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Thema Wind und Wende

03. Apr. 17

Drei, zwei, eins ... meins?

Die Auktion der Lizenzen für Offshore-Windparks ist kompliziert und birgt viel juristischen Zündstoff. Denn unterlegene Bieter bleiben vermutlich auf Millionenausgaben sitzen.

Den Zuschlag in der Auktion erhalten die Bieter, die ihren Strom zum günstigsten Preis je Kilowattstunde ins Netz einspeisen können.

Von Steven Hanke

Es sind stürmische Zeiten in der Offshore-Windkraft. Mit den EEG-Novellen 2014 und 2017 hat die Bundesregierung nicht nur die Ziele für den Ausbau der Turbinen auf See um fast die Hälfte gesenkt. Sie dürfte auch so manchem potenziellen Investor einen Strich durch die Rechnung gemacht haben, der schon kleinere Millionenbeträge in die Erkundung von Bauflächen gesteckt hat, allerdings noch keine finale Genehmigung für das Projekt besitzt. Denn auf Druck der EU schreibt die Bundesregierung einen Großteil dieser Projekte nun öffentlich aus. Gut möglich, dass am Ende ein anderer Bauherr den Zuschlag erhält.

Aber selbst wenn der ursprüngliche Investor zum Zuge kommt – die Erlöse seiner Windräder werden längst nicht mehr auf dem Niveau liegen, das bereits in Betrieb genommene oder zumindest genehmigte Anlagen erreichen. Denn künftig erhält der Betreiber nicht mehr wie bisher eine feste Vergütung für jede erzeugte Kilowattstunde Strom. Er muss vielmehr in einer von der Bundesnetzagentur abgehaltenen Versteigerung eine Vergütungshöhe angeben, zu der er bereit wäre, den Offshore-Windpark zu bauen. Wer dabei mit der niedrigsten Summe auskommt, erhält den Zuschlag. Es wird damit gerechnet, dass die Preise durch das Auktionsverfahren gewaltig sinken; womöglich halbieren sie sich sogar.

Die Frist für die Abgabe der Angebote in der ersten Auktion ist am Montag (3. April) ausgelaufen. Die Bundesnetzagentur prüft nun die eingereichten Unterlagen. Bis sie die Zuschläge erteilt, werden zwei bis drei Wochen vergehen.

Der Ausbau der Offshore-Windkraft wird stark gedrosselt. Von 23 potenziellen Projekten erhalten bei den Autionen in diesem und im kommenden Jahr nur sechs den Zuschlag.

Wer 2017 und 2018 leer ausgeht, verliert die Rechte an seinem Projekt. Selbst wenn er schon Millionen hineingesteckt hat

Beide Versteigerungen sind ausschließlich Projekten vorbehalten, die bereits weit entwickelt sind. Es geht um Windparkflächen in Nord- und Ostsee, für die potenzielle Bauherren zwar noch keine Netzanschlusszusage haben, aber mindestens schon den Termin für das Vorstellungsgespräch bei der Genehmigungsbehörde. Insgesamt betrifft das 23 geplante Windparks, die zusammen auf eine Kapazität von 7000 Megawatt kommen würden.

Bei den Auktionen in diesem und im folgenden Jahr werden allerdings nur Projekte mit einer Gesamtkapazität von jeweils 1550 Megawatt vergeben. Das entspricht in etwa der eines großen Kernkraftwerks und bedeutet, das jeweils nur etwa drei Windparks eine Baugenehmigung erhalten werden. Zwei mal drei – von 23.

Das ist allerdings nicht der einzige Punkt, der für reichlich Zündstoff zwischen der Branche und der Bundesregierung sorgt. Kopfzerbrechen bereitet den Investoren noch etwas anderes: Wer in diesem Jahr keinen Zuschlag bekommt, darf es im kommenden Jahr zwar noch einmal probieren. Sollte er dann allerdings erneut leer ausgehen, muss er die vorläufigen Rechte, die er mit der Baufelduntersuchung erworben hat, an den Staat zurückgeben. Was diese Rechte wert sind, ob und in welcher Höhe er dafür entschädigt wird, ist völlig offen. Es dürfte eine Frage sein, über die Juristen noch lange streiten werden.

In den ersten Runden werden jeweils Windparks mit einer Gesamtleistung von 1550 Megawatt versteigert. Ab 2019 kommen pro Jahr nur noch 840 Megawatt unter den Hammer.

Ostsee-Windparks genießen Vorrang: Das soll eine weitere Überlastung der Leitungen für Nordseestrom verhindern

Die Windparks mit den zusammen 3100 Megawatt aus den Versteigerungen in diesem und im nächsten Jahr sollen zwischen 2021 und 2025 ans Netz gehen. Für die Jahre danach bis 2030 drosselt der Bund den Zubau weiter: Dann sollen jedes Jahr Lizenzen für Offshore-Windparks mit 840 Megawatt versteigert werden.

Der Bieterwettstreit in den ersten beiden Auktionen wird dabei allerdings dadurch verzerrt, dass auf Wunsch der Politik in den Jahren 2021/22 nur Windparks in der Ostsee in Betrieb gehen sollen. Hintergrund ist die starke Belastung der Stromnetze durch den boomenden Ausbau der Nordsee-Windparks, vor allem im Westen Deutschlands. Die Netzbetreiber haben immer größere Probleme, den Strom in die Verbrauchszentren in West- und Süddeutschland zu transportieren, wo der Bedarf wegen des Automausstiegs weiter wächst. Durch den vorübergehenden Anschlussstopp, so die Hoffnung, gewinnen die Netzbetreiber Zeit für den dringend notwendigen Bau neuer Leitungen wie Suedlink.

