Anzeige
Kolumne

Wind-Ausschreibungen ohne Preisvorteil oder Wettbewerb – wie weiter?

Foto: Thomas Jacoby und Fraunhofer IEE

Foto: Thomas Jacoby und Fraunhofer IEE

Wie sich die Umstellung auf Ausschreibungen auf Kosten und Ausbau der Windenergie ausgewirkt hat, erklären die Energieexperten Katherina Grashof und Volker Berkhout in einem Gastbeitrag.

Anlässlich der Einführung der Pilot-Ausschreibungen für Photovoltaik im Jahr 2015 sagte der damalige Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel: „Künftig wird die Höhe der Förderung also nicht mehr staatlich festgesetzt, sondern mittels einer Ausschreibung im Wettbewerb ermittelt. Dies senkt die Kosten.“ Ausschreibungen sollten die Energiewende günstiger machen, dies galt ebenso für die Windenergie. Des Weiteren war der Politikwechsel damit begründet worden, dass so der Zubaukorridor eingehalten werden könne, bei gleichzeitigem Erhalt sowohl der Akteursvielfalt wie auch eines starken Heimatmarkts für die Industrie und einer geographischen Balance im Zubau.

Ob diese Erwartungen sich in der Praxis der Ausschreibungsrunden der ersten zwei Jahre erfüllt haben, haben wir in einer kürzlich erschienenen Studie für die Windenergie an Land untersucht. Wir haben darin die nach dem Wechsel zum Auktionssystem erzielten Preise mit denen verglichen, die sich nach dem System der festen Eispeisevergütung (feed-in tariff, FIT) ergeben hätten. Für den Vergleich werden die 2016 beschlossenen FIT-Degressionssätze unter Berücksichtigung der Standortqualitäten und Realisierungsdauern der erfolgreich gebotenen Projekte angelegt.

Tatsächlich ergab unser Vergleich, dass lediglich in der zweiten und dritten Runde 2017 deutlich niedrigere Preise bezuschlagt wurden, als sich für dieselben Projekte nach dem FIT ergeben hätten. Gerade für diese Bieter ist es jedoch attraktiver, die Zuschläge unter Bezahlung der Pönale verfallen zu lassen und mit den Projekten erneut zu bieten; die entsprechenden Zubaumengen der 2017er Runden verfallen damit. Mit Ausnahme der ersten Runde 2018, die preislich etwas unter den FIT-Werten liegt, waren die Auktionsergebnisse in allen übrigen analysierten Runden höher als im modellierten FIT-Vergleich.

Die Abbildung veranschaulicht den Preisunterschied zwischen den Auktionsergebnissen und dem modellierten FIT für die einzelnen Runden: Liegt ein Kreis oberhalb der Null-Prozent-Achse, war das Auktionsergebnis höher als die ermittelte Vergütung gemäß fortgeschriebenem FIT-Degressionspfad. Die Größe der Kreise zeigt die jeweilige Zuschlagsmenge. Die Abstände zwischen den regulären Zuschlägen und jenen für Bürgerenergiegesellschaften (BEG) resultieren daraus, dass BEG-Bieter nicht den gebotenen, sondern den höchsten bezuschlagten Preis einer Gebotsrunde erhalten. Angesichts der niedrigen Gebotsmengen haben sich die bezuschlagten Preise bereits 2018 dem maximal zulässigen Gebotswert angenähert. Dieser Zustand dürfte angesichts der schwierigen Flächenverfügbarkeit und vieler Klageverfahren vorläufig weiter anhalten.

Die Analyse verdeutlicht auch, dass die von der Bundesnetzagentur (BNetzA) bekannt gegebenen Auktionspreise nicht mit realen Vergütungswerten verwechselt werden dürfen, da erstere immer für 100-Prozent-Standorte (gemäß Referenzertragsmodell) gelten. Unsere Abschätzung ergab, dass der Median der Standortqualitäten 2018 niedriger war als 2017, für die Runden drei und vier 2018 lag er etwa bei 82 Prozent. Entsprechend stark unterschieden sich die realen Vergütungen von denen für 100-Prozent-Standorte im Jahr 2018: In der dritten Runde lag die bekannt gegebene Durchschnittsvergütung beispielsweise bei 6,16 Cent je Kilowattstunde (ct/kWh), für die von uns modellierten Standortqualitäten jedoch real bei circa 6,91 ct/kWh. In der vierten Runde ist die Abweichung mit circa 7,16 ct/kWh (für reale Standorte) gegenüber 6,26 ct/kWh (für 100-Prozent-Standorte) noch größer. Im Vergleich dazu hätten sich im FIT-System Einspeisevergütungen von 6,22 ct/kWh in Runde drei und 6,34 ct/kWh in Runde 4ergeben.

