neue energie: Angesichts der enormen Absenkung der Vergütung durch die Ausschreibungen und des durchaus bereits üblichen Preises von drei Cent je Kilowattstunde an guten ausländischen Windstandorten müssten die Anlagenpreise hierzulande extrem fallen. Geht das überhaupt?

Hermann: In Deutschland gibt es sicher auch Standorte, an denen wir vergleichbar gute Windbedingungen vorfinden, wie bei denen von Ihnen angesprochenen ausländischen Standorten mit sehr günstigen Stromgestehungskosten. Aber das Ergebnis war in dieser zweiten Onshore-Auktionsrunde nicht vorrangig am Ertrag orientiert. Wir haben zum Beispiel in Schleswig-Holstein ja nur sehr wenige Zuschläge gesehen, die hat es eher im Binnenland gegeben. Das Referenzertragsmodell wirkt sich an dieser Stelle für Projekte mit hoher Standortgüte sogar negativ aus, da die Korrekturfaktoren zur Gebotsberechnung solche Standorte im Auktionswettbewerb verteuern. Zudem sehen wir im Ausland auch kaum Pachten im zweistelligen Prozentbereich. Insofern stimmt es, wir bräuchten eine weitere deutliche Kostensenkung bei den Anlagen und es gibt da auch bereits Bewegung, auch dort wo für den Gebotspreis der konkrete Anlagenpreis relevant ist. Bei den Bürgerenergiegesellschaften (BEG) ist der Anlagenpreis aber ein spekulatives Element, sie haben ja überwiegend keine Baugenehmigung und sind damit nicht auf bestimmte Hersteller oder Anlagen festgelegt. Sicher haben Bieter aber bestimmte Erwartungen, besonders wenn sie über ein großes Portfolio verfügen, das ihnen in den Preisverhandlungen auch Macht verleiht. Nur wenn wir uns in Richtung der angeführten drei Cent bewegen, dann müssen auch an anderen Stellen die Kosten und Erträge optimiert werden.

ne: Was könnte das sein?

Herrmann: Wie schon gesagt, da wären neben den Anlagenpreisen die Pachten und Infrastrukturkosten und natürlich auch Betriebskosten. Für so niedrige Gestehungskosten wird man auch bei uns Standorte mit wirklich guten Windverhältnissen brauchen, die einen kurzen Weg zum Netzanschluss haben und niedrige Baukosten. Wind im Wald oder im komplexen Gelände, teurere Gründungen als das klassische Flachfundament, all das führt zu höheren Kosten. Daneben ist es natürlich denkbar, dass ein Bieter attraktive Strommarkterlöse erwartet, was seinen Gebotspreis auch senken würde.

ne: Werden wir es eventuell erleben, dass die Projekte verkauft werden, an große Versorger etwa, die Endkunden beliefern und in der internen Verrechnung den Strom höher vergüten, die Auktionsvergütung also gar nicht in Anspruch nehmen? Das wäre offenbar möglich, ohne dass eine Pönale anfällt.

Herrmann: Klar, die Diskussion gibt es ja schon länger und die Vermarktung an Dritte – also ohne Inanspruchnahme der Marktprämie – ist im EEG möglich. Nach Ende der EEG-Vergütung geht es dann auch um die Frage, ob man einen längeren Weiterbetrieb der Anlage einkalkulieren kann, um anfangs bereits ein niedrigeres Gebot abzugeben. So ist es im Grunde auch bei den Null-Cent-Geboten im Offshore-Markt gelaufen. Dort hofft man über einen Betriebszeitraum von 25 Jahren hinweg auf steigende Preise am Strommarkt und würde sich dann auch ausschließlich dort finanzieren, also ohne Vergütung aus der Auktion. Zudem gehen diese Offshoreprojekte erst Mitte der 2020er Jahre ans Netz, das erlaubt etwas mehr Fantasie bezüglich der Strompreisentwicklung. Bei den Bürgerenergieprojekten für Wind an Land muss eine Inbetriebnahme auch erst bis 2021/2022 erfolgen. Wenn es aber um den Endkundenabsatz geht, dann ist der Preis am Strommarkt die Messlatte. Würde ein Versorger jetzt Windkraftanlagen in sein Portfolio nehmen, resultiert daraus nicht automatisch ein Mehrwert – weder für den Versorger noch für den Anlagenbetreiber. Das sieht allerdings anders aus, wenn sich die Börsenstrompreise oder die politischen Rahmenbedingungen bezüglich der Struktur von Abgaben, Umlagen und Entgelten ändern sollten. Es ist also nicht ausgeschlossen, dass Projektierer so kalkulieren, aber momentan sehe ich es nicht als marktgängig an.

ne: Rückt das Null-Cent-Gebot auch im Onshore-Segment näher?

