Gesetzentwurf EEG 2014 (Stand )

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1 Gesetzentwurf EEG 2014 (Stand ) Eine Analyse der Denker & Wulf AG für den Bereich Wind Onshore 1. Ausbaupfad /»Atmender Deckel«2. Änderung des Referenzertragsmodells 3. Direktvermarktung / Ausfallvermarktung 4. Einspeisemanagement: Änderung des EnWG 5. Übergangsregelung 6. Ausschreibungen 7. Fazit

2 1. Ausbaupfad /»Atmender Deckel«Der fünfte Sachstandsbericht des Weltklimarats (IPCC) stellt fest, dass eine Verzögerung intensiver THG-Minderungsanstrengungen die Einhaltung der Zwei-Grad-Obergrenze erschwert, künftige Handlungsmöglichkeiten reduziert und die Klimaschutzkosten erheblich steigert. Die Transformation des Energiesystems würde ökonomisch ineffizienter ausgestaltet und wäre mit zusätzlichen Kosten und weiteren Risiken belegt. Vor diesem Hintergrund ist nicht zuletzt hinsichtlich der internationalen Aufmerksamkeit für die deutsche Energiewende ein Ausbremsen der tragenden und zugleich kostengünstigsten EE-Technologie das völlig falsche Signal. Info: 2013 betrug der Brutto-Zubau nach Angaben der Deutschen WindGuard MW. Für Repowering-Projekte wurden ca. 258 MW Leistung abgebaut, der Netto-Zubau lag demnach bei MW. [EEG 3] [EEG 28] Jährlicher Ausbaupfad MW netto (Zubau abzüglich Abbau) Vergütung nach 47 verringert sich ab 2016 um 0,4 Prozent pro Quartal Als Reaktion auf eine mögliche Über- oder Unterschreitung des vorgesehenen Zielkorridors von MW im Bezugszeitraum erfolgt eine Anpassung der regelmäßigen Absenkung (»Atmender Deckel«) Selbst bei einer Unterschreitung des Zielkorridors um 400 MW wird die Vergütung wenn auch dezenter im Folgequartal gekürzt. Erst bei einer Unterschreitung bis 600 MW bleibt die Vergütung im Folgequartal konstant. Ein wirksames Gegensteuern von Fehlentwicklungen erfolgt nur dann, wenn der Zielkorridor um mehr als 25 % unterschritten wird. Der 12-monatige Bezugszeitraum bei der Betrachtung des Zielkorridors beginnt 17 Monate vor Quartalsbeginn, d.h. zwischen der Festlegung der Vergütung und der Inbetriebnahme der WEA liegen im ungünstigsten Fall nur 5 Monate. Ein»atmender Deckel«hat nachteilige Auswirkungen in der Finanzierung zur Folge, da die Banken von Beginn an stets den»worst case«annehmen, wodurch sich der benötigte Eigenkapitalanteil erhöht und die Rendite sinkt. Abweichung Vergütung über 800 MW - 1,2 % bis MW - 1,0 % bis MW - 0,8 % bis MW - 0,6 % bis MW - 0,5 % 2,4 2,6 GW - 0,4 % bis 200 MW - 0,3 % bis 400 MW - 0,2 % bis 600 MW keine Änderung bis 800 MW + 0,2 % über 800 MW + 0,4 % Die Deckelung der Windenergie Onshore muss aufgehoben werden. Sofern ein»atmender Deckel«politischer Wille bleibt, sollte der Ausbaupfad auf MW netto angehoben werden. Zudem müssen die Vergütungsanpassungen bei Unterschreitung des Zielkorridors bereits ab der ersten Stufe (bis 200 MW) mengenwirksam ausgestaltet sein. Die Degressionsschritte sollten dabei jährlich erfolgen.

3 2. Änderung des Referenzertragsmodells [EEG 47] Grundvergütung: 4,95 ct/kwh, erhöhte Anfangsvergütung: 8,90 ct/kwh In den ersten fünf Jahren nach Inbetriebnahme wird die erhöhte Anfangsvergütung gezahlt. Dieser Zeitraum verlängert sich in Abhängigkeit zum Referenzertrag nach folgender Formel: 1 Monat Verlängerung je 0,36 % unter einer Standortqualität von 130% zzgl. 1 Monat Verlängerung je 0,48 % unter einer Standortqualität von 100 % Dieses nicht-lineare Referenzertragsmodell führt zu sinnwidrigen Effekten im Bereich der zweiten Berechnungsstufe. Betrachtet man die durchschnittliche EEG-Vergütung an Standorten unter der 100-Prozent-Marke im Kontext mit den in diesen Lagen tatsächlich zu erwartenden Erträgen (kwh), so ergibt sich über 20 Jahre zum Teil eine höhere Gesamtvergütung als am 100-Prozent-Standort: Standortqualität angenommener tatsächlicher Ertrag Gesamtvergütung - ohne Abzinsung - Gesamtvergütung - ohne Abzinsung - Senvion 3.2M (93 m NH) EEG 2012 EEG % kwh % kwh % kwh % kwh % kwh % kwh % kwh Keine Barwertbetrachtung, sondern Summe der tatsächlichen Zahlungen über 20 Jahre Laufzeit. Ein zweckdienlicher Vorschlag zur Sicherstellung einer vollständigen Ausschöpfung vorhandener Flächenpotenziale wäre ein linearer Vergütungsverlauf nach folgender Formel: 2 Monate AV-Verlängerung je 0,55 % unter einer Standortqualität von 130 %. Die Höhe der Vergütungskürzungen an den Extremen von 6,9 Prozent an schwächeren Binnenlandstandorten bis hin zu 18,5 Prozent an sehr guten Küstenstandorten blieben bei diesem Alternativvorschlag erhalten und entsprächen weiterhin den im Koalitionsvertrag formulierten Anforderungen.

