Jahr 2015 wäre dies eine Überforderung. Insbesondere der zusätzliche Aufwand für die administrative 8

9 Bestimmung und politische Abstimmung des regionalen Korrekturfaktors muss bezüglich seiner Kosten/Nutzen-Effekte bewertet werden. Konsultation zum Ausschreibungsvolumen Das Ausschreibungsvolumen soll mit 600 MW pro Jahr über die im Koalitionsvertrag verankerte Mindestgröße von 400 MW hinausgehen, denn es ist damit zu rechnen, dass nicht alle bezuschlagten Projekte auch tatsächlich realisiert werden können. juwi-anmerkung: Prinzipiell wäre zu überlegen, ob das Ausschreibungsvolumen für PV-FFA nicht flexibel die Erreichung eines Ausbaukorridors von 2,5 GW pro Jahr für die PV unterstützen sollte. Hierfür könnte jeweils im Rückblick eines Jahres die Betrachtung des Zielkorrodors abzüglich des erreichten Zubaus (sonstiger PV-Zubau und PV-FFA Zubau) als Maßstab herangezogen werden und die im Folgejahr auszuschreibende Menge an diese Größe (teil-)angepasst werden. Hierbei sollte aus Gründen der Planbarkeit eine Mindestrealisierung von 400 MW/a (beziehungsweise 600 MW Auschreibungsvolumen) nicht unterschritten werden. Konsultation zum Ausschreibungsverfahren 5. Wird das vorgeschlagene Ausschreibungsverfahren als sinnvoll angesehen, auch vor dem Hintergrund der Flächenverfügbarkeit und Wettbewerbssituation? Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie schlägt vor, mit einem statischen Pay-as-Bid -Verfahren die ersten Ausschreibungen durchzuführen. Hierbei werden in jeder Ausschreibungsrunde einmalig verdeckte Gebote abgegeben, an die die Bieter gebunden sind und die nicht mehr verändert werden können. Die Gebote werden beginnend beim niedrigsten Gebot aufsteigend bezuschlagt, bis das angesetzte Volumen der Ausschreibungsrunde erreicht ist. Die Ausschreibungen sollen mehrmals im Jahr, mindestens aber zweimal, stattfinden. Dies soll eine kontinuierliche Projektentwicklung ermöglichen und ein Stop and Go bei der Förderung vermeiden. Die Bundesnetzagentur ist als ausschreibende Stelle vorgesehen. Sie verfügt als Regulierungsbehörde über ausreichende Kenntnis des Energiemarktes und ist in der Lage, die Aufgabe erfolgreich und auch kurzfristig umzusetzen. Die erste Ausschreibungsrunde soll im Laufe des Jahres 2015 beginnen und mit einem Vorlauf von mindestens drei Monaten angekündigt werden. Die Prüfung der Gebote soll möglichst innerhalb von zwei Wochen erfolgen. Zudem ist ein kurzfristiges Nachrückverfahren geplant. 9

10 Das vorgeschlagene Ausschreibungsverfahren erscheint unter der Maßgabe einer Aufhebung der Flächenrestriktionen sachgerecht hinsichtlich 1. Ausschreibungsvolumen in Höhe von mindestens 600 MW im ersten Jahr, 2. Zuschlagsverfahren Pay as Bid, 3. Auschreibungsintervall 2-3 Runden pro Jahr und 4. ausschreibende Stelle Bundesnetzagentur. Eine Vorlaufzeit von 3 Monaten für die Ankündigung der Ausschreibungsrunden erscheint aus heutiger Sicht unter Maßgabe bereits im Vorfeld bekannter und gleichbleibenden Ausschreibungsbedingungen als ausreichend. Sofern Anpassungen am grundsätzlichen Ausschreibungsdesign vorgenommen werden, beispielsweise hinsichtlich Flächenkulisse, regionaler Verteilung oder weitergehenden Anforderungen zur Systemdienlichkeit, sind aus Gründen des Vertrauensschutzes