Erneuerbare Energien

EEG2017 – eine erste Einschätzung der gesetzlichen Neuregelung für „Wind an Land“

Die Position der Projektfinanzierer der BLB

veröffentlicht am 08.09.2016 |  
Hartmut Kluge

Hartmut Kluge

Spezialist für Erneuerbare Energien

Tags: #Erneuerbare Energien

Die 5. Novellierung des im Jahr 2000 eingeführten Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG) ist im Juli 2016 nach monatelanger Diskussion über die politische Bühne gegangen. Schon der Titel weist auf den Paradigmenwechsel in der künftigen Förderung hin: Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus Erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der Erneuerbaren Energien. Treiber der Änderung ist auch die EU-Kommission, die sich die Schaffung eines Strombinnenmarktes zum Ziel gesetzt hat und mit ihren Umwelt- und Energiebeihilfe-Leitlinien (UEBLL) die nationalen Förderregime auf ihre Linie zwingt – die Notifizierungspflicht für nationale Fördergesetze verschafft ihr eine gewichtige Stimme. 

Der wesentliche Paradigmenwechsel besteht in der Einführung von Ausschreibungen zur Bestimmung der Förderhöhe neuer Windparks und anderer EE-Anlagen, wie bereits seit 2015 für PV-Freiflächenanlagen. Die Weichenstellungen für die nächsten wettbewerblichen Schritte sind mit Verordnungsermächtigungen sowohl für grenzüberschreitende als auch technologieoffene Pilotausschreibungen bereits getroffen. Damit einher geht eine Mengensteuerung des Ausbaus mittels der ausgeschriebenen Mengen. Die Mengendiskussion wurde im Lichte zunehmender Netzengpässe und Abregelungen von Windparks im Norden geführt. Jetzt zeigen sich die Versäumnisse eines viel zu zögerlichen Netzausbaus in der Vergangenheit.

"Es bestehen erhebliche Zweifel, ob diese Restriktion das Problem hinreichender Übertragungskapazitäten annähernd zielgenau und trennscharf adressiert".
- Hartmut Kluge

Der Ausbau der kostengünstigen Windenergie an Land wird abgebremst.

Die Jahre 2014/15 waren infolge von neuen Flächenausweisungen und günstigen Investitionsbedingungen aufgrund eines historisch niedrigen Zinsniveaus von hohen Ausbauzahlen der Windenergie an Land gekennzeichnet. In 2016 und 2017 wird der Ausbau ebenfalls über dem langjährigen Mittel liegen; hier zeigen sich neben den anhaltend günstigen Investitionsbedingungen auch Vorzieheffekte im Hinblick auf das neue Förderregime ab 2017.

Mit der Argumentation, der EE-Ausbau müsse mit dem (verspäteten und unzureichenden) Netzausbau synchronisiert werden, schreibt der Gesetzgeber ab 2017 eine jährliche Ausschreibungsmenge von 2.800 MW ab 2017 und 2.900 MW ab 2020 ins Gesetz. Zudem wird bis zum 01.03.2017 ein Netzausbaugebiet, das die windhöffigsten - und damit wirtschaftlichsten - Regionen Deutschlands einschließt, im Verordnungswege festgelegt. In diesem Gebiet wird der Ausbau auf 58% eines 3-jährigen Durchschnittswertes des bisherigen Zubaus gedeckelt. Es bestehen erhebliche Zweifel, ob diese Restriktion das Problem hinreichender Übertragungskapazitäten annähernd zielgenau und trennscharf adressiert. Eher scheint die Forderung nach regionalen Ausbauquoten richtungweisend gewesen zu sein. Das hat Folgen für das Gebotsverhalten bzw. Zuschlagsrisiko der Akteure im Netzausbaugebiet: Ist der relative Angebotsüberhang im Netzausbaugebiet größer als im gesamten Bundesgebiet, ergibt sich in der Teilfläche des Netzausbaugebietes ein höherer Wettbewerbsdruck – umgekehrt entstünde aber kein Vorteil.

