Erneuerbare Energien bei Google bevorzugen
Flexible jährliche Ausschreibungsvolumen im Bereich von 2 bis 4,8 Gigawatt (GW) statt steter 4-GW-Vergaben, 35 statt 25 Jahre Laufzeit, die durch Differenzverträge abgesicherte und bezuschusste Einspeisevergütung mit Gewinnabschöpfung nur als Rückfalloption: Sie sind die Kernneuregelungen gemäß dem Entwurf des Windenergie-auf-See-Gesetzes (WindSeeG) aus dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) und waren fast zu erwarten.
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Flexible Ausschreibungsvolumen. Plus mehr Chance für PPA?
Wo sie leicht anders ausfielen, reagierte das BMWE auf den Diskussionsstand. So sollen Strombedarf und Netzausbaustand und vermutlich auch absehbare kurzfristige Projektierungsbereitschaft nun den Jahresrhythmus des Ausschreibungsrhythmus mit beeinflussen dürfen. Das neu zugelassene Overplanting – Windparkzonen sollen mancherorts eine leicht höhere Nennleistung ans Netz bringen, als am Netzanschlusspunkt vorhandene Aufnahmekapazität – ist durch die höheren Volumen indirekt ebenfalls berücksichtigt. Der Entwurf des WindSeeG sieht außerdem eine Vergabe von Windparkzonen im Bereich von 0,5 bis 2,4 GW vor statt nur bis 2 GW. Offenbar kommt das BMWE mit dieser Festlegung auch dem Wunsch aus der Branche weiterhin nach mit kleineren Losen auch mittelständischen Projektanbietern weiterhin einen Zugang zum Wettbewerb zu ermöglichen – und zugleich dennoch internationalen großen Kapitalgesellschaften inzwischen übliche Zonen ab wenigstens 2 GW zuzuteilen.
Und mit der von der Europäischen Union (EU) verlangten Einführung einer gesicherten Vergütung mit Gewinnabschöpfung durch so genannte Differenzverträge – international als CFD abgekürzt – verbindet das BMWE eine zentrale Forderung aus der Branche sowie des Koalitionsvertrages der Regierung. Sie verlangt, dass das neue CFD die Möglichkeiten für privatwirtschaftliche Marktlösungen wie Direktlieferverträge mit großen Stromabnehmern nicht beeinträchtigt. Deshalb soll die Ausschreibung nun zuerst die PPA-Bereitschaft abfragen. Das BMWE gibt damit der zuletzt ohne Bieterangebote gebliebenen Zuzahlungsauktion eine neue Chance. Sie sah in einem dynamischen Bieterverfahren mit mehreren Runden null Vergütung sowie auch Zahlungsgebote von Projektierenden im Verhältnis zur geplanten Leistung vor. Im Ergebnis vertreiben die Windparkbetreiber danach ihren Strom über Stromlieferverträge an Stromhändler sowie industrielle oder Konzerngroßkunden. Diese nennen sich branchenweit Power Purchase Agreements (PPA).
Scheitert die Zuzahlungsauktion, soll eine Ausschreibung folgen für die durch CFD geregelte Vergütung mit Gewinnabschöpfung – die Rückzahlung von Mehrerlösen bei höheren Stromhandelspreisen oberhalb des in der Ausschreibung erzielten Vergütungszuschlagswertes bei Zuschüssen bis zum Zuschlagswert im Falle geringerer Stromhandelspreise. Das war so auch schon zu erwarten – die Branche hatte sich schon vorher gegen diese auch „Entweder-oder-Verfahren“ genannte Methode gewandt. Dies würde dazu führen, dass weiterhin die risikofreudigsten und nicht die wirtschaftlichsten und langfristig kalkulierenden Bieter zum Zuge kämen, lautet ein Vorwurf der Energie- und Meereswindkraft-Branchenverbände BDEW und BWO. Außerdem führe die Auktion für das CFD als zweite Wahl dazu, dass nur die eher unwirtschaftlichen Windzonen für die CFD übrigblieben. Das aber lasse dem Staat oder dem Netzbetreiber weniger an Gewinnabschöpfung übrig und sei volkwirtschaftlich von Nachteil.
Neue Höchstvergütung – mit Anpassungsspielraum
Im Detail allerdings enthält der WindSeeG-Entwurf noch etwas mehr Regelungswillen und Flexibilität. So soll ein neuer Höchstvergütungswert von nun 9,487 Cent pro Kilowattstunde (kWh) bei staatlich voruntersuchten Flächen sowie 9,6715 Cent bei nicht voruntersuchten Flächen die seit dem letzten WindSeeG stark gestiegenen Kosten berücksichtigen. Dieses hatte Höchstgebotswerte von nur 6,2 Cent vorgegeben.
