Die erste Photovoltaik-Auktion ist, zumindest was die Resonanz potenzieller Investoren betrifft, gut gelaufen: Nach Angaben der Bundesnetzagentur lag die angebotene Kraftwerksleistung viermal so hoch, wie die zuvor festgelegte Zuteilungsmenge. Für die 150 Megawatt Freiland-Leistung, die in dieser Auktionsrunde ausgeschrieben wurden, gingen 170 Gebote bei der Behörde ein. Allerdings wurden davon bereits 37 von vorne herein ausgeschlossen, weil sie die Teilnahmevoraussetzungen nicht erfüllten.

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25 Gebote mit einer Gesamtleistung von rund 157 Megawatt erhielten einen Zuschlag. Die mittlere Größe lag somit bei 6,3 Megawatt. Zum Zug kamen Projekte, deren Gebote zwischen 8,48 Cent und 9,43 Cent je Kilowattstunde lagen. Die große Spreizung der Gebote könne   ein Sondereffekt der ersten Gebotsrunde sein, spekulierte die Netzagentur. Denn nur in dieser Runde bestand noch die Möglichkeit, auch teurere Projekte umzusetzen, die über der aktuellen EEG-Vergütung liegen. Andererseits könnten besonders niedrige Gebote auf Projekte hindeuten, die erst ab September oder im Folgejahr umgesetzt werden sollen und bei denen die Anbieter womöglich auf weitere Kostendegressionen während der Umsetzungsfrist setzen.

Im Mittel wurden die Projekte mit 9,17 Cent bezuschlagt. Dass die Auktionierung von Projekten die Preise senkt, lässt sich also zumindest nach der ersten Runde noch nicht behaupten, denn dieser durchschnittliche Satz liegt knapp über der aktuellen EEG-Vergütung für Freilandanlagen. Und auch mit der viel diskutierten und immer wieder geforderten Akteursvielfalt ist es so eine Sache. „Die eingegangenen Gebote deuten auf eine breite Akteursvielfalt hin“, teilte die Netzagentur zwar mit, und führte an, dass sieben Gebote von natürlichen Personen abgegeben worden seien. Allerdings erhielten diese allesamt keinen Zuschlag.

Die meisten Teilnehmer zweifeln am Erfolg

Ohnehin hatte das kleinste bezuschlagte Gebot einen Umfang von einem Megawatt. Und dass mehr als 40 Prozent der insgesamt bezuschlagten Menge an ein einzelnes Unternehmen ging, spricht auch nicht unbedingt für Vielfalt. Hinzu kommt die regionale Ungleichverteilung: Zehn Projekte mit zusammen fast 67 Megawatt entfallen alleine auf Brandenburg, fünf Projekte mit 35 Megawatt auf Sachsen-Anhalt. 83 Prozent der gesamten bezuschlagten Leistung entfällt auf Ostdeutschland.

Naturgemäß wertete das Bundeswirtschaftsministerium die Auktion als Erfolg, schließlich hatte es dieses Vergabeverfahren federführend ersonnen. Doch es dürfte ein Fehlschluss sein, aus den Teilnehmerzahlen eine hohe Akzeptanz für das neue Fördermodell abzuleiten. Dass viele Unternehmen mitgeboten haben, liegt vermutlich in erster Linie an dem verlockenden Höchstpreis, der für die Pilotauktion festgelegt wurde: Gebote von bis zu 11,29 Cent pro Kilowattstunde wurden akzeptiert – ein Wert, der mehr als zwei Cent über dem „alten“ Einspeisetarif für Freilandkraftwerke liegt.

Dennoch zweifeln die meisten Teilnehmer daran, dass Auktionen den Markt und ihr Geschäft dauerhaft beflügeln. Viele monieren den hohen bürokratischen Aufwand und die zusätzlichen Kosten, die in keinem angemessenen Verhältnis zu den geringen Freiland-Ausschreibungsmengen von 1200 Megawatt bis 2017 stehen. Daneben gibt es auch zahlreiche Firmen, die sich gar nicht erst an den Ausschreibungen beteiligt haben. Was konkret hielt sie ab? Von welchen Auktionserfahrungen berichten die Teilnehmer?

Solarcomplex: „Nichts für Mittelständler“

„Wir beteiligen uns nicht an den Ausschreibungen“, sagt Peter Unger vom Bürgerunternehmen Solarcomplex in Singen, „der Aufwand und das Risiko sind zu groß.“ Ein Hauptproblem liege darin, dass kaum ein Investor bereits konkrete Flächen unter Vertrag habe, auch Solarcomplex nicht. Denn die Gemeinden müssen dafür erst einen Bebauungsplan erstellen, und das Verfahren zieht sich häufig hin. Große Unternehmen, wie zum Beispiel der baden-württembergische Stromkonzern EnBW, könnten im Vertrauen darauf in die Ausschreibung gehen, dass ein entsprechender Bebauungsplan noch verabschiedet wird. Mittelständler seien dazu in der Regel kaum in der Lage. „Die Akteursvielfalt ist damit nicht mehr gegeben“, sagt Unger. Denn ein kleines Unternehmen könne nicht auf Verdacht ein Angebot abgeben, da es die Strafzahlungen, die bei Nichtrealisierung fällig werden, nicht zu leisten vermag.