Um das Ziel zu erreichen sind 500 der insgesamt 3100 Megawatt, die in diesem und dem nächsten Jahr versteigert werden, Ostsee-Windparks vorbehalten. Erst wenn diese Mindestmenge erreicht ist, können Bauherren in der Auktion 2018 einen Zuschlag für die Nordsee erhalten. Sie dürfen ihre Windparks dann allerdings erst nach 2022 ans Netz anschließen.

Betreiber von Offshore-Windparks erhalten bislang im Schnitt rund zehn Cent je produzierter Kilowattstunde. Die Auktionen dürften zu einem deutlichen Preisverfall führen.

Zwölf Cent je Kilowattstunde – mehr dürfen Windparkbetreiber in spe nicht verlangen. Vermutlich liegen die Gebote deutlich darunter

Eine weitere Vorgabe der Bundesnetzagentur betrifft die Höhe der Vergütung, mit der Investoren bei der Auktion ins Rennen gehen. Sie dürfen maximal zwölf Cent je Kilowattstunde verlangen. In der Branche erwartet man allerdings, dass die Gebote wegen des hohen Wettbewerbsdrucks ohnehin deutlich darunter liegen. Entsprechend äußerte sich etwa Irina Lucke, Chefin der Offshore-Wind-Aktivitäten des Oldenburger Energieversorgers EWE, gegenüber Energie-Winde.

Ob ein Projekt den Zuschlag erhält, hängt daneben auch davon ab, ob es freie Kapazitäten in der Netzanschlussleitung gibt. In der Regel hängen mehrere Windparks an einem Seekabel. Im sogenannten Cluster fünf in der Nordsee etwa haben zwei Investoren für Windparks mit einer Gesamtleistung von rund 1000 Megawatt geboten. Betrachtet man allein die in der ersten Runde versteigerten 1150 Megawatt könnten beide den Zuschlag erhalten. Faktisch scheitert das allerdings daran, dass das Kabel in diesem Cluster nur eine Kapazität von 900 Megawatt hat. Besonders groß ist das Gedränge im Cluster drei, ebenfalls in der Nordsee, wo sich gleich sechs Parks mit mehr als 1700 Megawatt Gesamtleistung um 900 Megawatt Leitungskapazität streiten.

Aus Kostengründen wäre es sinnvoll, die Netzanschlüsse voll auszulasten. Dazu müssten jedoch einzelne Windparks zerstückelt werden, es würden also nur Teile davon einen Zuschlag erhalten. Kleinere Parks bedeuten für Bauherrn aber höhere Kosten pro Einheit installierter Leistung und somit steigende Gebotspreise. Deshalb dürfen die Bieter in der Auktion eine niedrigere Mindestgebotsmenge angeben, bis zu der sie ihren Gebotspreis aufrechterhalten und das Projekt realisieren würden.

Mit einem Ergebnis der Auktion wird erst in einigen Wochen gerechnet – in der Branche wird über einen Termin Mitte Mai spekuliert.

Verlierern der Auktionen bleibt nur ein Trostpflaster: Sollten ihre Projekte erneut ausgeschrieben werden, werden sie bevorzugt

Außerdem können sie zusätzlich ein sogenanntes Hilfsgebot abgeben, das noch unterhalb der Mindestgebotsmenge liegt, allerdings zu einem höheren Preis als dem ursprünglich gebotenen. Jeder Bauherr darf in der Versteigerung also zwei Gebote für sein Projekt einreichen.

Das vielleicht größte Problem beim Systemwechsel hin zum Auktionsmodell ist die Frage, wie man mit den Projekten umgeht, die am Ende ganz leer ausgehen. Immerhin haben die Investoren mitunter schon Millionen in die Projektentwicklung investiert. Das betrifft jene in einem sehr frühen Stadium, die gar nicht erst für die Ausschreibungen zugelassen sind. Hinzu kommen die Verlierer aus den Versteigerungen.

Bei den Auktionen in den Niederlanden, an denen sich das deutsche Modell orientiert, erhielten die Projektbetreiber in solchen Fällen zumindest einen Teil ihrer Kosten erstattet. Hierzulande scheiterte diese Entschädigungslösung allerdings am Veto des Finanzministeriums. Den Auktionsverlierern bleibt als Trostpflaster zumindest das im Gesetz verankerte Eintrittsrecht: Falls die Bundesnetzagentur ihre Flächen zu einem späteren Zeitpunkt erneut ausschreibt, dürfen die Alteigentümer diese zum Zuschlagspreis in der Auktion bebauen. Ob das wirtschaftlich sinnvoll ist, darf jedoch bezweifelt werden.

Die Sieger dagegen erhalten 20 Jahre lang eine Prämie auf den Strompreis im Großhandel, die garantiert, dass sie immer mindestens ihren Gebotspreis erlösen. Mit dem neuen EEG dürfen Offshore-Windparks zudem 25 statt wie bisher 20 Jahre in Betrieb sein. Sie können also nach dem Ende der Förderdauer noch Geld verdienen. Dafür hatte sich die Branche lange eingesetzt, weil die Anlagen heute schon für eine Betriebsdauer von 25 Jahren zertifiziert sind, was im Ausland eine übliche Laufzeit ist. Die Möglichkeit des Weiterbetriebs verändert die gesamte Kalkulation von vornherein und senkt Kosten bei den anstehenden Ausschreibungen nach Branchenangaben um 0,3 bis 0,5 Cent je Kilowattstunde – eine Milliardenentlastung für die Stromkunden.

Volker Kühn
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