4 Änderung des Referenzertragsmodells Vergleich Gesetzentwurf EEG 2014 vs. EEG 2012 Stand: Irrtum vorbehalten EEG 2012: Durchschnittsvergütung inkl. SDL-Bonus, ohne Managementprämie Gesetzentwurf EEG 2014 nach Abzug von Direktvermarktungskosten (0,4 ct/kwh) Prozentuale Reduzierung Gesetzentwurf EEG 2014 zu EEG 2012

5 Änderung des Referenzertragsmodells Vergleich Alternativvorschlag vs. EEG 2012 Stand: Irrtum vorbehalten EEG 2012: Durchschnittsvergütung inkl. SDL-Bonus, ohne Managementprämie Alternativvorschlag nach Abzug von Direktvermarktungskosten (0,4 ct/kwh) Gesetzentwurf EEG 2014 nach Abzug von Direktvermarktungskosten (0,4 ct/kwh) Prozentuale Reduzierung Alternativvorschlag zu EEG 2012

6 3. Direktvermarktung / Ausfallvermarktung [EEG 19] Verpflichtende Direktvermarktung für Neuanlagen Bagatellgrenzen [Begründung Teil A IV b]: ab unter 500 kw Leistung ab unter 250 kw Leistung ab unter 100 kw Leistung Ausfallvermarktung: Bei Ausfall des Direktvermarkters übernehmen die ÜNB die Vermarktung. Für die Zeit dieser Notfalllösung erhält der Betreiber 80 Prozent der Marktprämie. [Begründung Teil A IV b] [Anlage 4] Streichung der Managementprämienverordnung [Artikel 25]: Künftig sind Direktvermarktungskosten in Höhe von 0,4 ct/kwh bereits in den Vergütungssätzen nach 47 enthalten [Begründung Teil B zu 23] [EEG 96] Bei Bestandsanlagen wird der Ausgleich von Vermarktungskosten ab 2015 auf 0,4 ct/kw abgesenkt. [Begründung Teil A IV b] (Managementprämie: ,6 ct/kwh, ,5 ct/kwh) Die Verpflichtung zur Direktvermarktung bei gleichzeitiger Inkludierung der Vermarktungskosten in die gleitende Marktprämie führt zu Kalkulationsrisiken: Die Streichung der Rückfalloption in die gesicherte Einspeisevergütung stärkt die Position der Direktvermarkter. Bereits heute ist eine marktbeherrschende Konzentration von Direktvermarktern mit großem Portfolio absehbar. Ob die künftig in die Marktprämie eingepreisten Kosten der Direktvermarktung in Höhe von 0,4 ct/kwh die tatsächlichen Konditionen auch langfristig abbilden, bleibt daher ungewiss. Im Hinblick auf die Projektfinanzierung durch Kreditinstitute bergen die üblicherweise deutlich kürzeren Laufzeiten der DV-Verträge also neue Unsicherheiten, die sich negativ auf die Finanzierungskonditionen (EK-Anteil, Rendite) auswirken werden. Die verpflichtende Direktvermarktung für alle EE-Technologien mit einer Bagatellgrenze ab 2016 von nur 100 kw Leistung wird vorhersehbar zu Marktbewegungen und einer Marktbereinigung im Segment der Direktvermarkter führen. Im Falle einer Ausfallvermarktung über die ÜNB geht ein Verlust von 20 Prozent der Marktprämie weit über das erklärte Ziel hinaus, eine schnelle Rückkehr in die Direktvermarktung anzureizen. Aktuell werden bereits 83 Prozent der bundesweit installierten Windleistung für einen erheblich schmaleren Zugewinn direkt vermarktet, weshalb eine 10-prozentige Kürzung als Ausfallvermarktung ebenso zweckdienlich wäre, gleichzeitig aber die Finanzierungsbedingungen weniger deutlich beeinflussen würde.