deutlich längere Ankündigungszeiten und entsprechende Übergangsregelungen erforderlich. Sowohl Ausschreibungsintervall als auch Ausschreibungsbedingungen sollten für einen solchen Fall von der Ankündigung bis zur Wirksamkeit der Veränderung nicht in kürzeren Zeiträumen als 2 Jahren angepasst werden. Das Ausschreibungsvolumen in Höhe von 600 MW/a erscheint vor der Zielstellung einer nachhaltigen Realisierung von 400 MW/a als eine sachgerechte Größenordnung, insbesondere da aktuell wenig belastbare Einschätzungen zur Realisierungsrate vorliegen. Voraussetzung für ausreichenden Wettbewerb insbesondere auch bei diesem höheren Ausschreibungsvolumen ist eine Aufhebung der Flächenrestriktionen. Das Pay as Bid -Verfahren erscheint hinsichtlich der Einfachheit und Transparenz sinnvoll. Perspektivisch könnte eine Umstellung auf ein Uniform Pricing -System zielführend sein, um die Bieter zu einem grenzkostenbasierten Verhalten bei der Angebotsabgabe zu motivieren. Das geplante Ausschreibungsintervall mit 2-3 Ausschreibungen pro Jahr stellt ausreichende Planbarkeit her, um Geschäftsprozesse kontinuierlich aufzubauen und nachzuhalten. Hierbei ist auf eine tatsächliche Ausführung dieser Intervalle und ausgeschriebenen Mengen zu achten, um eine Stop und Go - Politik zu vermeiden. Anpassungen am grundsätzlichen Ausschreibungsdesign (wie beispielsweise Flächenkulisse, Systemdienlichkeit, regionale Verteilung, Intervall der Ausschreibung) können unmittelbar zu sunk costs bei den Bietern führen. Gegebenenfalls bereits getätigte Vorleistungen im Vertrauen auf verlässliche Ausschreibungsbedingungen machen daher entsprechende Übergangsbestimmungen erforderlich. Fragestellungen zur Flächenverfügbarkeit und Wettbewerbssituation siehe auch Konsultationsfrage 3 6. Wie sollte der Höchstpreis bestimmt werden? Es soll jeweils ein ambitionierter Höchstpreis veröffentlicht werden. Damit sollen überteuerte Gebote ausgeschlossen und die Kosten für die Stromverbraucher begrenzt werden. Zusätzlich zu den Vollkosten sollen bei der Festlegung des Höchstpreises die mit der Ausschreibung verbundenen zusätzlichen Kosten und Bieterrisiken berücksichtigt werden. Ein Mindestpreis soll hingegen nicht festgelegt werden. 10

11 Auf die Festlegung eines Höchstpreises sollte verzichtet werden durch Sicherstellung eines ausreichenden Wettbewerbs (=ausreichende Flächenverfügbarkeit durch Aufhebung der Flächenrestriktionen). Damit können sowohl der administrative (und politische) Aufwand zur Festlegung des Höchstpreises als auch die Gefahr einer Orientierung der Angebote am Höchstpreis vermieden werden. Die Festlegung eines Höchstpreises erfordert administrative Berechnungswege analog der bisherigen EEG- Vergütung zuzüglich eines Aufschlags. Für diese Berechnung ist die Kenntnis der Flächenkulisse und gegebenenfalls deren Beschränkung elementar. Erfahrungen im Ausland zeigen, dass bekanntgegebene Höchstpreise eine indikative Wirkung auf die abgegebenen Angebote haben. Prinzipiell sollte die Zielstellung sein, einen ausreichenden Wettbewerb herzustellen, damit der Höchstpreis nicht zu einem faktischen Gebotsorientierungspunkt wird. Voraussetzung hierfür ist, dass die Flächenkulisse von der Begrenzung auf Seitenrandstreifen aufgehoben wird. Damit kann auch mittelfristig ausreichender Wettbewerb verlässlich hergestellt werden. 