Stellungnahme der EnBW Energie Baden-Württemberg AG

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1 Stellungnahme der EnBW Energie Baden-Württemberg AG zum Eckpunktepapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Ausschreibungen für die Förderung von Erneuerbare-Energien-Anlagen Karlsruhe, September 2015

2 Stellungnahme der EnBW Energie Baden-Württemberg AG zum Eckpunktepapier des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Ausschreibungen für die Förderung von Erneuerbare-Energien-Anlagen 1 Übergreifende Fragen des Ausschreibungsdesigns Die Umstellung der Fördersystems für Erneuerbare Energien in Deutschland auf Ausschreibungssysteme bedeutet einen fundamentalen Wechsel des Förderregimes. Neben der Herausforderung, die Kosten für den Ausbau der Erneuerbaren Energien zu senken, muss sich ein künftiges Förderregime an folgenden Prämissen messen lassen: 1. Die Zielvorgaben für den Ausbau der Erneuerbaren Energien im wesentlichen Onshore und Offshore müssen erreichbar sein 2. Das System muss durch Einfachheit und Transparenz für die Marktteilnehmer für verlässliche Rahmenbedingungen sorgen 3. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien muss zur Stabilität der Stromversorgung in Deutschland beitragen 4. Das System muss zur gesellschaftlichen Akzeptanz der Erneuerbaren Energien in Deutschland und damit zu einem Gelingen der Energiewende beitragen Das jetzt vorliegende Eckpunktepapier des BMWi in der Umsetzung sieht vor, dass für die Stromerzeugungsarten Wind-Onshore, Wind-Offshore und Photovoltaik drei sehr unterschiedliche Ausschreibungsmodelle konzipiert werden, was an der Unterschiedlichkeit der Technologien, der Entwicklung der jeweiligen Märkte und der handelnden Akteure am Markt liegt. Die Durchführung separater technologiespezifischer Ausschreibungen aufgrund unterschiedlicher technologischer Spezifika und Kosten halten wir für sachgerecht. Es bleibt allerdings festzuhalten, dass der jetzt anstehende Wechsel des Förderregimes je nach Technologie in gewachsene Strukturen und bestehende Märkte eingreift. Während man der Umstellung der Systematik zur Förderung von Photovoltaik-Freiflächenanlagen aufgrund des geringen Marktvolumens durchaus Pilotcharakter geben kann, ist eine Umstellung der Förderung für die Onshore-Windenergie ein Eingriff in einen bestehenden Markt mit vielen unterschiedlichen Akteuren und einer mittlerweile gewachsenen Industrie. Die sicher gravierendsten Auswirkungen ergeben sich jedoch im Bereich Wind-Offshore. Hier wurden in den letzten Jahren erhebliche Investitionen im Vertrauen auf stabile politische Rahmenbedingungen getätigt. Das Übergangssystem muss den betroffenen Projekten, die bereits über bestandskräftige Genehmigungen verfügen, einen angemessenen Vertrauensschutz gewährleisten. Generell ist darauf zu achten, dass Bieter durch die Ausgestaltung des sonstigen Förderregimes keine Fehlanreize erhalten, die die Auktion verzerren. Aus diesem Grund ist insbesondere erforderlich, eine sachgerechte Lösung für die Problematik des 24 EEG zu finden. Dieser bringt für Bieter einen enormen Komplexitätszuwachs mit sich und würde im Rahmen einer Auktion dazu führen, dass insbesondere kleinere Bieter benachteiligt werden. Stand: September