Insgesamt erscheinen die jetzt festgeschriebenen Ausbauzahlen für Windenergie an Land gemessen an den Zielen der Energiewende unzureichend – konkret führen sie dazu, dass voraussichtlich ab 2022 kein Nettozubau mehr erfolgt und die installierte Kapazität der Windenergieanlagen (WEA) an Land bei rund 55.000 MW (per 30.06.2016: 43.500 MW) stagniert. Bei den Ausschreibungsmengen handelt es sich um den Bruttozubau, d.h. weder wird der ab 2020 erheblich anwachsende Rückbau von Altanlagen, noch werden bezuschlagte, aber dann – z.B. aus Wirtschaftlichkeitsgründen – nicht realisierte Projekte, berücksichtigt. Die Ausbauzahl stellt faktisch eine deutliche Rücknahme der Ausbauziele gegenüber dem EEG2014 – Nettozubau 2.500 MW – dar. Die Bremer Landesbank erwartet, dass die Branche mit einer Kapazitätsreduzierung entlang der gesamten Wertschöpfungskette reagieren wird.

Die bisherige Akteursvielfalt ist in Gefahr.

Ausschreibungsverfahren begünstigen generell eine Marktkonzentration – beispielhaft sei die PV-Freiflächenausschreibung genannt, wo sich bereits in der fünften Runde keine sog. Bürgerenergiegesellschaften mehr erfolgreich beteiligt haben. Der Gesetzgeber hat das Risiko für die besondere Akteursstruktur, die bisher die Energiewende in Deutschland maßgeblich getragen hat, erkannt. Deshalb erhalten Bürgerwindparks die Option auf eine frühere Teilnahme am Ausschreibungsverfahren, nämlich ohne Kostenaufwand für ein vorheriges BImSchG-Genehmigungsverfahren. Dies allein stellt jedoch keine wirkliche Erleichterung dar, denn durch den dann längeren Vorlauf bis zur Umsetzung des Projektes fehlt eine hinreichende Kalkulationssicherheit, insb. auch im Hinblick auf die zukünftige Zinsentwicklung. Immerhin erhalten Bürgerenergieprojekte den Preis des höchsten bezuschlagten Gebots der jeweiligen Ausschreibungsrunde.  

Die Bremer Landesbank wird ihre Dienstleistung – wie bisher – auch auf die besonderen Anforderungen kleinerer Projektentwickler und Bürgerenergie-Gesellschaften ausrichten, um Ihnen zumindest finanzierungsseitig keinen Nachteil entstehen zu lassen.

Das neue einstufige Referenzertrags- und Fördermodell weist Vor- und Nachteile auf.

Die Umstellung der Förderung vom bisher zwei- auf ein einstufiges Modell hat Vor- und Nachteile. Beim bisher zweistufigen Modell wurde zunächst für mindestens fünf Jahre eine höhere Anfangsvergütung und eine anschließende Grundvergütung bis zum Ende der 20-jährigen Förderdauer gezahlt.

Das einstufige Modell sieht nun vor, den auf einen fiktiven 100%-Standort abgegebenen Gebotspreis mittels Korrekturfaktoren auf die tatsächliche Standortgüte des jeweiligen Projektes umzurechnen. Mit der Parametrisierung der Korrekturfaktoren will der Gesetzgeber einerseits für Projekte zwischen 70 – 90% Standortgüte, die gegenwärtig den Schwerpunkt des Windenergieausbaus bilden, eine flache rechnerische Gebotskurve – somit deutschlandweit faire Wettbewerbschancen – erreichen und andererseits eine vorrangige Bebauung windhöffiger Standorte anreizen. Beiden grds. gegenläufigen Intentionen wurde auf den ersten Blick angemessen Rechnung getragen. Allerdings werden sich die Kosten- und Vertragsstrukturen, wie beispielsweise Grundstückspachten in einem einstufigen Fördermodell verändern und an die gleichmäßiger verlaufenden Cash-Flows anpassen. Auch die Konditionierung von Wartungs- und Instandhaltungsverträgen ist bereits in Bewegung; dabei belasten Mindestpreise die ertragsschwächeren Standorte überproportional. Unter der Zielsetzung, möglichst geringe systembedingte Wettbewerbsverzerrungen zuzulassen und dauerhaft einen regional ausgewogenen Ausbau der Windenergie zu ermöglichen, scheint eine regelmäßige Evaluierung der Korrekturfaktoren notwendig zu sein.

