UPDATE Offshore Wind: Eckpunktepapier des BMWi zum EEG 2016 Ausschreibungen für erneuerbare Energien

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1 UPDATE Offshore Wind: Eckpunktepapier des BMWi zum EEG 2016 Ausschreibungen für erneuerbare Energien Oktober 2015

2 1. Einleitung Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) hat am 31. Juli das seit einiger Zeit mit Spannung erwartete Eckpunktepapier zur Vorbereitung der Umstellung der EEG- Förderung von erneuerbaren Energien auf Ausschreibungen veröffentlicht und dessen Inhalte zur Konsultation gestellt, die mittlerweile abgeschlossen ist. Sämtliche Eckpunkte haben unverändert einen vorläufigen Charakter, können jedoch schon heute Hinweise darauf bieten, in welche Richtung sich das geplante Gesetzgebungsverfahren entwickeln wird. Der weitere Fahrplan für das Gesetzgebungsverfahren zum reformierten EEG, nunmehr EEG 2016, stellt sich danach wie folgt dar: 2. Kontext der Neuregelungen Bereits das unlängst reformierte EEG 2014 sieht in seinem 2 Absatz 5 die grundsätzliche Umstellung der Förderung des Ausbaus erneuerbarer Energien vom System der festen Vergütungstarife zu Ausschreibungsverfahren vor. Spätestens in 2017 soll die Höhe der Förderung für Strom aus erneuerbaren Energien durch Ausschreibungen ermittelt werden. Den Anfang machten dabei die Ausschreibungen für Freiflächen- Photovoltaikanlagen bis 10 MW, die seit dem 15. April 2015 durchgeführt werden, gegenwärtig in der 2. Runde. Bei den nunmehr vorgestellten Eckpunkten geht es um die Überlegungen des BMWi zur Ausgestaltung der Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land (Onshore Wind) und auf See (Offshore Wind) sowie Dachflächen-Photovoltaik. Für Biomasse, Wasserkraft und Geothermie sind anders als ursprünglich vorgesehen (EEG 2014) nun doch keine Ausschreibungen geplant. Für Biomasseanlagen soll jedoch die Möglichkeit einer Ausschreibung unter Einbeziehung von Bestandsanlagen untersucht werden, um deren Fortbestand nach Auslaufen der ursprünglichen Förderung sicherzustellen. Konkrete Überlegungen hierzu sind jedoch noch nicht Gegenstand des Eckpunktepapiers. 2