Außerdem kann die für die Ausschreibungen zuständige Bundesnetzagentur (BNetzA) die Vergütungshöchstwerte grundsätzlich um zehn Prozent anpassen, um auf sich ändernde wirtschaftliche Rahmenbedingungen zu reagieren. Für einzelne Zonen kann sie sogar einen flächenspezifischen Ertragswert berücksichtigen und den Höchstwert um bis zu 35 Prozent abweichen lassen.
Das BMWE hat so eine von der Branche gewünschte Anpassung von bezuschlagten Vergütungswerten bis zum Zeitpunkt des Baus oder der Inbetriebnahme im Gleichklang mit der Inflation zwar unterlassen. BDEW und BWO hatten einen festen Inflationsindex gefordert. Doch kann die BNetzA nun von sich aus sehr flexibel nachsteuern – wobei die Bieter keinen stets berechenbaren Index zur Anpassung bekämen.
Qualitative Ausschreibungskriterien und Regeln für Importunabhängigkeit
Konkret sind auch schon die im WindSeeG-Entwurf vorgegeben qualitativen Ausschreibungskriterien und ihre Wirkung, die sich ebenfalls den EU-Vorgaben anpassen. So können Bietende punkten, indem sie bei einer branchen- und EU-weiten Abhängigkeit bei den Zulieferungen der Dauermagneten in Generatoren von nur einem Exportland sich als vergleichsweise unabhängig davon erklären. Dies zielt auf die Abhängigkeit der Windkraft von den Generatormagneten, die aus China kommen. So lange die EU eine Abhängigkeit von mehr als 50 Prozent für sich feststellt, können die Bietenden dann eine Verwendung von nicht mehr als 50 Prozent importierter Magnete erklären und damit ihren Gebotswert rechnerisch verbessern. Rechnerisch verbessert sich ihr Gebotswert auch, wenn ihr Windparkprojekt wenig Treibhausgasemissionen durch Kohlendioxidausstoß verursacht. Beides zusammen kann ihre Zuzahlung um 15 Prozent im Vergleich zum Gebot verbilligen oder bei einem Zuschlag durch eine zweite CFD-Auktionsrunde die Vergütungshöhe um 15 Prozent heraufsetzen.
Auch die Kriterien einer Resilienzausschreibung enthält der Gesetzentwurf. Mit dieser Vorgabe der EU soll die Widerständigkeit der Branche gegen ausländische Einflüsse durch Zulieferländer steigen. Importe von Windturbinen oder von Bauteilen, die nicht vertraglich verbündete oder zu besseren Wirtschaftsbeziehungen begünstigte Länder sind wie China, sollen hierdurch an wirtschaftlichem Einfluss verlieren.
Präqualifikation der Ausschreibungsteilnehmer
Der Gesetzentwurf sieht allerdings anders als beim Entwurf des Gesetzes für die anderen Erneuerbare-Energien-Anlagen, des EEG, keine speziellen Resilienz-Auktionsrunden vor, sondern eine Präqualifikation im Hinblick auf dieses Resilienzziel. Dabei verhindert es Importe aus dem insbesondere von der EU anvisierten China nicht komplett. Doch dürfen nur Unternehmen an den Ausschreibungen teilnehmen, die ab mehr als 50 Prozent Importabhängigkeiten von einem Land von dort keine Windturbinen beziehen und auch nicht die wichtigsten Bauteile insbesondere im Antriebsstrang, wenn deren Anteil sich im zurückliegenden Zweijahreszeitraum stark erhöht haben. Für Importe aus China gilt allerdings zusätzlich eine Begrenzung auf nur ein Viertel der Anlagen oder wichtigen Anlagentechnik, die von dort kommen dürfen. Ausgenommen von dieser Regelung bleiben die Permanentmagneten. Besonders strikt sind die Vorgaben, die Importe aus China betreffen, durch zusätzliche Präqualifikationskritierien in Bezug auf die digitale Sicherheit für Daten und Anlagensteuerung.
Die Rückgabe von bezuschlagten Projektierungsrechten und die Neuausschreibung solcher Zonen sieht der Gesetzentwurf entgegen dringenden Branchenwünschen bekanntlich nicht vor.