7. Welche Aspekte des Ausschreibungsverfahrens sind aus Ihrer Sicht für den Erfolg der Ausschreibungen wesentlich? Siehe Konsultationsfragen 5 und 6. Wegfall der Flächenbegrenzungen (siehe Konsultationsfrage 3) Aufnahme von Exit-Optionen (=pönalenfreie Rückgabe der Förderberechtigungen) für Bieter im Falle von Fremdverschulden (siehe Konsultationsfrage 9ff) Möglichst niedrigere Bid Bonds für die 2. Runde nach Zuschlag (siehe Konsultationsfrage 8ff) Projektbezogene Vergabe der Förderberechtigungen. Es sollte zudem geprüft werden, inwieweit die Möglichkeit der Übertragbarkeit der Förderberechtigungen auf andere Projekte derselben juristischen Person möglich gemacht werden kann (siehe Konsultationsfrage 17) Verlässliche (bezüglich Zeitpunkt, Volumen und Anforderungen) und kontinuierlich stattfindende Ausschreibungsrunden ( stop and go vermeiden) Klarstellung von Begrifflichkeiten, wie beispielsweise wirksamer Bebauungsplan Projektentwicklung erfordert lange und kostenintensive Vorlaufzeiten, bevor ein Angebot eingereicht werden kann. Dieses Risiko-Kapital wird von den Entwicklern nur investiert, wenn eine klare und verlässliche Perspektive auf Ausschreibungsrunden (=Erfolgswahrscheinlichkeit) gegeben ist Im Konsultationspapier wird die Begrifflichkeit wirksamer Bebauungsplan als Fördervoraussetzung genannt. Nach EEG 2012 und Clearingstelle war in der Vergangenheit hierfür das Vorliegen eines Satzungsbeschlusses erforderlich. Diese Regelung sollte auch im Rahmen der Ausschreibungen gelten. 11

12 Konsultation zu Qualifikationsanforderungen und Pönalen 8. Sind die vorgeschlagenen Teilnahmebedingungen und Qualifikationsanforderungen sinnvoll? Um sicherzustellen, dass ein möglichst großer Teil der bezuschlagten Projekte auch tatsächlich realisiert wird, sollen Vorkehrungen getroffen werden. In Betracht kommen hierfür Qualifikationsanforderungen und/oder Pönalen bei Verzögerung oder Nichtrealisierung der Projekte. Bei den Qualifikationsanforderungen kann zwischen finanziellen und materiellen Anforderungen unterschieden werden. Das BMWi schlägt einen Mix der Anforderungen vor. Als materielle Voraussetzung für die Teilnahme an der Pilotausschreibung wird das Vorliegen eines Aufstellungsbeschlusses einer Gemeinde für einen Bebauungsplan und der Nachweis einer vorläufigen Netzanschlusszusage des Netzbetreibers vorgeschlagen. Als finanzielle Qualifikationsanforderung sollen die Teilnehmer eine finanzielle Sicherheit ( Bid- Bond ) vor der Ausschreibung vorlegen, welche die Ernsthaftigkeit des Gebots nachweist. Bei Bezuschlagung ist eine im Vergleich zum Bid Bond weitere und größere Sicherheit zu hinterlegen, welche die Pönale im Fall der Verzögerung oder Nichtrealisierung des Projekts absichert. Die Höhe dieser finanziellen Sicherheiten ist noch festzulegen. Im wissenschaftlichen Gutachten werden bei Einreichung des Angebots zunächst eine geringere finanzielle Sicherheit in einem Umfang von 2 bis 5 EUR pro kw Leistung und bei Erteilung des Zuschlags eine finanzielle Sicherheit zur Absicherung der Strafzahlung bei Nichtrealisierung in Höhe von 25 bis 50 EUR pro kw Leistung vorgeschlagen. Die Anforderungen