3 Nicht betroffen von den zukünftigen Ausschreibungen sind darüber hinaus Windenergieanlagen an Land und Dachflächen-Photovoltaik unter 1 MW installierter Leistung sowie sämtliche Anlagen, die unter die bereits geltenden Übergangsvorschriften in 102 EEG 2014 fallen 1, d.h. 1. Windenergieanlagen auf See, die vor dem 1. Januar 2017 eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine Kapazitätszuweisung nach 17 d EnWG erhalten haben und vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb gehen; 2. Windenergieanlagen an Land, die vor dem 1. Januar 2017 genehmigt und vor dem 1. Januar 2019 in Betrieb genommen worden sind. 3. Politische Ziele Bei der Umstellung der Förderung des Ausbaus erneuerbarer Energien vom System der festen Vergütungstarife des EEG zu Ausschreibungsverfahren ist es der Ansatz des BMWi, drei recht unterschiedliche Zielvorstellungen in einem Ausschreibungsdesign zu vereinen, d.h. 1. den Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb der im EEG festgelegten Ausbaukorridore für die einzelnen Erzeugungsarten zu halten; 2. die Kosten durch mehr (Preis-)Wettbewerb zu senken; 3. die häufig von kleinen und mittelständischen Unternehmen geprägte Branche in dieser Zusammensetzung nach Möglichkeit zu erhalten, d.h. deren Geschäftsmodel nicht zu zerstören. Letzteres Kriterium wird häufig mit dem Begriff der sogenannten Akteursvielfalt wiedergegeben. Viele der im Folgenden aufgeführten Designmerkmale entspringen dem Wunsch, eine Balance zwischen oftmals konträren Zielen herzustellen; so soll das Bieten auf einen möglichst geringen Strompreis die Kosten reduzieren, die Einführung von Pönalen dann die nachfolgende Realisierung sicherstellen, wobei die Höhe der Pönalen so anzusetzen ist, dass auch kleinere Unternehmen noch in der Lage sind, Sicherheit dafür zu leisten. Diese Balance muss nun für jede Erzeugungsform und deren spezifischen Markt durch ein Austarieren der einzelnen Merkmale gefunden werden. Hierbei lassen sich anhand des Zeitpunkts des Ausschreibungsverfahrens im typischen Entwicklungszyklus eines Projektes sowie der Frage, ob (i) ein dezentrales Modell mit Flächenkonkurrenz, d.h. verschiedene Bieter konkurrieren mit ihren jeweiligen Projekten, oder aber (ii) ein zentrales Model, d.h. verschiedene Bieter konkurrieren um ein und dasselbe von der öffentlichen Hand vorentwickelte Projekt, Unterschiede zwischen den Erzeugungsarten herausarbeiten. 1 PV-Freiflächenanlagen sind explizit ausgenommen. Auf PV-Dachflächenanlagen finden die Übergangsvorschrift gleichfalls keine Anwendung, da diese üblicherweise weder eine BImSchG-Genehmigung noch einer anderen Zulassung nach Bundesrecht bedürfen. Die spezielle Übergangsregelung für Geothermie in 102 Ziffer 2. EEG 2014 kommt, vorbehaltlich der Umsetzung des im Eckpunktepapier vorgesehenen Verbleibs der Geothermie im bisherigen Modell des EEG 2014, keine Bedeutung mehr zu. 3

4 4. Gegenstand der Ausschreibung Gegenstand der Ausschreibung ist die Höhe der Marktprämie, die der zukünftige Erzeuger zusätzlich zum Verkaufspreis des erzeugten Stroms am Markt erhält. Die Ausschreibung bezieht sich dabei für Onshore Wind nur auf die Höhe der Marktprämie (genau genommen, des zu ihrer Ermittlung dienenden anzulegenden Wertes ) während des Zeitraums der sogenannten erhöhten Vergütung. Die Höhe der sich anschließenden Grundvergütung soll auch zukünftig per Gesetz bestimmt werden. Für Offshore Wind sind nach den Vorstellungen des BMWi aufgrund fehlender Flächenkonkurrenz auch andere Optionen denkbar. 5. Ausschreibungsdesign für die einzelnen Erzeugungsarten 5.1 Onshore Wind Für Onshore Wind ist ein relativ spät im typischen Entwicklungszeitraum eines Windparks greifendes Ausschreibungsverfahren vorgesehen. Voraussetzung für die Teilnahme ist das Vorhandensein einer (nicht notwendigerweise bestandskräftigen) Genehmigung nach dem BImSchG, deren Erhalt eher am Ende des Entwicklungsprozesses für einen Windpark steht, d.h. ein eigenes Projekt des Bieters. Aufgrund der damit einhergehenden bereits getätigten erheblichen Investitionen, erwartet das BMWi eine sehr hohe Realisierungswahrscheinlichkeit. Diese korrespondiert mit einer relativ moderaten Pönale für den Fall des Ausbleibens der Umsetzung von EUR 30 pro kw, d.h Euro für eine WEA der 3 MW-Klasse. Ausnahmen für kleine WEA unter 1 MW sowie Prototypen und Testanlagen sind vorgesehen. Hierin dürfte wohl vor allem eine Chance für kleinere WEA-Hersteller zu sehen sein. Mögliche weitere Ausnahmen für kleine Projekte, etwa durch Ausschöpfen der Freigrenzen der Umweltschutz und Energiebeihilfeleitlinien der Europäischen Kommission von bis zu 6 WEA mit insgesamt bis zu 6 MW, sind noch in der Diskussion. Das Eckpunktepapier beschreibt einen als ambitioniert bezeichneten Höchstpreis im Bereich der Vollkosten der Projekte (nebst den mit der Ausschreibung verbundenen administrativen Kosten und Bieterrisiken). Dieser Ansatz auf Kostenbasis lässt möglicherweise erahnen, wie es um das Vertrauen in das Kostensenkungspotential des Ausschreibungssystems tatsächlich bestellt ist. Im Detail ist zunächst eine verbindliche Gebotshöhe ( Pay as bid ) im Unterschied zur Höhe des höchsten erfolgreichsten Gebots ( Uniform pricing ) vorgesehen. Es sollen ähnlich wie schon bei der Freiflächen-Photovoltaik 3-4 Ausschreibungsrunden pro Jahr stattfinden; in Anbetracht des jährlichen Zubauziels von MW (netto, d.h. zzgl. im Rahmen des 4