3 Im Folgenden stellen wir die aus Sicht der EnBW wesentlichen Aspekte der Ausgestaltung der einzelnen Ausschreibungsmodelle dar. 2 Windenergie an Land Um einem Ausbau der Windenergie auch in Zukunft in ganz Deutschland zu ermöglichen, muss ein Ausschreibungssystem aus Sicht von EnBW faire Bieterchancen für effiziente Bieter an bundesweit allen geeigneten Standorten sicherstellen. Hierbei muss berücksichtigt werden, dass Stromgestehungskosten an Windenergie-Standorten in erheblichem Umfang vom örtlichen Winddargebot abhängen; so quantifiziert das IE Leipzig beispielsweise Unterschiede von über 30 % zwischen einem Standort mit 70 % (typischer Binnenstandort) gegenüber einem Standort mit 130% Winddargebot (typischer Küstenstandort) gegenüber dem Referenzertrag. Aufgrund des kompetitiven Ansatzes von Ausschreibungsmodellen entsteht hier ohne Gegenmaßnahmen ein erhebliches Ungleichgewicht. Die Maßnahmen im bisherigen System waren bisher ausreichend, den Zubau deutschlandweit zu ermöglichen. Schlechtere Standorte hatten zwar eine niedrigere Rentabilität, konnten jedoch im Vertrauen darauf entwickelt werden, dass eine Vergütung gesichert war. In einem Ausschreibungssystem hingegen werden deutschlandweit Standorte (Küstenstandorte, Binnenlandstandorte) und Akteure gegeneinander in den Wettbewerb treten. Ein Ausschreibungssystem, das diesem Umstand nicht oder nur unzureichend Rechnung trägt, führt zu Wettbewerbsbenachteiligungen und verzerrungen und würde den deutschlandweiten Ausbau der Windenergie an Land auf einzelne Regionen fokussieren bzw. in anderen Regionen gefährden. In diesen Regionen könnte die Akzeptanz für Windenergie erheblich beeinträchtigt werden, während in anderen Regionen, in denen Zubau von Windenergie möglich und gewollt ist, ein faktischer Ausbaustopp stattfinden würde, da für diese Regionen keine Förderberechtigungen gewonnen werden können. Die Ausgestaltungsansätze im Einzelnen (in der Reihenfolge des Eckpunktepapiers): Keine Maximalgröße und Flächenkulisse Die EnBW begrüßt, dass im Eckpunktepapier des BMWi keine Maximalgröße und keine Beschränkung der Flächenkulisse angestrebt werden. Höchstpreis Die Ausweisung eines Höchstpreises ist bei ausreichender Flächenverfügbarkeit und Akteursvielfalt nicht erforderlich, letztlich aber auch nicht hinderlich. Der Höchstpreis kann ambitioniert sein, doch ist darauf zu achten, dass durch die Wahl der Höhe nicht implizit ganze Standortklassen aus dem Bieterfeld ausgeschlossen werden. Ein Höchstpreis dient lediglich dazu, missbräuchliche Gebote, zu unterbinden, falls diese sich aufgrund mangelnden Wettbewerbs einstellen sollten. Preisregel Wesentliche Anforderungen an ein erfolgreiches Ausschreibungsverfahren sind Einfachheit und Transparenz. Daher ist ein einfaches Einheitspreisverfahren (pay-as-cleared) immer vorzuziehen, Stand: September

4 wenn die Marktsituation dies zulässt. Für ein Einheitspreisverfahren spricht auch die Förderung wahrheitsgemäßen Bietens sowie die Entschärfung der Winner s Curse Problematik. Sollte die Gefahr bestehen, dass die Auktionen in einem statischen Verfahren nicht wettbewerblich verlaufen, kann ein Mehrrundenverfahren geprüft werden. Hier bietet sich das descending-clock- Verfahren an. Wir denken jedoch nicht, dass dies aktuell notwendig ist. Ausschreibungsrunden Wir begrüßen, dass das Eckpunktepapier mehrere Ausschreibungsrunden pro Jahr vorsieht. Aus unserer Sicht empfehlen sich vier Ausschreibungsrunden pro Jahr. Eine höhere Anzahl von Ausschreibungsrunden könnte die Liquidität der jeweiligen Auktionen gefährden. Präqualifikationsbedingungen Entscheidend für den Erhalt der Akteursvielfalt und für den Erfolg eines Ausschreibungssystems sind die Präqualifikationsbedingungen für die teilnehmenden Anbieter: o Materielle Präqualifikationsanforderungen Die BImSchG-Genehmigung ist ein bundesweit vergleichbares, einfach zu handhabendes