Aufstellungsbeschluss und vorläufige Netzanschlusszusage erscheint als Untergrenze für materielle Anforderungen sachgerecht. Einen möglichst flexible Ausgestaltung der materiellen und finanziellen Qualifikationsanforderungen erscheint vor dem Hintergrund der Zielsetzung Akteursvielfalt angeraten. Die Idee einer (teilweisen) Wahlmöglichkeit zwischen materiellen und finanziellen Anforderungen bei den Qualifikationsanforderungen stellt hier eine interessante Option dar. Die Höhe der zu hinterlegenden Bid Bonds im Bereich 2-5 EUR bei Angebotsabgabe erscheint sachgerecht. Die Hinterlegung nach Zuschlag sollte maximal 25 EUR pro kw betragen. Um ein Projekt bis zur Angebotsreife (Aufstellungsbeschluss) bzw. darüber hinaus zu entwickeln, entstehen Aufwendungen, die durch Risiko-Kapital gedeckt werden müssen. Dieses Risiko-Kapital ist bei Nicht- Zuschlag für den Bieter verloren. Es erscheint daher sachgerecht, einen geleisteten Mehraufwand auf Seiten des Risiko-Kapitals durch eine geringere Hinterlegung auf Seiten der Bid Bonds auszugleichen. Bezogen auf die absolute Höhe der Hinterlegungen nach Zuschlag sollte im Interesse der Anbietervielfalt ein Höchstbetrag von 25 EUR pro kw gelten. Es ist zudem die Frage zu klären, ob und wie eine Verzinsung des zu hinterlegenden Geldes (im Falle einer Bar-Hinterlegung) stattfinden soll. 12

13 9. Welche Pönalen/Strafzahlungen führen aus Ihrer Sicht zu einer hohen Realisierungsrate der Projekte und sind noch für kleinere Akteure tragbar? Bei Bezuschlagung ist eine im Vergleich zum Bid Bond weitergehende größere Sicherheit zu hinterlegen, welche die Zahlung der Pönale im Fall der Verzögerung oder Nichtrealisierung des Projekts absichert. Die Absicherung könnte in Form einer Avalbürgschaft einer Bank oder einer Bareinzahlung auf ein Sperrkonto erfolgen. Die Pönalen bei Verzögerung und Nichtrealisierung sollen zweistufig ausgestaltet werden. Eine erste Pönale soll fällig werden, wenn der Bieter, der einen Zuschlag erhalten hat, seine Anlage nicht innerhalb von 18 Monaten in Betrieb nimmt. Die Form der Pönale kann eine Strafzahlung, die Absenkung der Förderhöhe oder die Verkürzung des Förderzeitraums sein. Wenn 24 Monate nach der Zuschlagserteilung die Anlage nicht oder nur teilweise realisiert worden ist, sollte die Förderberechtigung für den nicht realisierten Teil entzogen werden. Der Bieter muss für diesen Fall eine anteilige Geldstrafe für den nicht realisierten Teil zahlen. Die Höhe der Geldstrafe ist noch zu konkretisieren. Eine Zweistufigkeit (Bid bond und Hinterlegung Pönale) erscheint auch aus Perspektive kleinerer Akteure zielführend. Die Form der Pönale sollte aus Gründen der Transparenz und Einfachheit in Form einer (gestaffelten) Strafzahlung gegen Ende des Realisierungszeitraums umgesetzt werden. Ebenso wie bei der finanziellen Hinterlegung bei Angebotsabgabe sollte auch nach Zuschlag die Möglichkeit gegeben sein, die Pönale in Form einer Avalbürgschaft einer Bank oder einer auf ein Sperrkonto erfolgten Barzahlung abzusichern. Nach Zuschlagserteilung erhöht sich die Realisierungswahrscheinlichkeit des Projektes deutlich. Auch kleineren Akteuren wird es mit diesem Erfolgsfaktor im Hintergrund möglich sein, entsprechende Finanzmittel bereitzustellen beziehungsweise zu organisieren. Jede Form der Pönale wird finanzmathematisch bewertet und führt letztendlich (bei entsprechender Ausgestaltung) zu den gleichen Effekten auf die Finanzierungsbedingungen mittels Barwert-Betrachtung. Die Strafzahlung gegen Ende des Realisierungszeitraums ist gegenüber einer Kürzung des Vergütungszeitraums beziehungsweise Absenkung der Förderhöhe deutlich transparenter und daher zu bevorzugen. 