Daran, dass die Ausschreibungen den Preis des Solarstroms senken werden, glaubt Unger ohnehin nicht. Zum einen, weil die Laufzeit der Vergütung kürzer ist: In der Vergangenheit konnte man bei Inbetriebnahme Anfang des Jahres fast 21 Jahre lang eine Vergütung erhalten, in Zukunft werden es stets exakt 20 Jahre sein. Zudem seien die Ausschreibungen aufwendig, und das müsse eingepreist werden. Auch das Risiko, am Verfahren teilzunehmen und am Ende nicht zum Zuge zu kommen, muss durch einen entsprechenden Vergütungssatz aufgefangen werden. „Ich halte es für denkbar, dass die Vergütungen, die nach der Ausschreibung bezahlt werden, sogar höher liegen als die aktuellen Sätze für Freiflächenanlagen“, sagte Unger zu einem Zeitpunkt, als die Ergebnisse noch nicht bekannt waren. Nur höher als die Vergütungen für Dachanlagen dürfen sie nicht sein, das lassen die Ausschreibungsmodalitäten nicht zu.

Wolle man die Kilowattstunden-Preise für Großanlagen senken, sieht Unger vor allem eine Lösung: längere Laufzeiten der Vergütung. 25 Jahre könnten aus technischer Sicht heute für die Photovoltaik problemlos angesetzt werden – das würde einen erheblichen Fortschritt bringen.

Green City Energy: „Vergütung zu gering“

Auch das Münchener Bürgerunternehmen Green City Energy nimmt nicht an den Ausschreibungen teil. „Wir sind bereits vor zwei Jahren in Deutschland aus dem Geschäftsfeld Photovoltaik ausgestiegen, weil die Vergütungen schon damals nicht mehr auskömmlich waren“, sagt Sprecherin Laura Rottensteiner. Da in der Ausschreibung die Vergütung auf aktuell 11,29 Cent je Kilowattstunde gedeckelt ist, sei die Situation nicht besser geworden. Im Gegenteil: Inzwischen müsse man auch das Risiko einpreisen, das eine solche Auktion mit sich bringt. Denn bei Nichtrealisierung drohen Strafzahlungen, was besonders deswegen kritisch sei, weil ein Zuschlag auch nicht veräußert werden kann.

IBC Solar: „Um Kosten zu senken, ungeeignet“

Das bayerische Solarunternehmen IBC Solar beteiligte sich zwar mit sechs Geboten mit einer stattlichen Gesamtleistung von rund 25 Megawatt an der ersten Solarversteigerung und erhielt dann auch zwei Zuschläge. Gleichwohl ist die Firma von der Ausgestaltung des Auktionsdesigns alles andere als überzeugt. „Die Ausschreibung ist ein Bürokratie-Monster“, sagt Projektmanager Oliver Partheymüller. Es müssten Sicherheiten und Garantien an die Bundesnetzagentur überwiesen werden, die zusätzlichen Aufwand und Kosten verursachten. Außerdem stelle sich die Frage, wie das jährliche Photovoltaik-Ausbauziel der Bundesregierung in Höhe von 2400 bis 2600 Megawatt bei einem Ausschreibungsvolumen von insgesamt nur 1200 Megawatt bis 2017 erreicht werden soll. „Kleinere Dachanlagen können das nicht kompensieren“, sagt Partheymüller.

Auch seien unter den gegebenen Bedingungen Kostensenkungen beim Freilandstrom schwierig: „Wir wollen die Photovoltaik als günstigste Energieform platzieren, doch Auktionen sind hierfür der falsche Hebel.“ Entscheidend sei vielmehr, dass die Anlagen-Komponenten günstiger, die Genehmigung und der Netzanschluss einfacher und keine ökologischen Ausgleichsmaßnahmen mehr für Freilandkraftwerke verlangt werden. Als Problem erachtet Partheymüller unter anderen die Importzölle auf Solarmodule aus China, die die Technik unnötig verteuerten. „Theoretisch könnten wir Solarstrom im Freiland heute bereits für sieben Cent pro Kilowattstunde produzieren, tatsächlich liegen wir aber bei 9,5 bis zehn Cent.“

Sybac Solar: „Nur 40 Prozent werden umgesetzt“

Ob das Ausschreibungsmodell die Akteursvielfalt gewährleisten wird, hält man bei Sybac Solar in Polch für fraglich: „Es wird nur derjenige an der Gebotsrunde teilnehmen können, der den finanziellen Spielraum, die entsprechende Bonität und die nötige Risikobereitschaft besitzt“, sagt Firmensprecher Achim Nehrenberg. Denn das Verfahren berge Kostenrisiken: Oft kenne man die Besonderheiten der jeweiligen Freiflächen im Vorfeld nicht im Detail – etwa Bodenbeschaffenheit, Bodenklasse, Kontamination, Fundamente, Verschattungselemente, oder Beschränkungszonen. Gerade bei Konversionsflächen könne daher durchaus die eine oder andere Überraschung lauern. Das gleiche gelte für den noch nicht feststehenden Netzverknüpfungspunkt und die entsprechende Spannungsebene, auf der man einspeist.