5 Repowerings stillgelegter Kapazität) dürfte wohl jeweils ein Ausschreibungsvolumen zwischen 700 und 900 MW pro Ausschreibung zu erwarten sein. Im Zuge der Umstellung auf Ausschreibungen soll auch das Referenzertragsmodell des EEG 2014 so angepasst werden, dass Standorte unterschiedlicher Windgüte (auf insgesamt niedrigerem Vergütungsniveau) besser in den Wettbewerb zueinander treten können. Erreicht werden soll dies durch eine erheblich stärkere, früher eingreifende und länger andauernde Reduzierung der Dauer der erhöhten Vergütung bezogen jeweils auf das Verhältnis zur Referenzstandortgüte. Der nachfolgende Chart gibt dabei die von dem BMWi zur Diskussion gestellte Veränderung (IE Leipzig) im Vergleich zu EEG 2012 und 2014 wieder. Quelle: Ausschreibungen für die Förderung von Erneuerbare-Energien-Anlagen Eckpunktepapier, S. 12 Herausgegeben vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie; Stand :Juni 2015 Die Effekte einer solchen Veränderung des Referenzertragsmodells werden dann nach unserem Verständnis im Rahmen der Ermittlung des ambitionierten Mindestpreises zu berücksichtigen sein. 5

6 5.1.1 Offshore Wind (Update) Ganz anders für Offshore Wind: hier wird gegenwärtig ein zentrales System der Vorentwicklung jeweils zwei konkreter Projekte a 400 MW pro Jahr durch die öffentliche Hand (ähnlich der Situation in Dänemark oder Holland) und anschließender Bieterkonkurrenz um diese Projekte präferiert, d.h. der Bieter kann ohne eigene Projektrechte an dem Ausschreibungsverfahren teilnehmen. Die Vorentwicklung soll dabei die strategische Umweltprüfung, eine flächenscharfe Prüfung umweltfachlicher Aspekte und weiterer Schutzgüter, die Baugrundvoruntersuchung, Schifffahrtskollisionsanalyse und Windgutachten beinhalten. Es ist vorgesehen, die Daten aus der Vorentwicklung allen Teilnehmern der Ausschreibung zur Verfügung zu stellen. Die für die Vorplanung anfallenden Kosten in Höhe von ca. 5 Mio. Euro pro Projekt 2 sollen dabei letztlich vom erfolgreichen Bieter getragen werden. Gleiches ist auch für die Kosten der Entschädigung des ggf. vorhandenen ehemaligen Projekteigentümers (siehe zu Einmalausschreibung unten) angedacht. Der Gewinner soll dann anschließend das Planfeststellungsverfahren betreiben. Die Planung und Umsetzung des Netzanschlusses erfolgt im zentralen System parallel zur Entwicklung des Projektes. Die Auswahl der Flächen soll sich aus Gründen der effizienten Nutzung der bereits beauftragen Netzanbindungssysteme zunächst auf diejenigen Cluster mit der größten freien Netzanbindungskapazität fokussieren. Die ersten Windparks sollen im zentralen System in 2024 als Pilotprojekt möglicherweise schon in 2021/22 in Betrieb gehen. Das Eckpunktepapier macht keine Angaben zu dem konkreten Ausschreibungsdesign für Offshore Wind, d.h. nähere Angaben zu Präqualifikationen, Preisregeln, Realisierungsfristen und Pönalen. Hintergrund hierfür ist die immer noch fortdauernde Diskussion zum grundsätzlichen Ausschreibungsmodell (siehe hierzu die Ausführungen unter 5.2.2). Allerdings lassen sich dem mittlerweile vom BMWi veröffentlichten Diskussionspapier Ausgestaltung der Ausschreibungen für Windenergie auf See der wissenschaftlichen Berater des BMWi vom 9. September 2015 nähere Hinweise zum derzeitigen Stand der Diskussion entnehmen. Hiernach ist eine Pönale in Höhe von EUR/kW vorgesehen, dies entspricht zwischen 128 und 160 Mio. Euro für ein 400 MW-Projekt. Eine materielle Präqualifikation wird unverändert nicht gefordert. Das gleiche gilt für Mindestpreis oder Mengenbegrenzungen, beides ist nicht vorgesehen. Einen Höchstpreis soll es wie schon bei Onshore-Wind auch für Offshore-Wind geben. Pay-as-bid ist als Preisregel vorgeschlagen. Die Realisierungsfrist soll 48 Monate betragen, beginnend 30 Monate vor verbindlicher Fertigstellung des Netzanbindungssystems (NAS), jedoch frühestens 18 Monate nach Zuschlag. Zu den Einzelheiten der weiteren Ausgestaltung wird auf die tabellarische Übersicht am Ende des Beitrags verwiesen. 2 Siehe Ausschreibungen für erneuerbare Energien - Wissenschaftliche Empfehlungen, S