10. Welche weiteren Modelle sind aus Ihrer Sicht geeignet, um eine Balance zwischen hoher Realisierungsrate und einer Minimierung der Bieterrisiken zu schaffen? Qualifikationsanforderungen und Pönalen erhöhen einerseits die Realisierungswahrscheinlichkeit, andererseits steigen damit auch die Bieterrisiken und die Eintrittsschwelle für die Teilnehmer. Sie können daher zu höheren Finanzierungskosten führen und negative Auswirkungen auf die Bieter- und Akteursstruktur haben. 13

14 Ein Minimum an Qualifikationsanforderungen ist zielführend, um einen gewissen Grad der Ernsthaftigkeit der Angebote sicherzustellen. Hier sollte das Niveau nicht unter dem Vorgeschlagenen liegen (=Aufstellungsbeschluss und vorläufige Netzanschlusszusage). Bieterrisiken können durch Gestaltung von pönalen-freien Exit-Optionen signifikant reduziert werden, insbesondere für eindeutig belegbare Situationen, in denen eine Projektrealisierung unmöglich wird (beispielsweise Netzzugangspunkt wird verschoben, B-Planverfahren / Satzungsbeschluss scheitert). Kleine Bieter könnten gegebenenfalls über einen Fonds ihre Vorfinanzierungskosten zur Teilnahme an der Ausschreibung refinanziert bekommen. Die Pönalisierung im Falle einer Nichtrealisierung muss in die Projektkosten eingerechnet werden. Neben beeinflussbaren beziehungsweise abschätzbaren Risiken sollten aber insbesondere die durch den Bieter nicht beeinflussbaren Risiken durch Exit-Optionen flankiert werden, wie beispielsweise durch eine pönalenfreie Rückgabe der Förderberechtigungen im Falle eines nach Zuschlag durch den Netzbetreiber geänderten Netzverknüpfungspunkts oder das Scheitern eines wirksamen B-Plans / Satzungsbeschlusses) nach Vorliegen eines Aufstellungsbeschlusses (siehe auch Konsultationsfrage 14). 11. Welche Höhe der Bid-Bonds und der Pönalen ist aus Ihrer Sicht angemessen? Bei Bezuschlagung ist eine im Vergleich zum Bid Bond größere Sicherheit zu hinterlegen, welche die Pönale im Fall der Verzögerung oder Nichtrealisierung des Projekts absichert. Die Höhe dieser finanziellen Sicherheiten ist noch festzulegen. Im wissenschaftlichen Gutachten werden bei Einreichung des Angebots zunächst eine geringere finanzielle Sicherheit in einem Umfang von 2 bis 5 EUR pro kw Leistung und bei Erteilung des Zuschlags eine finanzielle Sicherheit zur Absicherung der Strafzahlung bei Nichtrealisierung in Höhe von 25 bis 50 EUR pro kw Leistung vorgeschlagen. Die Absicherung könnte in Form einer Avalbürgschaft einer Bank oder einer Bareinzahlung auf ein Sperrkonto erfolgen. Die Pönalen bei Verzögerung und Nichtrealisierung sollen zweistufig ausgestaltet werden. Eine erste Pönale soll fällig werden, wenn der Bieter, der einen Zuschlag erhalten hat, seine Anlage nicht innerhalb von 18 Monaten in Betrieb nimmt. Die Form der Pönale kann eine Strafzahlung, die