und transparentes Kriterium und sollte daher als materielle Präqualifikation herangezogen werden. Zur Prozessvereinfachung kann das Vorhandensein einer entsprechenden Genehmigung durch eidesstattliche Versicherung des Bieters erfolgen. Die Voraussetzung BImSchG sorgt für eine hohe Projekt-Umsetzungsrate, denn einem Projekt mit BImSchG-Genehmigung fehlt im Auktionsregime für FID und Bau nur ein auskömmlicher Fördertarif. Erfahrungsgemäß wurden in der Vergangenheit Projekte mit vorliegender BImSchG-Genehmigung zu nahezu 100 Prozent umgesetzt. Eine Teilnahme ohne materielle Präqualifikation in Verbindung mit einer höheren Kaution (100 Euro/kW) kann daneben bestehen, ist aber als alleinige Variante abzulehnen. In beiden Fällen kann aufgrund der vorliegenden BImSchG-Genehmigung bzw. Höhe der hinterlegten Kaution von der Ernsthaftigkeit der Bieter ausgegangen werden. Die kurze Realisierungsfrist legt nahe, dass die Gebotsabgabe erst bei weit fortgeschrittenen Projekten erfolgt, also externe Risiken vergleichsweise gering sind. Dies ist dann der Fall, wenn die BImSchG- Genehmigung vorliegt oder in Kürze erwartet wird. o Finanzielle Präqualifikationsanforderungen Die im Eckpunktepapier angesprochene Bid Bond in Höhe von 30 Euro pro kw installierter Leistung, als zusätzliche finanzielle Sicherheit für den Fall der Verzögerung oder Nichtrealisierung des Projekts, halten wir für angemessen. Realisierungszeitraum und Pönale Grundsätzlich halten wir die Realisierungsfristen von Monaten mit gestufter Pönalisierung (ab 24 Monaten) für plausibel. Nach Auffassung der EnBW ist von einer Pönale abzusehen, sofern vor Ablauf der 24 Monate ein verbindlicher Liefervertrag geschlossen und die Anzahlung erfolgt ist und daher innerhalb der nächsten 12 Monate die Lieferung und Installation sicher zu erwarten ist. Stand: September

5 Weiterentwicklung Referenzertragsmodell Eine unzureichende Berücksichtigung standortbezogener Unterschiede im Auktionsverfahren würde dazu führen, dass der Ausbau an Binnenlandstandorten vollkommen zusammenbricht, weil man hier eine systematisch geringere Zuschlagswahrscheinlichkeit hätte. Investoren würden davon Abstand nehmen, an diesen Standorten Projekte mit erheblichem Aufwand bis zur Genehmigungsreife zu entwickeln. Auch Unterstützung vor Ort könnte nicht gewonnen werden, wenn Investoren und örtliche Administration nicht in Aussicht stellen könnten, dass das z.t. gegen erhebliche lokale Widerstände entwickelte Projekt eine akzeptable Wahrscheinlichkeit hätte, in der Auktion schließlich auch erfolgreich bieten zu können. Die Folge wäre ein regional hochgradig konzentrierter Zubau auf guten bis sehr guten Standorten, meist in Norddeutschland, was auch hier zu Akzeptanzproblemen führen wird. Dadurch, dass ganze Regionen (ein großer Teil Süddeutschlands) aus dem Kreis potenzieller Bieter ausfallen, kann es zudem zu Wettbewerbsproblemen in der Auktion kommen. Die Berücksichtigung von standortspezifischen Unterschieden im Rahmen der Auktion ist daher unvermeidlich. Das Eckpunktepapier sieht hierzu vor, das Referenzertragsmodell anzupassen. Diese Lösung erscheint uns aber aus mehreren Gründen unzureichend: - Der nun offenbar erwogene Vorschlag läuft erneut auf eine Renditeabschöpfung, und zwar zu Lasten nahezu aller Standorte, hinaus, wobei die Abschöpfung besonders stark bei mittleren bis guten Standorten vorgenommen werden soll. Aus unserer Sicht wird dies nicht ausreichen, weil es wenig an den erheblich verminderten Aussichten von Binnenlandstandorten ändern wird, erfolgreich an der Auktion teilzunehmen. Zudem