Der wesentliche Vorteil des zukünftig einstufigen Modells liegt in seinen potentiell längeren Finanzierungslaufzeiten, die die tatsächliche Nutzungsdauer der Windenergieanlagen besser berücksichtigen. Davon profitieren insbesondere Projekte mit einer Standortgüte von mehr als 80%, deren Anspruchsdauer auf die erhöhte Anfangsvergütung im EEG 2014 deutlich verkürzt wurde; denn daran orientierte sich auch die Kapitalbindung der Fremdfinanzierung. Darüber hinaus differenziert das EEG2017 die Höhe des Förderanspruches jetzt ab einer Standortgüte von 70% statt bisher 80%. 

Die dreimalige Überprüfung der Förderhöhe im Turnus von jeweils fünf Jahren kann zu unverzinslichen Nachzahlungen oder verzinslichen Rückzahlungen führen.

Der Nachteil des einstufigen Fördermodells liegt im erhöhten Verwaltungs- und Kontrollaufwand, weil der Gesetzgeber aus nachvollziehbaren Gründen Gestaltungsmöglichkeiten für den Windparkbetreiber verhindern will. Die dreimalige Überprüfung der Förderhöhe im Turnus von jeweils fünf Jahren kann zu unverzinslichen Nachzahlungen oder verzinslichen Rückzahlungen führen. Zudem wird eine ambitionierte Vorgabe von 98% für die energetische technische Verfügbarkeit der WEA getroffen, deren Verfehlung nicht ausgeglichen würde. Damit soll verhindert werden, dass eine Minimierung des Wartungsaufwandes durch die Förderung kompensiert würde. Andererseits führt nur eine Veränderung der Standortgüte oberhalb eines 2%-igen Schwellenwertes zu einer rückwirkenden Anpassung der Förderung – insofern erscheint der hohe Aufwand für die Ermittlung der energetischen, technischen Verfügbarkeit unverhältnismäßig.    

Ungeachtet dessen wird die Bremer Landesbank Projektfinanzierungsstrukturen anbieten, die die zu erwartenden Zahlungsflüsse antizipieren und praktikable Anpassungsmöglichkeiten ermöglichen – letzteres kann z.B. in Form einer Vorfinanzierung hinreichend sicherer Nachzahlungsansprüche zur Liquiditätssicherung, aber auch für Ausschüttungen, geschehen.

Sonderdegressionen der Förderung wirken ab 2017 als zusätzliche Ausbaubremse

Projekte, die bis 2016 eine BImSchG-Genehmigung erhalten und binnen 2 Jahren umgesetzt werden, erhalten im Wesentlichen noch die Förderung nach dem EEG2014. Die günstigen Investitionsbedingungen infolge niedriger Kapitalmarktzinsen haben dazu beigetragen, dass auch Projekte an weniger windhöffigen Binnenlandstandorten wirtschaftlich erschlossen werden konnten. Dem wirkt der Gesetzgeber durch eine auf die Monate März bis August 2017 verteilte Sonderdegression in Höhe von zusätzlichen knapp 5% sowie mit einer Erhöhung der von der Ausbaumenge abhängigen Quartalsdegression auf bis zu 2,4% ab Oktober 2017 entgegen. Dadurch werden einige Projekte wirtschaftlich auf der Strecke bleiben oder günstigstenfalls – unter Nutzung der bis zum 28.02.2017 bestehenden Entscheidungsoption – in die Ausschreibung abgedrängt. In beiden Fällen würde die Ausbaumenge entsprechend reduziert.

Der Prozess der Projektfinanzierung und Bietungsbürgschaften

Der Finanzierungsprozess wird sich an den Ablauf des Ausschreibungsverfahrens anpassen. Der Gesetzgeber hat sich im Interesse hoher Realisierungsquoten für das Verfahren der sog. „späten Ausschreibung“ entschieden. Bieter, die nicht als Bürgerenergiegesellschaften qualifiziert sind, müssen spätestens 3 Wochen vor einem Gebotstermin eine Genehmigung des Projektes, für das ein Gebot abgegeben werden soll, nach dem Bundesimmissionsschutzgesetz (BImSchG) erlangt haben. Die Förderhöhe, die im Gesetz als „anzulegender Wert“ bezeichnet wird, steht erst später fest. Zumindest ist die Förderhöhe in der Projektentwicklungsphase – anders als heute – nicht hinreichend sicher absehbar. Bislang führte man Finanzierungsgespräche mit anschließendem Kreditentscheidungsprozess in der Regel vor oder während der BImSchG-Antragsphase. Die BImSchG-Genehmigung ist dann häufig der Start der Bauarbeiten und die letzte Bedingung, die für die Auszahlung der Projektfinanzierung erfüllt sein muss. Künftig wird dies der Zuschlag im Ausschreibungsverfahren sein.