Den Aufwand der Teilnahme hält man bei Sybac Solar unterdessen für vertretbar. Gleichwohl werde es einen neuen Boom von Freilandanlagen mit dem aktuellen Ausschreibungsprogramm nicht geben können, sagt Nehrenberg: „Bei einem Volumen von 500 Megawatt für 2015, 400 Megawatt für 2016 und 300 Megawatt für 2017 kann in Relation zu den Zubauraten der vergangenen Jahren kaum von einer echten Belebung die Rede sein.“

Gespannt sein dürfe man, wer trotz drohender Pönalen am Ende tatsächlich baut: „Im Ausland wurden bei ähnlichen Ausschreibungen nur 40 Prozent der zugeteilten Gebote auch umgesetzt.“ Sybac Solar erhielt übrigens Zuschläge zum durchschnittlichen Preis von 9,33 Cent je Kilowattstunde und teilte nach der Auktion mit: „Damit hat die Sybac-Gruppe auch während der Gebotsphase ihre Position vertreten, dass man nachhaltig Projektierungs- und Bauleistung für Solarprojekte nicht für den gegenwärtigen EEG-Preis von unter 9 Cent je Kilowattstunde anbieten kann.“

H. Hron Heizungs-, Sanitär-, Lüftungs- Elektroanlagenbau: „Vor- und Nachteile“

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz sei immer eine gute Basis für Erneuerbaren-Projekte gewesen, aber auch gegen Ausschreibungen sei grundsätzlich nichts einzuwenden, sagt Sebastian Hron von der Installationsfirma H. Hron aus Allstedt in Sachsen-Anhalt. Positiv an der ersten Photovoltaik-Auktion sei die Aussicht auf eine höhere Vergütung. Die aktuelle EEG-Förderung liege exakt bei neun Cent pro Kilowattstunde (Wert für Mai), der mögliche Höchstpreis der Auktion bei 11,29 Cent. Auch wenn diese Obergrenze sicher nicht ausgereizt werde – es reiche schon eine Vergütung von 9,5 Cent pro Kilowattstunde aus, um die Wirtschaftlichkeit einer Freilandanlage maßgeblich zu verbessern, so Hron.

Der Nachteil von Auktionen sei jedoch, dass in der Regel nur finanzstarke Akteure mitmachen könnten. „Eine Teilhabe wird oft durch fehlende liquide Mittel limitiert.“ Freilandprojekte erforderten an sich schon hohe Summen für die Genehmigung und den Netzanschluss. Dazu kämen bei Ausschreibungen noch die zu zahlenden Sicherheitsleistungen. „Das Geld bekommt man zwar bei einem Zuschlag wieder, doch es muss zunächst einmal beschafft werden“, erklärt Hron. „Es gibt aktuell Fälle, in denen Firmen keine Bankbürgschaften erhalten.“

Abakus Solar: „Gangbarer Weg“

Eine Teilnahme an der Ausschreibung sei mit vertretbarem Aufwand möglich, sagt Thomas Fuß von Abakus Solar: „Sowohl auf der administrativen Seite als auch auf der finanziellen Seite hat die Bundesnetzagentur einen gangbaren Weg vorgegeben.“ Fuß ist überzeugt davon, dass die Kosten mit der Ausschreibung sinken werden: „Es werden hier Investoren zum Zuge kommen, die mit niedrigen Renditeerwartungen leben können – eine Überförderung ist damit ausgeschlossen.“ Was die Technik der Freiflächenanlagen betrifft, setzt er auf die etablierte Variante: übliche polykristalline Module und Systeme mit starrer Aufständerung.

EnBW: „Im Grundsatz ein guter Weg“

Der Energiekonzern EnBW teilt mit, er halte das Ausschreibungsmodell „im Grundsatz für einen guten Weg“ und habe sich daher auch an der ersten Ausschreibungsrunde beteiligt. „Wir befassen uns seit über einem Jahr mit dem Thema Ausschreibungsmodell PV und haben uns aktiv in Diskussion und Gestaltung eingebracht“, sagt EnBW-Sprecherin Friederike Eggstein. Allerdings umfasse das Verordnungsdokument 105 Seiten, das sei ziemlich heftig: „Man muss aufpassen, dass der Umstieg auf die Ausschreibung nicht zu bürokratisch wird.“