7 5.1.2 Einmalauktion als Übergangslösung In Anbetracht von ca. 40 genehmigten Offshore-Projekten und ca. 50 weiteren in unterschiedlichen Stadien der Entwicklung vor Genehmigungserteilung soll ein System von Übergangsverfahren die Umstellung von der bisherigen Praxis auf das neue System begleiten. Präferiert wird hierzu eine Einmalauktion in Höhe von bis zu 2.4oo MW für bereits genehmigte bzw. weit entwickelte Projekte, die noch nicht über eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine Kapazitätszuweisung durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) verfügen. Die Vorstellungen zu den Teilnahmevoraussetzungen für Nord- und Ostsee sind dabei bislang nicht ganz einheitlich. In der Nordsee sollen auch Projekte in den Zonen 1 und 2 des Offshorenetzentwicklungsplans (ONEP) teilnehmen dürfen, für die bereits ein Erörterungstermin stattgefunden hat und ein NAS für den jeweiligen Cluster des ONEPs von der BNetzA bestätigt ist. In der Ostsee soll es genügen, wenn die Projekte weitentwickelt sind. Das BMWi erwartet, dass auf diese Weise ca MW an geplanten Projekten in den Wettbewerb um bis zu MW Anschlusskapazität treten. In der Praxis wird es wohl um deutlich weniger als MW Anschlusskapazität gehen, da sowohl die erwartete Überschreitung der im bisherigen System vorgesehenen Ausbaugrenze von 6,5 GW bis 2020 von bis zu MW als auch das erste Projekt der Ostsee im zentralen Modell von den MW abgezogen werden sollen. Die Teilnahme bei dieser Einmalausschreibung soll dann ähnlich wie bei Onshore-Wind nur mit einem konkreten eigenen Projekt möglich sein. Für sämtliche andere bereits genehmigte Projekte, die im Rahmen der Ausschreibung nicht zum Zuge kommen, ist eine Entschädigung in Höhe der durchschnittlichen Entwicklungskosten gegen Übertragung der Entwicklungsleistungen vorgesehen. Nach den wissenschaftlichen Empfehlungen, die dem Eckpunktepapier zu Grunde liegen, wäre eine solche Entschädigung in Höhe von ca Euro pro MW anzusiedeln, d.h. 16 Mio. Euro für ein Projekt mit 400 MW. Hinsichtlich des konkreten Ausschreibungsdesign für die Einmalauktion gelten unsere Ausführungen zum zentralen Modell entsprechend, mit dem Unterschied, dass hierfür wie oben bereits dargestellt eine materielle Präqualifikation erforderlich sein wird, d.h. ein eigenes Projekt mit zumindest bereits erfolgtem Erörterungstermin im Planfeststellungsverfahren und ein bereits bestätigtes Anbindungssystem für den betreffenden Cluster des ONEP (Nordsee) bzw. ein weit entwickeltes Projekt (Ostsee). Die finanzielle Präqualifikation fällt mit 200 EUR/kW entsprechend geringer, wenngleich unverändert massiv aus. 7

