EEG 2017: Jetzt für Auktionen vorbereiten | #hbenergie-Expertenbeitrag von Stefan Brühl & Armin Michels (B E T)

Stefan Brühl, Berater im Team Dezentrale Energiesysteme und Armin Michels, Teamleiter Großkraftwerke & Speicher, B E T Büro für Energiewirtschaft und technische Planung GmbH

Mit dem am 8. Juli 2016 verabschiedeten EEG 2017 sind die Rahmenbedingungen zur künftigen Förderung von erneuerbaren Energien gesetzt. Energieversorgungsunternehmen, Projektierer und weitere Marktakteure sollten dies zum Anlass nehmen, sich mit einer Teilnahme an den ersten Ausschreibungsrunden, ggf. auch in Kooperation mit anderen Unternehmen auseinanderzusetzen. Denn eine verspätete Teilnahme am Ausschreibungsverfahren kann sich finanziell nachteilig auswirken, wie die Pilotausschreibungen für PV-Freiflächenanlagen zeigten. Die wettbewerblich bestimmte Einspeisevergütung hat sich innerhalb der ersten fünf Auktionen im Mittel von 9,17 ct/kWh auf 7,23 ct/kWh reduziert.[1] Dies entspricht einer Kürzung von mehr als 20 % innerhalb von 16 Monaten.

Für die Windenergie an Land sieht das EEG 2017 ein einmaliges Wahlrecht zwischen fester Einspeisevergütung und einer Teilnahme an Ausschreibungen für diejenigen Projekte vor, die vor dem 01.01.2017 eine BImSchG-Genehmigung erhalten haben und vor dem 01.01.2019 in Betrieb gehen werden. Insofern ist für diese Projekte abzuwägen, in welchem Regime die höheren Vergütungssätze zu erwirtschaften sind. Durch die vorgesehene Sonderdegression von jeweils 1,05 % in den Monaten März bis August 2017 ist bereits ab August 2017 die erhöhte Anfangsvergütung im alten Regime auf 7,87 ct/kWh abgeschmolzen. Erscheint dann nicht der Wechsel in das Ausschreibeverfahren wirtschaftlich geboten? Für die Entscheidungsfindung – sowohl zur Ausübung des Wahlrechts als auch zur generellen Teilnehme an Ausschreibungen – sollten von den Akteuren mehrere Fragen beantwortet werden:

• Welche Standortgüte hat mein Windprojekt? Wie wird diese Standortklasse gegenüber den anderen im Wettbewerb stehenden Projekten durch die neue Korrekturfaktorkurve auf- oder abgewertet?[2]
• Wie hoch ist die für mein Projekt erforderliche Vergütungshöhe zur Realisierung meiner Mindestrendite? Wie konkurrenzfähig wurden die eigenen Verträge (Anlagenlieferverträge, Pachtverträge, Wartungsverträge, etc.) ausgehandelt? Welche Vergütungshöhe wird sich in den kommenden Ausschreibungen einstellen?
• Welche Wettbewerbsintensität ist zu erwarten? Um wieviel Megawatt wird die Ausschreibungsmenge einer Auktionsrunde überzeichnet sein? Wo sind die Projekte der Wettbewerber ggü. meinem Gebot einzuordnen?
• Wie bepreise ich das Erlösrisiko aus negativen Preisen (§ 51 EEG 2017) in meine Gebotsstellung? Wie geht die Konkurrenz mit diesem Risiko um?

Für eine optimale Positionierung zum EEG 2017 und eine erfolgreiche Ausschreibungsteilnahme der Akteure ist die Qualität der Antworten auf die oben angeführten Fragestellungen entscheidend. B E T unterstützt seine Kunden bei dieser Herausforderung mit einer umfassenden Marktexpertise, Erfahrungen aus der Zusammenarbeit mit einer Vielzahl unterschiedlicher Marktakteure und einem umfangreichen Pool an Analysetools, wie z. B. Wetter- und Erzeugungsmodelle, Standortanalysen von Windparks, Wettbewerbsanalysen, Gebotspreisanalysen, Gebots-Merit-Order-Modellierungen, u. v. m.

[1] Quelle: Bundesnetzagentur
[2] Für die Vergleichbarkeit der Gebote erfolgt eine sog. Nominalisierung der Gebotsforderungen auf den 100%-Referenzertragsstandort. Die gemäß § 36 h Abs. 1 EEG 2017 vorgegebene Korrekturfaktorkurve bestimmt dabei zentral die Wettbewerbsposition.

Newsletter Energiewirtschaft 02/2016

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