Absenkung der Förderhöhe oder die Verkürzung des Förderzeitraums sein. Wenn 24 Monate nach der Zuschlagserteilung die Anlage nicht oder nur teilweise realisiert worden ist, soll die Förderberechtigung für den nicht realisierten Teil entzogen werden und der Bieter eine Geldstrafe für den nicht realsierten Teil zahlen. Die Höhe der Geldstrafe ist noch zu konkretisieren. Die Pönale sollte sich am unteren Rand der vorgeschlagenen Bereichs in Höhe von 25 EUR/kW bewegen. Die Pönale sollte zudem in Form einer moderat ansteigenden Pönale mit Ablauf des 18. Monats ausgestaltet werden. Der Anstieg sollte mit Ablauf des 18 Monats von 0 EUR/kW bis kurz vor Ablauf der 24. Monats Frist auf 15 EUR/kW ansteigen. 14

15 Nach Ablauf der Frist kann dann ein sprunghafter Anstieg auf 25 EUR/kW und Rückgabe der Förderberechtigung vollzogen werden. Sofern eine Teilrealisierung bis zu diesem Zeitpunkt stattgefunden hat, sollte eine ein Abzug auf die Pönale gemäß anteiliger Realisierung stattfinden. Jeder Bieter, der ein bezuschlagtes Projekt nicht realisieren kann, hat bereits ohne Pönale hohe Verluste durch getätigte Investitionen zu verkraften und hat in diesem Sinne bereits signifikanten wirtschaftlichen Schaden erlitten. Unter Annahme einer wettbewerblichen Ausschreibung werden zudem bereits relativ kleine Pönalen gravierende Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit von Projekten haben und gegebenenfalls einen Anbieter beim (ersten) Greifen einer (Teil-)Pönale dazu veranlassen, das Projekt nicht mehr zu realisieren. Die Pönalenhöhe sollte daher mit Bedacht gewählt und den Bieter bis zum letztmöglichen Zeitpunkt (kurz vor Ablauf der 24 Monatsfrist) der Realisierung noch in die Lage versetzen, das Projekt tatsächlich umsetzen zu können. Die Pönale sollte daher eher am unteren Rand des vorgeschlagenen Bereichs in Höhe von 25 EUR/kW liegen. 12. Welche Auswirkungen auf die Finanzierungskosten von neuen Projekten erwarten Sie im vorgeschlagenen Modell? Qualifikationsanforderungen und Pönalen erhöhen einerseits die Realisierungswahrscheinlichkeit, andererseits steigen damit auch die Bieterrisiken und die Eintrittsschwellen für die Teilnehmer. Sie können daher zu höheren Finanzierungskosten führen und negative Auswirkungen auf die Bieter- und Akteursstruktur haben. Das vorgeschlagene Modell wird zu höheren Stromgestehungskosten aufgrund der Risikoeinpreisung auf Seiten der Entwickler und Finanzierer führen. Sofern diesen höheren Kosten keine Potenziale zur Steigerung der Kosteneffizienz auf Seiten der Projektentwicklung entgegengestellt werden (insbesondere durch Wegfall der Flächenbegrenzung bei gleichzeitiger Erhöhung der Projektgröße auf 25 MW, siehe Konsultationsfrage 3), wird dies zu steigenden Stromgestehungskosten beziehungsweise höheren Angeboten in EUR/kWh im Rahmen des Ausschreibungssystems führen. Einhergehend mit höherem Risiko werden finanzstarke Akteure deutliche Vorteile gegenüber kleineren Anbietern haben. Die Akteursstruktur wird sich infolge dessen deutlich zugunsten größerer Akteure verschieben. Ausschreibungen bedeuten für die Entwicklung eines Projektes naturgegeben eine weitere hohe Risikoposition, da ein Nicht-Zuschlag unmittelbar zu einer Nicht-Realisierung führt und damit gegebenenfalls alle Vorleistungen als sunk costs beim Anbieter anfallen (sofern das Projekt nicht in einer der folgenden Ausschreibungsrunden erfolgreich platziert werden kann). Diese sunk costs sind entweder unmittelbar verloren (ein Projekt-Bieter) beziehungsweise müssen über ein gegebenenfalls vorhandenes Portfolio der erfolgreichen Projekte des Bieters umgelegt werden. Damit erhöhen sich die Projektkosten der erfolgreichen 15