7 4. Einspeisemanagement: Änderung des EnWG Koalitionsvertrag vom :»Spitzenlast kann bei neuen Anlagen im begrenzten Umfang (weniger als 5 Prozent der Jahresarbeit) unentgeltlich abgeregelt werden, soweit dies die Kosten für den Netzausbau senkt und dazu beiträgt, negative Börsenstrompreise zu vermeiden.«[eeg] Weitergehende Änderungen an den Regelungen zum Einspeisemanagement sollen im Rahmen eines weiteren Gesetzgebungsverfahrens zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes vorgenommen werden. [Begründung Teil B zu 14] Zur Sicherstellung der Wirtschaftlichkeit von Windenergieprojekten müssen die aus der Änderung des Referenzertragsmodells resultierenden Vergütungskürzungen zwingend vor dem Hintergrund weiterer Restriktionen im Energiewirtschaftsgesetz betrachtet werden. Vor der Verabschiedung des EEG 2014 muss daher Klarheit über mögliche Einschränkungen im Einspeisemanagement und über deren Größenordnung herrschen. Passiert dies nicht, bleiben Finanzierungsrisiken mit entsprechend hohen Anforderungen an die Eigenkapitalquote unausweichliche Folge. 5. Übergangsregelung [EEG 96] Das EEG 2012 gilt weiter für Inbetriebnahmen vor dem sowie für Inbetriebnahmen vor dem , sofern noch vor dem eine BImSchG-Genehmigung vorgelegen hat. Aus Gründen des Vertrauensschutzes insbesondere auch für die beteiligten Bürger - muss der Stichtag für eine verlängerte Frist zur Inbetriebnahme auf den verschoben werden. Allein im eigenen Landkreis Rendsburg-Eckernförde befanden sich am noch 17 Windenergieanlagen der Denker & Wulf AG im laufenden Genehmigungsverfahren. Diese Vorhaben wurden in den Jahren 2010/2011 zum Teil unter großer Bürgerbeteiligung angestoßen und bereits vor der Strompreisdebatte des letzten Jahres unter den Bedingungen des EEG 2012 kalkuliert und finanziert. Obwohl die Genehmigungen nach BImSchG mittlerweile erfolgt sind, würden diese kurz vor ihrer Realisierung stehenden Projekte unter die künftig deutlich veränderte Förderregelung fallen. 6. Ausschreibungen [EEG 2] Die Förderhöhe soll bis spätestens 2017 durch Ausschreibungen ermittelt werden. [EEG 95] [EEG 98] Die Bundesregierung berichtet dem Bundestag spätestens bis zum über Erfahrungen aus dem PV-Pilotprojekt ( 53) Ein Förderanspruch über die Marktprämie nach 32 besteht weiterhin für alle Anlagen, die vor dem genehmigt und vor dem in Betrieb gehen.

8 Bereits heute werden erste Windenergievorhaben akquiriert, deren Realisierung in Zeit der Ausschreibungsverfahren fallen wird. Die Entwicklung dieser Projekte droht zu stagnieren, solange die elementaren Bedingungen für die beteiligten Akteure nicht bekannt sind. Da für einen Förderanspruch in Form der heute geltenden Marktprämie eine BImSchG-Genehmigung bis Ende 2016 vorliegen muss, kommt ein Erfahrungsbericht über das PV-Pilotprojekt im Juni 2016 deutlich zu spät. Der Stichtag für den Genehmigungserhalt muss daher um ein Jahr auf den verschoben werden. Die entscheidenden Eckpunkte für ein künftiges Ausschreibungsverfahren müssen zeitnah fixiert werden, um Stagnationen und in deren Folge ein drohendes»loch«im Ausbaupfad der Windenergie Onshore zu verhindern. Um der aktuell erfreulichen Bürgerbeteiligung nicht gänzlich den Wind aus den Segeln zu nehmen, sollten zudem möglichst schnell verbindliche Leistungsuntergrenzen (z.b. 50 MW) für eine obligatorische Teilnahme am Ausschreibungsmodell verabschiedet werden. 7. Fazit Die im Gesetzentwurf des EEG 2014 vorgesehenen Maßnahmen für den Bereich Wind Onshore haben im Hinblick auf die Entlastung der Stromverbraucher kein wahrnehmbares Senkungspotenzial. Durch die Deckelung der jährlichen Zubaumenge, eine vierteljährlich variable Absenkung der Vergütungshöhe sowie durch die Verpflichtung zu einer Direktvermarktung ohne Rückfalloption verschlechtern sich hingegen die Finanzierungsbedingungen. Das erklärte EEG-Ziel, den Ausbau der Erneuerbaren Energien kostengünstiger zu gestalten, wird auf diese Weise konterkariert. Ein angemessener Vertrauensschutz ist nicht gegeben. Zudem bevorzugt die vorgesehene Vergütungskürzung schwächere Windstandorte durch ein Referenzertragsmodell, welches Anreize gibt, das Potenzial besserer Standorte nicht vollumfänglich auszuschöpfen. Abseits dieser Bestimmungen verunsichern Änderungsvorhaben im Einspeisemanagement sowie die aktuell noch äußerst nebulöse Ausgestaltung des Ausschreibungsmodells Investoren und Kreditgeber, wodurch ein Einbruch der Planungsaktivitäten droht. Der am 08. April vom Bundeskabinett verabschiedete Gesetzentwurf bedarf aus unserer Sicht daher noch einiger dringlicher Korrekturen, um das»zugpferd«windenergie Onshore nicht über die Maßen auszubremsen und das Voranschreiten der Energiewende nicht ohne Not zu verzögern. DWAG,