muss festgestellt werden, dass das jetzt dargestellt neue Referenzertragsmodell nicht, wie intendiert, zu einer verbesserten Wettbewerbssituation führen wird, im Gegenteil. - Wie bereits eingangs dargestellt sind ausschlaggebend für die Wahrscheinlichkeit eines Bieters, erfolgreich bei einer Auktion teilzunehmen, sind vor allem zwei Faktoren: Die Windgüte und die Investitionskosten an einem Standort. Mit Blick auf eine gleichmäßige räumliche Verteilung der Anlagen, die auch aus Netzsicht sinnvoll ist, wird es daher nicht ausreichen, allein beim Referenzertragsmodel anzusetzen, weil es allein auf die Windgüte abstellt. Vor allem Süddeutschland weist zahlreiche Standorte auf, die bei identischer Windgüte wie norddeutsche Standorte standortbedingte Kostennachteile aufgrund von erhöhten Kosten der Zuwegung und aufgrund schwierigerer Untergrundverhältnisse haben. Stand: September

6 Bandbreite der Stromgestehungskosten für Windenergieanlagen im Bereich von 2,0 bis 3,5 MW (Quelle: IE Leipzig u.a. 2014). Soll ein Referenzertragsmodell den Anspruch erheben, fairen Wettbewerb zu ermöglichen, muss es neben der Windhöffigkeit auch die sonstigen unterschiedlichen Standortbedingungen (u.a. Bodenbeschaffenheit, Infrastrukturkosten, Netzanschlusskosten, Turmhöhen) aufgreifen und berücksichtigen. Dies würde falls überhaupt möglich - zu einem sehr komplexen Modell führen. Sofern das Referenzertragsmodell in der heutigen Ausgestaltung beibehalten wird, müsste die räumliche Verteilung des Windenergieausbaus einem Monitoring unterliegen. Sollte festgestellt werden, dass sich der Ausbau an Binnenlandstandorten signifikant reduziert, wäre eine verbessere Berücksichtigung regionaler Aspekte einzuführen. Ansätze für eine regionale Differenzierung Um einen fairen Wettbewerb zu gewährleisten, spricht sich die EnBW dafür aus, eine einheitliche Ausschreibung durchzuführen und die Bezuschlagung zusätzlich regionalen Aspekten zu unterwerfen. Die Alternative wäre die Kartierung des Bundesgebietes nach bestimmten Standortklassen, die nicht allein über die Windverhältnisse definiert werden. Anhand dieser Standortklassen wären Zu- oder Abschläge beim individuellen Gebot vorzunehmen. 3 Windenergie auf See Offshore-Windenergie zeichnet sich durch ein hohes Potential, aber auch durch lange Planungszeiten, hohen Kapitalbedarf, umfangreiches erforderliches technisches Know-how und - damit zusammenhängend - ein hohes unternehmerisches Risiko aus. Die im Offshore-Segment aktiven Unternehmen haben in der Vergangenheit im Vertrauen auf stabile politische Rahmenbedingun- Stand: September

7 gen hohe Vorleistungen erbracht, um Projekte bis zur Realisierungsreife zu entwickeln. Schon die Reduktion des Ausbauziels auf 6,5 GW bis zum Jahr 2020 und auf 15 GW bis 2030 hat diesem Umstand nicht Rechnung getragen. Eine Umstellung der Fördersystematik auf ein Ausschreibungssystem darf nicht dazu führen, dass genehmigte Projekte, deren Netzanbindungstermine ohne eigenes Verschulden um Jahre verschoben wurden, eine kalte Enteignung erfahren und weit unter Wert an den Staat abgetreten werden müssen. Aus Sicht der EnBW sollten die genehmigten Projekte an ihren unterschiedlichen Standorten auch nach 2020 im bisherigen System realisiert werden, bevor mit einem zentralen Ausschreibungssystem ein Neustart erfolgen kann. Damit wäre kein komplexes Übergangssystem für wenige Jahre erforderlich. Ebenso würden Entschädigungszahlungen vermieden werden können. Ein solches Vorgehen würde nicht nur einer Weiterentwicklung der Offshore- Windkraft in Deutschland ohne