Die Berechnungen basieren auf einer Auswertung der Veröffentlichungen zu den jeweiligen Gebotsrunden der BNetzA. Soweit möglich wurden die Gebote anhand öffentlich verfügbarer Informationen in reguläre oder BEG-Gebote eingeordnet. Als Realisierungsdauer für genehmigte Projekte haben wir ein Jahr von Zuschlag bis Inbetriebnahme angelegt, bei Zuschlägen für ungenehmigte BEG-Projekte vier Jahre. Die im Erneuerbare-Energien-Gesetz 2017 festgelegten Degressionspfade wurden fortgeschrieben und mit den in den Ausschreibungen ermittelten Vergütungen verglichen. Da die von der BNetzA veröffentlichten Zuschlagswerte für 100-Prozent-Referenzstandorte erst nach Einbeziehung des standortabhängigen Korrekturfaktors die tatsächliche Vergütungshöhe ergeben, wurden die real zu erwartenden Stromerträge an den jeweiligen Standorten mithilfe eines Fraunhofer-IEE-Windmodells simuliert. Abschläge für Parkwirkungsgrade, technische Verfügbarkeiten und die elektrische Effizienz wurden dabei berücksichtigt. Aus den ermittelten Stromerträgen konnte dann auf die jeweiligen Standortqualitäten und damit auf die Vergütung über 20 Jahre geschlossen werden.

Anders als erhofft hat der Politikwechsel bei Wind an Land nicht die Kosten gesenkt, weder im Vergleich mit dem Alternativmodell eines FIT, noch im Zeitverlauf über die Runden. Die Vergütungen werden auch nicht im Wettbewerb ermittelt, denn die maximal zulässigen Gebotswerte wurden und werden von der Bundesnetzagentur festgelegt. Wesentliche Grundlage dafür sind wissenschaftliche Studien über aktuelle Kosten in der Windenergie – ganz wie vor dem Politikwechsel. Leider steht zudem auch die Erreichung des Ausbaukorridors stark infrage: Zwar dauern die Realisierungsfristen der 2017er Runden für die so genannten Bürgerenergieprojekte noch bis 2021 an, doch ist ein Ausfall großer Anteile, wie oben erwähnt, plausibel. Auch die Entwicklungen bei der Akteursvielfalt sowie der geographischen Zubauverteilung sind nicht wie erhofft, von der wirtschaftlichen Situation der deutschen Windindustrie ganz zu schweigen.

Die jüngst beschlossenen Abstandsregelungen werden die Flächenknappheit eher verschärfen, aber kaum zu einer Verbesserung der Gebotsmengen beitragen. Studien zeigen international immer wieder, dass mehr Abstand nicht einfach zu mehr Akzeptanz führt. Somit wird die Vergütung für Strom aus Windenergie an Land heute und auch perspektivisch nicht mehr in einer Gesetzesnovelle durch das Parlament, sondern administrativ festgelegt; dabei hat die Bundesnetzagentur eigentlich andere Aufgaben. Daraus wird deutlich: Anstatt auf eine Rückkehr des Wettbewerbs zu hoffen, braucht es eine Diskussion über geeignete Vergütungssysteme für die Zubaumengen bei Wind an Land, die wir für die Erreichung unserer Klimaschutzziele und den Wegfall der letzten Atomstrommengen benötigen. Im besten Fall würde solch ein Modell auch die Akteursvielfalt, den regionalen Ausgleich beim Zubau und – last, aber überhaupt nicht least – die inländische Windindustrie wieder stärken.

 Auktionspreise im Vergleich zur fortgeschriebenen Einspeisevergütung (Null-Linie)

 


Katherina Grashof
leitet seit 2012 das Berliner Büro des Instituts für Zukunftsenergie- und Stoffstromsysteme (Izes) und hat sich als wissenschaftliche Mitarbeiterin im Arbeitsfeld Energiemärkte in den vergangenen Jahren vor allem mit Politikinstrumenten für EE beschäftigt. Sie ist Politologin und schließt derzeit ihre Promotion zu Erneuerbaren-Ausschreibungssystemen ab.

Volker Berkhout
ist wissenschaftlicher Mitarbeiter am Fraunhofer Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) in Kassel im Bereich Energiewirtschaft und Netzbetrieb. Er arbeitet an Projekten zur Optimierung von Betriebs- und Instandhaltungsstrategien von Windparks und beteiligt sich an der IEAwind-Arbeitsgruppe zu den Kosten der Windenergie (Task 26).

 

Kommentare (0)

Kommentar verfassen»

Kommentar verfassen

Aktuelles Magazin

Ausgabe Nr. 07 / 2020

Startschuss für die Langstrecke: Die deutsche Wasserstoffstrategie lässt noch viele Fragen offen

Bisherige Ausgaben »
Anzeige

Social Media

Anzeige
Anzeige