16 Projekte um Positionen der nicht-erfolgreichen Projekte. Zusätzlich müssen die Kosten für die zu hinterlegenden Sicherheiten (bid-bonds) über die erfolgreichen Projekte abgebildet werden. Aus Perspektive des Finanzierers muss insbesondere das Risiko der Nicht-Realisierung und der in diesem Zusammenhang fälligen Pönale bewertet werden. Hierbei ist es weitgehend unerheblich, ob die Pönale als einmalige Strafzahlung, Absenkung der Vergütung oder Kürzung des Förderzeitraums ausgestaltet wird (siehe Punkt 9). Diese Formen werden finanzmathematisch über die Projektfinanzierung auf den gleichen Vergleichsfaktor (Barwert) abgebildet und verglichen (siehe auch Konsultationsfrage 9). Relevant ist einzig die Bewertung der Eintrittswahrscheinlichkeit der Nicht-Realisierung. Hier werden sich im Laufe der Zeit bestimmte Bewertungsstrategien der Unternehmen auf Basis der Erfahrungswerte mit Ausschreibungen entwickeln. Im Ergebnis wird der Finanzierer das Risiko einpreisen und seine Eigenkapitalanforderungen (und/oder) Zinsforderungen erhöhen. Im Dreieck zwischen Entwickler, Finanzierer und Investor wird der Entwickler/Bieter höhere Margen fordern müssen, um sunk costs zu kompensieren, der Finanzierer wird die Eigenkapitalanforderungen und gegebenenfalls Zinsforderungen erhöhen. Unter Annahme, dass der Investor eine Mindestrendite fordern wird, um Eigenkapital bereitzustellen, führt dies in der Konsequenz zu höheren Kosten für die Stromgestehung beziehungsweise zu höheren abgegebenen Angeboten in EUR/kWh. In Summe steigen damit die Kosten für die EE-Förderung (Differenzkosten) und damit die EEG-Umlage. Das erhöhte Risiko der Projektentwicklung wird die Eintrittsschwelle für kleinere Akteure ( Ein Projekt Entwickler, Bürgergesellschaften, Genossenschaften) erhöhen. Insbesondere stellt das Risikokapital zur Erreichung der Qualifikationsanforderungen eine deutliche Hürde dar. Auch werden kleinere Akteure voraussichtlich eher selten sich mehrmalig an Ausschreibungsrunden beteiligen und Mittel hierfür aufwenden können, und damit sukzessive aus dem Markt gedrängt. 13. Sollte eine Rückgabe von Förderberechtigungen möglich sein und zu welchen Kosten? In welchen Fällen sollte eine Rückgabe möglich sein? Wie sind diese Fälle juristisch abgrenzbar? Welche Auswirkungen hätte eine solche Regelung auf die Realisierung der Projekte? Es wird erwogen, eine Rückgabe der Förderberechtigungen zuzulassen. So könnte z. B. bei frühzeitiger Rückgabe eine niedrigere Pönale angesetzt werden. Gegebenenfalls sollte dies auch nur im Falle des Vorliegens bestimmter Rückgabegründe erfolgen. Eine pönalenfreie Rückgabe der Förderberechtigungen erscheint aus Perspektive juwi dringend geboten, um die Finanzierungskosten (Risikobewertung der Banken) zu reduzieren. Durch eine schnelle Rückgabe der Förderberechtigungen und Neuvergabe an Projekte mit höherer Realisierungswahrscheinlichkeit hätte eine solche Regelung positive Auswirkung auf die Realisierung von Projekten/Leistung innerhalb eines bestimmten Zeitfensters. Wie unter Konsultationsfrage 12 dargestellt, führen Ausschreibungen unweigerlich zu höheren Risikopositionen und damit zu potenziellen Kostensteigerungen. Das Ausschreibungsdesign sollte daher 16