8 5.1.3 Weitere Modellvorschläge Neben dem vom BMWi präferierten Modell der zentralen Ausschreibung stehen noch 2 weitere Modelle, d.h. die Modelle beschleunigter Netzausbau und ONEP + zur Diskussion. Beide Modelle sehen eine Flächenkonkurrenz vor, d.h. die Bieter müssen über eigene Projekte verfügen. Im Modell beschleunigter Netzausbau soll die Beauftragung der Netzanbindungssysteme nicht mehr parallel zu den Windparkprojekten, sondern erst nach Zuschlag erfolgen, um versunkene Kosten für Netzanbindungssysteme (ohne bezuschlagte Projekte) zu vermeiden.dies setzt jedoch eine erhebliche Beschleunigung der Errichtungszeiträume für Netzanbindungssysteme von gegenwärtig ca. 5 Jahren voraus, um eine Verdoppelung der Gesamtentwicklungsdauer für ein Offshore-Projekt zu vermeiden. Ob der technische Fortschritt dies ermöglichen wird, ist gegenwärtig noch nicht abzusehen. Im Hinblick auf das von der Offshore-Wind Branche wohl bevorzugte Modell ONEP+ bestehen seitens des BMWi erhebliche Zweifel an einer ausreichenden Anzahl von Bietern. Hierbei sollen jeweils nur die Projekteigentümer bieten dürfen, deren Projekte im räumlichen Einzugsbereich der nach dem ONEP geplanten Netzanbindungssysteme liegen. Hinzu kommt das Risiko erheblicher versunkener Netzanschlusskosten, wenn die Bezuschlagung der Projekte nicht der im Rahmen des ONEPs aufgestellten Priorisierung für den Ausbau der Netzanbindungssysteme entspricht. Für Offshore-Wind besteht die aus unserer Sicht berechtigte Erwartung, dass im Rahmen der Ausschreibungen, die Einkaufsmacht und daraus resultierende Kostensenkungspotentiale großer Marktteilnehmer, d.h. insbesondere Energieversorger, den Ausschlag in den Ausschreibungen geben werden. In dieser Richtung ist wohl auch das Eckpunktepapier zu verstehen, das den Schutz kleinerer Akteure weniger im Mittelpunkt als bei anderen Erzeugungsformen sieht. 8