Herrmann: Letztlich wissen wir gar nicht, ob nicht schon eins abgegeben wurde. Aus den Veröffentlichungen für die zweite Runde geht nur hervor, dass das niedrigste Gebot mit 3,5 Cent einen Zuschlag erhalten hat. Das war aber kein BEG-Gebot. Eine BEG könnte also theoretisch bereits null Cent geboten haben. Methodisch ist es so, dass wir bei sinkenden Auktionsgeboten der Marktparität immer näher kommen. Der Verkauf am Strommarkt bringt dann irgendwann gleich viel wie die Vermarktung über das Marktprämienmodell aus dem EEG, oder sogar mehr. Noch nicht aktuell, aber perspektivisch. Damit sind aber neue Herausforderungen verbunden, denn bei einem Null-Cent-Gebot verlässt sich der Investor alleine auf Strommarkterlöse, die Absicherung durch die Marktprämie entfällt. Damit gehen neue Anforderungen an die Risikobewertung einher, beispielsweise bezüglich der Ausgestaltung langfristiger Stromabnahmeverträge, sogenannter PPAs, die wir bisher im deutschen Windmarkt nicht benötigt haben.

ne: Wird mit der rasanten Vergütungsabsenkung die Konsolidierung im Mittelstand schneller kommen als erwartet?

Hermann: Das ist offen. Die ersten drei Runden in diesem Jahr könnten als Fehlstart abgehakt werden, mit der Hoffnung, dass es im Anschluss geordneter, planbarer verläuft. Allerdings haben wir aktuell gesehen, dass rund 70 Prozent der Zuschläge auf ein einzelnes Portfolio entfallen sind. Wenn das so weitergeht, wird die Luft für kleinere Projektierer und Betreibergemeinschaften dünner. Will man diesen Trend stoppen, müsste man sicherstellen, dass das Auktionsdesign so funktioniert, wie es im EEG 2017 eigentlich angelegt ist: späte Ausschreibungen mit BImSchG-Genehmigung als Gebotsvoraussetzung. Derzeit laufen wir aber auch auf das Problem zu, dass für die Runde im kommenden Februar der maximale Gebotspreis aus dem Mittelwert der ersten drei Runden ermittelt wird und darauf acht Prozent aufgeschlagen werden. Wenn die dritte Runde ähnliche Preise zeigt, wie die zweite, landen wir dann also bei etwa fünf Cent. Ein dreiviertel Jahr zuvor waren wir aber noch bei sieben Cent Höchstpreis. Das hält den Preisdruck trotz des Entfalls der Genehmigungsfreiheit für BEG auch in 2018 hoch.

ne: 2018 wird demnach noch härter?

Hermann: Ich gehe kaum davon aus, dass für die November-Runde politisch nachgesteuert wird. Der aktuelle Trend setzt sich also fort. Wir haben dann sehr viele Projekte, die Genehmigungen vorweisen können, aber keine Zuschläge erhalten haben. Die werden alle in die Februar-Runde drängen. Und es werden bis dahin ja noch weitere Genehmigungen erteilt. Zudem haben wir einen sehr niedrigen Maximalpreis. Das wird also definitiv eine Herausforderung. Alle Akteure werden mit ihren Margen runtergehen müssen. Und man darf nicht vergessen, es wurde ja nur die Genehmigungsfähigkeit ausgesetzt. Das Einheitspreisverfahren für BEG gilt weiter, es gibt also Anreize, das BEG-Modell weiterhin zu nutzen. Allerdings gibt es dann weniger spekulative Elemente, die das Bild bestimmen, als das im Moment der Fall ist. Damit wird die quantitative Marktanalyse wieder deutlich wichtiger.

ne: Halten Sie es für denkbar, dass bei Nichterreichung der Ausbau- und der Klimaziele die Vergütung wieder angehoben wird?

Hermann: Generell gesagt, wenn wir unsere Klimaschutzziele erreichen wollen, dann benötigen wir einen Zubau, der über dem im EEG festgelegten Ausbaukorridor liegt. Das ist Konsens. Und es ist klar, dass wir mit den Auktionsergebnissen keine Realisierungsquote von 100 Prozent hinbekommen. Wenn es mehr als 50 Prozent werden, wird man schon froh sein. Bekommen wir also die erforderlichen Ausbaumengen nicht, wird man über das Wiederausschreiben der Fehlmengen und auch über die Vergütung neu nachdenken müssen. Es gibt aber auch noch andere Stellschrauben. Was ist etwa mit den Altanlagen, die ab 2020 aus dem EEG fallen? Gibt es für sie eine Minimalförderung, um sie im Markt zu halten? Am Ende reduziert sich aber alles auf die Frage, ob die Politik es ernst meint und sich am Pariser Klimaabkommen messen lässt. Insofern ist der Ausgang der Bundestagswahl richtungsweisend.