17 unter Kosten/Nutzen Abwägungen alle Möglichkeiten nutzen, um das Risiko zu reduzieren (und damit die Risikobewertung der Banken). Die Rückgabe der Förderberechtigungen sollte kostenfrei möglich sein, da der Bieter ohnehin den wirtschaftlichen Schaden durch die sunk costs zu tragen hat. Auf die Realisierungsrate der Projekte hätte eine Beschränkung der Rückgabemöglichkeit in den Fällen, die ohnehin zu einem Projektabbruch führen würden, eine positive Auswirkung: Durch die schnelle Rückgabe der Förderberechtigungen und Aufnahme in die nächste Ausschreibungsrunde wird schnell Ersatz gefunden. 14. Sollte eine Rückgabe bei Fremdverschulden möglich sein? Was wären konkrete Kriterien für ein solches nicht vom Projektentwickler zu vertretendes Verschulden? Es wird erwogen, eine Rückgabe der Förderberechtigungen zuzulassen. So könnte beispielsweise bei frühzeitiger Rückgabe eine niedrigere Pönale angesetzt werden. Gegebenenfalls sollte dies auch nur im Falle des Vorliegens bestimmter Rückgabegründe erfolgen. Dabei ist unter anderem zu klären, ob eine Differenzierung der Pönale in Abhängigkeit des Verschuldens (Eigen- vs. Fremdverschulden) sinnvoll möglich ist. Es stellt sich hierbei insbesondere die Frage, ob eine rechtssichere Abgrenzung der Verschuldensfrage möglich ist. Ja, eine Rückgabe bei Fremdverschulden sollten unbedingt möglich sein (siehe auch Konsultationsfrage 13). Um langwierige Prozesse (und gegebenenfalls Klagen) zu vermeiden, sollten die Rückgabemöglichkeiten auf klar definierte und eindeutig belegbare Fälle reduziert werden. Dies erhöht die Transparenz und bietet letztendlich auch mehr Planungssicherheit. Dabei sollten die Fälle, die außerhalb des Verantwortungs- und Einwirkungsbereichs des Bieters liegen und zudem einfach belegbar sind, aufgenommen werden, insbesondere bei 1. einem Risiko des Scheitern des B-Plans (kein Satzungsbeschluss obwohl Aufstellungsbeschluss gefasst wurde) 2. einer Änderung des Netzanschlusspunktes auf Veranlassung des Netzbetreibers nach Zuschlag; eine Rückgabemöglichkeit der Förderberechtigung sollte binnen einer Frist von 6 Monaten nach Änderungsanzeige vom Netzbetreiber möglich sein 3. Widerspruchs- beziehungsweise Klageverfahren von Dritten gegen das bezuschlagte Projekt (gegen B-Plan und/oder Genehmigung); eine Rückgabemöglichkeit der Förderberechtigung sollte binnen einer Frist von 6 Monaten nach Klageerhebung möglich sein. Risiko des Scheiterns des Satzungsbeschlusses: Gemäß 1 Abs. 3 BauGB besteht kein Anspruch auf Aufstellung von Bauleitplänen, d.h. das Verfahren und die Festsetzung eines Satzungsbeschlusses liegen in der Hand der Kommune. In dem Falle, dass ein Projekt mit Aufstellungsbeschluss aufgrund eines fehlenden Bauleitplanes nicht realisiert werden kann, liegt Fremdverschulden vor und darf nicht zulasten des Förderberechtigten ausgelegt werden. 17