Wir erwarten jedoch, dass die Finanzierungsgespräche weiterhin in der BImSchG -Antragsphase beginnen. Der potentielle Kreditnehmer erhält auf Wunsch eine Matrix von Projektfinanzierungsstrukturen, die in Abhängigkeit vom bezuschlagten Fördersatz hinsichtlich ihres Eigenkapital- und Fremdkapitalanteils variieren. Maßgebliche Kennzahl für die Banken ist weiterhin die Kapitaldienstdeckungsrate (DSCR) bezogen auf das Fremdkapital. Allerdings ist die Eigenkapitalrendite bei wachsenden Eigenkapitalquoten infolge ggf. geringerer Förderung im Blick zu behalten. Nur Projekte, die beide Anforderungen erfüllen – hinreichende DSCR aus Banksicht und risikoadäquate, marktgerechte Eigenkapitalrendite aus Investorensicht – werden auch tatsächlich umgesetzt. Die Kreditentscheidung wird die Bank auf Wunsch des Kreditnehmers bereits vor Zuschlag auf der Grundlage von ihm vorgegebener bzw. erwarteter Fördersätze treffen. Bei starken Schwankungen der Ausschreibungsergebnisse in den jeweiligen Runden oder einem Preisverfall, der nicht durch Kostenreduzierungen gerechtfertigt ist, hätten die Projektierer allerdings keine hinreichende Kalkulationssicherheit mehr und einer vorauseilenden Kreditentscheidung der Banken würde die Grundlage entzogen.

Durch die ganzheitliche Betrachtung der Wirtschaftlichkeit eines Projektes kann die Bank einem BImSchG-genehmigten Windenergieprojekt, einen inneren Wert in Abhängigkeit von der Gebotshöhe bzw. dem erwarteten Zuschlag, zuordnen. Sie stellt dann die geforderten Bietungsbürgschaften in Höhe von EUR 30.000 je Megawatt unter Berücksichtigung dieses Projektwertes.

Die viel diskutierte Bietungsbürgschaft wird kein Wettbewerbsnachteil für kleinere Akteure sein. Dies gilt für Bürgerenergiegesellschaftern nur eingeschränkt, obwohl sie zum Gebotstermin nur eine Erstsicherheit in Höhe der Hälfte des vorgenannten Betrages leisten müssen. Wenn sie sich in einem sehr frühen Planungsstadium an der Ausschreibung beteiligen wollten, ist der Wert eines noch nicht genehmigten Projektes kaum hinreichend verlässlich abzuschätzen. Gleichwohl sollte deren maximales Bürgschaftserfordernis von EUR 270.000 (für max. 18 MW) darstellbar sein, wenn die Initiatoren auch wirtschaftlich hinter dem Projekt stehen.  

Insgesamt wird der Finanzierungsprozess aufwändiger. In der Folge entstehen bei Projektierern und Finanzierern Leerkosten für Projekte, die keinen Zuschlag erhalten. Diese müssen in der Kalkulation berücksichtigt werden.

Die weiteren Einzelfragen des künftigen Förderregimes – seien es die Aussetzung der Förderung bei negativen Strompreisen, der Umgang mit Projekten, deren Genehmigung beklagt wird, Pönalen oder die Einhaltung der Fördervoraussetzungen – überschreiten den Umfang dieses Beitrages. Auf der Basis der Durchführungsregeln des EEG2017, kann und wird die Bremer Landesbank jedenfalls ihrer Aufgabe als Dienstleister von Projektfinanzierungen für Windparks in Deutschland und für die bekannte Vielfalt der bisherigen Akteure gerecht werden. Dazu gehört es, auch praktikable Antworten auf die zahlreichen Einzelfragen anzubieten. Stellen Sie uns gern mit Ihrem Projekt auf die Probe.

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