Fadenriss entsprechen, sondern auch dem in den letzten Jahren mühsam erarbeiteten Vertrauen von Investoren in den deutschen Offshore-Markt Rechnung tragen. Die im Eckpunktepapier angelegte Einmalauktion von 2,4 GW für ein Übergangsystem wird diesen Anforderungen hingegen nicht gerecht. Unsere Kommentierung dieser Vorschläge soll deshalb auch nicht als Zustimmung zu einem Übergangsystem mit reduziertem Ausbauziel verstanden werden, sondern als konstruktiver Beitrag zu einem aus unserer Sicht verfehlten Ansatz. Im Einzelnen: Übergangsystem In die Übergangsauktion sollen Projekte mit verschiedenen Fertigstellungsterminen des Netzanschlusses (2021 bis 2023) gleichermaßen bieten. Eine solche Einmalauktion für Projekte mit unterschiedlichen Inbetriebnahmezeitpunkten bewirkt, dass die Bieter nicht mit identischen Voraussetzungen in die Auktion gehen. Ein Projekt mit einem späteren Fertigstellungszeitpunkt hat eine schlechtere Vorausschaumöglichkeit in Bezug auf den Lieferantenmarkt als ein Projekt mit früherem Netzanschlusstermin. Hinzu kommt, dass sich die Standorte der Projekte und damit die Kostenstrukturen in Hinblick auf Küstenentfernung und Wassertiefe unterscheiden. Eine Einmalauktion im Übergangssystem wird daher abgelehnt, denn aus unserer Sicht bestünde bei einer Einmalauktion soll diese fair verlaufen - nur die Möglichkeit, allen in der Auktion erfolgreichen Projekten einen gleichzeitigen Netzanschluss zuzusagen. Die Alternative wäre, mehrere Auktionen zu veranstalten, die sich an den jeweiligen im Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) geplanten Netzanschlusszeitpunkten ausrichten. In jedem Fall spricht sich EnBW dafür aus, dass in einem Übergangssystem die nächsten drei Konverter (DolWin 6, DolWin 5 und BorWin 5) in der Nordsee auf Basis des O-NEP 2025 in vollem Umfang d.h. mit MW - ausgeschrieben werden. Dies ist eine notwendige Voraussetzung dafür, dass die genehmigten und weit entwickelten Projekte mit einer Kapazität von bis zu MW in den Wettbewerb treten können. Außerdem müssten in einem begrenzten Umfang clusterübergreifende Netzanbindungen gewährt werden. Der im Eckpunktepapier vorgesehene Abzug der Kapazität, die im Jahr 2020 über das Ziel von MW hinaus errichtet wird (rund MW), sowie die Berücksichtigung von 400 MW für eine Probeauktion in der Ostsee, ist abzulehnen. Im Ergebnis könnten lediglich MW im Übergangssystem ausgeschrieben werden, was diese nahezu ad absurdum führen würde. Stand: September

8 Das zu erwartende zeitweise Überschießen des Ausbaus ist eine Konsequenz politischer und administrativer Entscheidungen der Vergangenheit und darf nicht durch künstliche Reduzierungen der Auktionsmenge in der Übergangsauktion sanktioniert werden. Es ist zudem nicht schädlich und kann später korrigiert werden. Bspw. könnte der Zeitraum von 2026 bis 2030 für eine Anpassung der Ausschreibungsmenge genutzt werden. Entschädigung Das Eckpunktepapier spricht sich für einen finanziellen Ausgleich für diejenigen Bieter aus, die keine Berücksichtigung in den Ausschreibungen erfahren haben. Eine, wie auch immer geartete, Entschädigungsregelung muss aus Gründen des Vertrauensschutzes die vollen Kosten (Buchwert, alle entstandenen Vorlaufkosten und ggfs. weitere Verpflichtungen) der Projekte berücksichtigen, die in den Ausschreibungen keinen Zuschlag erhalten. Zudem muss sichergestellt werden, dass ein faktisches Einziehen bestehender Genehmigungen, z.b. durch eine spätere Genehmigungsversagung durch das BSH, unterbleibt. Zielmodell Nach einer Realisierung aller bislang genehmigten Projekte