9 5.2 Dachflächen-PV Für PV-Anlagen auf Gebäuden soll ab einer installierten Leistung von über 1 MW ein separates Ausschreibungsverfahren eingeführt werden. PV-Anlagen auf baulichen Anlagen (wie etwa Deponien oder versiegelten Flächen) sollen ab einer installierten Leistung von gleichfalls über 1 MW an dem bereits etablierten Ausschreibungsverfahren für Freiflächenanlagen teilnehmen. Das Ausschreibungsverfahren für PV-Anlagen auf Gebäuden wird dabei primär aufgrund höherer durchschnittlicher Stromgestehungskosten separat durchgeführt. Das Ausschreibungsdesign als solches wird weitgehend aus der bereits etablierten Ausschreibung für Freiflächen übernommen. 6. Öffnung der Ausschreibung für Anlagen im EU- Ausland Bereits das EEG 2014 sieht die Öffnung der Ausschreibungen in Höhe von 5% der jährlich neu installierten Leistung für EU-ausländische Anlagen unter bestimmten Bedingungen vor, d.h. (i) Abschluss einer völkerrechtlichen Vereinbarung zwischen der Bundesrepublik und dem betreffenden Drittland, (ii) physikalischer Stromimport oder vergleichbarer Effekt auf deutschen Strommarkt und (iii) Gegenseitigkeit. Das BMWi arbeitet nunmehr an der konkreten Ausgestaltung dieser Voraussetzungen im Verordnungswege. Inkrafttreten soll diese im Winter 2015/16 mit Öffnung der Ausschreibungen ab Fazit Das Eckpunktepapier konkretisiert erstmals die Vorstellungen des BMWi zur Gestaltung der kommenden Ausschreibungsverfahren und stellt diese zur Konsultation. Die im Rahmen dieser Konsultation vom BMWi aufgeworfenen Fragen machen deutlich, dass viele der Kernpunkte der Reform, so z.b. die Ermittlung des Höchstpreises und die Ausprägung des Referenzertragsmodells für Onshore Wind oder aber sogar das grundsätzliche Modell (Offshore Wind) noch nicht festgelegt sind und insbesondere das Ausbalancieren der politischen Ziele noch Veränderungen im weiteren Gesetzgebungsprozess erfordern wird. 9

10 8. Übersicht der im Eckpunktepapier vorgeschlagenen Regelungen im Vergleich zur etablierten PV-Freiflächenausschreibung Erzeugungsart Freiflächen-PV (etabliert) Mittel Präqualifikation Aufstellungsbeschluss B-Plan, Offenlegungsbeschluss oder beschlossener B-Plan Onshore Wind Spät BImschG- Genehmigung Dachflächen-PV Früh Keine, lediglich Standort muss benannt werden Erzeugungsart Offshore Wind (Einmalauktion) Offshore Wind (zentrales Mod.) Mittel Präqualifikation Nordsee: Genehmigung nach BImSchG oder Erörterungstermin im Planfesstellungsverfahren und bestätigtes NAS im Cluster Ostsee: weitentwickeltes Projekt Min. 100 kw, max. 10 MW Min. 1 MW keine Maximalgröße wie Freiflächen- PV Bid-Bond/ Pönale Erstsicherheit: Max. 4/kW Zweitsicherheit: Max. 50/kW Jeweils reduziert bei Erfüllung von bestimmten Präqualifikationsanforderungen Realisierungsfrist/ Verfallzeitpunkte 2 Jahre, danach wird Pönale fällig und Förderberechtigung verfällt Nach 18 Monaten Reduzierung der Vergütung um 0,3 ct/kwh 30 pro kw 2 Jahre, Pönale wird in Höhe von jeweils 10 Euro pro kw nach 24,28 und 32 Monaten fällig. Nach 36 Monaten verfällt die Förderberechtigung Zeitpunkt Größenbeschränkungen Flächenkonkurrenz Ja Ja Übertragbarkeit auf anderes Pro-jekt/ Rückgabe Ja, mit Abschlag (o,3 ct/kwh) Rückgabe mit hälftiger Pönale innerhalb von 9 Monaten nach Zuschlag möglich Nein keine Rückgabe möglich wie Freiflächen-PV 9-12 Monate ja wie Freiflächen-PV Bid-Bond/ Pönale Realisierungsfrist/ Verfallzeitpunkte nein 200 pro kw 48 Monate (beginnend 30 Monte vor verbindlicher Fertigstellung des NAS, frühestens 18 Monate nach Zuschlag), danach Verfall der Förderberechtigung Komplexes System der Pönalisierung von Meilensteinen (Antrags-unterlagen Planfeststellungsverfahren, Finanzierung, Baubeginn, Inbetriebnahme) Zeitpunkt Größenbeschränkungen Flächenkonkurrenz Früh nein nein pro kw Wie oben nein nein ja Übertragbarkeit auf anderes Projekt/ Rückgabe Nein

11 Kontakt: Jens Suhrbier Rechtsanwalt Partner GvW Graf von Westphalen Poststraße 9 Alte Post Hamburg T F j.suhrbier@gvw.com