30.04.2017

Erste Onshore-Auktion - harte Nuss für Windpark-Projektierer

Vor der ersten Auktion für neue EEG-geförderte Onshore-Windparks herrscht unter den Projektierern Unsicherheit über die richtige Gebotsstrategie / Vergütungsrisiken bei negativen Strompreisen nach § 51 EEG können die Wirtschaftlichkeit von Windparks erheblich beeinträchtigen und erfordern einen Risikozuschlag in den Geboten / Handlungsbedarf auch bei der Politik – mit einer Ergänzung des EEG ließen sich die Investitionssicherheit erhöhen und Risikoprämien vermeiden

Die erste Onshore-Auktion am 2. Mai leitet auch für die Windenergie an Land den Systemwechsel vom unbegrenzten Förderzugang mit gesetzlich festgelegter Vergütungshöhe hin zu Kapazitätsauktionen ein. Künftig bekommen nur noch die Projekte mit den günstigsten Geboten eine EEG-Förderung. Vor der ersten Auktion gilt es für die Windparkprojektierer, ihre Gebotsstrategie festzulegen. Die HSH Nordbank veröffentlicht in ihrer aktuellen Kurzstudie zu dieser EEG-Novellierung auch Empfehlungen für den Umgang mit möglichen Vergütungsrisiken in der Finanzierung von Windenergieprojekten.

Die Mindestgebotshöhe für ein Projekt wird durch dessen Wirtschaftlichkeit bestimmt. Über die 20jährige Förderdauer bedeuten Vergütungsrisiken aus § 51 EEG hierbei jedoch einen erheblichen Unsicherheitsfaktor, denn während länger andauernder negativer Strompreise entfällt die vereinbarte Vergütung für den erzeugten Windstrom. Derartige Ausfallzeiten werden – da sind sich alle Gutachter einig – voraussichtlich deutlich zunehmen.Wie hoch die hierdurch verursachten Einbußen in Zukunft sein werden, ist jedoch offen und hängt insbesondere davon ab, wie reibungslos die Energiewende in Deutschland gelingt.

Eine Kompensation für § 51-Risiken kann nur über einen Risikoaufschlag im Auktionsgebot erreicht werden. Wer jetzt keine Risikoprämie verlangt, hat zwar bessere Zuteilungschancen, läuft aber Gefahr, beim späteren Verkauf des Windparks Preisabschläge hinnehmen zu müssen oder mit seiner Investition eine zu geringe Kapitalverzinsung zu erzielen. So können zunehmende Zeiten mit negativen Strompreisen wegen steigender Risikoprämien den angestrebten Rückgang der geforderten EEG-Vergütung in den Auktionen bremsen. Schlimmstenfalls könnten sie sich gar als Investitionshemmnis beim weiteren Kapazitätszubau erweisen. Die Bundesregierung wartet allerdings offenbar zunächst ab, ob hieraus ein Handlungsbedarf entsteht. Die Studie empfiehlt, das Problem durch eine Nachbesserung des EEG nachhaltig zu entschärfen. Durch eine Verlängerung der Förderdauer um Ausfallzeiten, die aus § 51 EEG resultieren, wären Risikoprämien überflüssig und niedrigere Zuschlagshöhen in den Auktionen erreichbar. Im Vergleich zur derzeitigen gesetzlichen Regelung würde das auch die EEG-Umlage niedriger ausfallen lassen.

Die Kurzstudie ist auf der Website der HSH Nordbank zum Download verfügbar.