halten auch wir ein zentrales Zielmodell für das aus heutiger Sicht am besten geeignete Ausschreibungssystem, um einen kosteneffizienten Ausbau sowie eine wettbewerbliche Weiterentwicklung der Offshore-Industrie in Deutschland zu ermöglichen. Voraussetzung für den Erfolg eines zentralen Zielmodells (in der Diskussion oft auch als Markt für Genehmigungen bezeichnet) ist allerdings, dass die staatlichen Vorgaben für den begleitenden Netzausbau und insbesondere die Kontrolle der Umsetzung der Vorgaben durch den Netzbetreiber in der Nordsee das Erreichen der Ausbauziele Offshore ermöglicht. Realisierungsfrist Je nach System sind aus Sicht der EnBW verschiedene Realisierungsfristen zu berücksichtigen. Ausgehend vom heutigen System sind aufgrund des vergleichsweise hohen Entwicklungsgrades der Offshore-Windparks 48 Monate nach Eintreten der Verbindlichkeit des Fertigstellungstermins der Netzanbindung realistisch. In einem Übergangssystem mit Ausschreibungen zwischen genehmigten Offshore-Windparks erscheint diese Frist (in Abhängigkeit der Fertigstellungstermine der jeweiligen Netzanbindungen) auch anwendbar. In einem zentralen Ausschreibungssystem müssen aber je nach Ausgestaltung längere Fristen in Betracht gezogen werden. In Dänemark z.b. erstreckt sich die Realisierungsfrist im Rahmen der nächsten Ausschreibung von 600 MW nach Zuschlag Ende 2016 bis zum , sprich 60 Monate. Hier findet ein seit Jahren erprobtes, zentrales Ausschreibungsmodell mit Vorentwicklungen durch den Staat Anwendung. 4 Photovoltaik Die EnBW begrüßt die in den Eckpunkten vorgesehene Ausweitung der Ausschreibung für Photovoltaik-Freiflächen um Photovoltaik auf sonstigen baulichen Anlagen. Ferner sehen wir die Freigrenze von 500 kw bis 1 MW als sinnvoll an. Projekte, die zur Deckung des Eigenverbrauchs dienen, sollen von der Teilnahme von Auktionen ausgeschlossen sein. Wir stimmen dem zu. Stand: September

9 Aus den o.g. Gründen (vgl. Windenergie an Land, Abschnitt Preisregel) ziehen wir ein Einheitspreisverfahren dem geplanten Gebotspreisverfahren vor. Die geplanten Teilnahmevoraussetzungen und Realisierungsfristen sind aus unserer Sicht sachgerecht. Wir halten es für sinnvoll, die Regelungen zur Übertragbarkeit von Förderberechtigungen aus dem Bereich der Freiflächen- Auktionen zu übernehmen. Die Ergebnisse der ersten beiden Runden der Pilotausschreibung für PV Freiflächen zeigen, dass mit PV Freiflächen sehr kostengünstige Fördersätze erreichbar sind. Daher regen wir an, über eine Ausweitung des Volumens von bisher 400 MW pro Jahr nachzudenken. Eine angemessene zusätzliche Öffnung der Flächenkulisse auf Ackerflächen von bisher 100 MW jährlich könnte dabei auch mittelfristig einen ausreichenden Wettbewerb sicherstellen. Für die Ausweitung des Ausschreibungsvolumens bei PV-Freiflächenanlagen spricht auch, dass dies erforderlich werden dürfte, um die Erreichung des Ausbauzieles sicherzustellen, denn angesichts eines stagnierenden Ausbaus von PV-Kleinanlagen, der nicht über Auktionen gesteuert werden kann, wird eine Erhöhung des Auktionsvolumens notwendig werden. 5 Wasserkraft Analog zur Biomasse sollte für die Wasserkraft eine Ausschreibung unter Einbezug von Modernisierungs- und Ausbaumaßnahmen von Bestandsanlagen geprüft werden. Unter den Ausbaumaßnahmen sollten auch Maßnahmen zur besseren Durchgängigkeit der bestehenden Wasserkraftanlagen für Fische und andere aquatische Lebewesen subsummiert werden. Wir sprechen uns dafür aus, die Vorschläge des Eckpunktepapiers zur Biomasse auf den Bereich Wasserkraft zu übertragen. Stand: September