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Wind auf See-Gesetz

Offshore-Wind: Pokern um den Zuschlag?

Das Wind auf See-Gesetz wird reformiert: Bei 0-Cent-Geboten sollen Zahlungen fällig werden, um den Zuschlag zu bekommen. Ausbauziel: 40 GW bis 2040.

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Katharina Wolf

Wie geht es weiter mit der Finanzierung von Offshore-Windparks? Da in den jüngsten Auktionsrunden Gebote erfolgreich waren, die null Cent boten und somit komplett auf staatliche Förderung verzichteten, hätten nach geltenden Regeln die kommenden Auktionsrunden mit ebendiesem Höchstpreis starten müssen. Um dies zu verhindern und weitere Fragen zu klären, hat jetzt das Bundeswirtschaftsministerium einen Referentenentwurf zur Reform des Wind auf See-Gesetzes vorgelegt.

Null-Cent-Gebote? Zweite Gebotsrunde geplant

Der Referentenentwurf sieht vor, dass neue Höchstgebote für die kommenden Auktionsrunden festgelegt werden Sie sollen 7,3Cent pro Kilowattstunde (ct/kWh) im Jahr 2021, 6,4 ct/kWh 2022 und 6,2 ct/kWh ab dem Jahr 2023 betragen

Kommt es nun zur Abgabe von Null-Cent-Geboten, wird eine zweite „dynamische“ Gebotsrunde eingeführt, in der die Bieter ein Gebot auf eine Zahlung pro Megawatt abgeben. Die Bundesnetzagentur prüft die Gebote und legt das höchste als Gebotsstufe fest, der dann alle Teilnehmer zustimmen können oder nicht. Wer akzeptiert, darf erneut bieten. Dieses an Poker erinnernde Verfahren wird so lange durchgeführt, bis nur noch ein Bieter die Gebotsstufe, also die Höhe der Zahlung, akzeptiert.

Die Zahlungen sollen dann innerhalb von 15 Jahren in jährlichen Raten als „Offshore-Netzausbaubeitrag“ an den Übertragungsnetzbetreiber fließen.

Sonderfall Eintrittsrecht

Nach der Einführung des Wind auf See-Gesetzes und den damit festgelegten Ausbauclustern gibt es Projektentwickler, die Flächen beplant haben, die während der so genannten Übergangsphase nicht ausgeschrieben wurden. Für sie gibt es ein Eintrittsrecht: Sollte auf einer dieser Flächen ein Null-Cent-Gebot abgegeben werden, können sie ein „verbessertes Gebot“ für eine Zahlung abgeben und bekommen dann den Zuschlag. Auch am Ende einer dynamischen Gebotsrunde erhalten sie den Zuschlag, ohne am Bieterverfahren teilzunehmen, wenn sie bereit sind, ein noch höheres Gebot abzugeben.

Langfristiges Ziel: 40 GW bis 2040

Gleichzeitig legt der Referentenentwurf ein langfristiges Ausbauziel von bis zu 40 GW bis 2040 fest und fixiert die erst jüngst mit der Branche getroffene Vereinbarung das Ausbauziel bis 2030 um 5 GW auf 20 GW anzuheben.

Hierfür gibt viel Zustimmung der Verbände - für die Einführung der zweiten Gebotsrunde weniger. In Stellungnahmen des Bundesverbandes der Windparkbetreiber Offshore (BOW) und der WAB e.V. heißt es, sie könne die Stromgestehungskosten um bis zu 30 Prozent steigern und senke die Realisierungswahrscheinlichkeit. Besser sei es, so genannte Differenzverträge zur Finanzierung des Stromes einzuführen. Als „symmetrische Marktprämie“ würde über diese Verträge den Betreibern dann ein Ausgleich gezahlt, wenn der Strompreis an der Börse unterhalb ihres Zuschlags liegt. Anders als heute würden die Erlöse aus höheren Strompreisen nicht dem Betreiber, sondern dem EEG-Konto zufließen.

EnBW: Gute Erfahrung mit dynamischen Gebotsrunden

Anders als die Verbände positioniert sich der Energiekonzern EnBW, der rund 1.000 MW in Nord- und Ostsee betreibt. „Aus internationalen Märkten sind diese Formen der Auktion bekannt und daher auch für die Branche beherrschbar“, heißt es in einer Kurzstellungnahme.

Hier stößt die Neuregelung der Realisierungsfristen, die nach derzeitigem Stand auch für die Projekte der Übergangsphase gelten soll, auf Kritik. So sollen beispielsweise Finanzierungsnachweise nicht mehr 24, sondern 30 Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin bei der Bundesnetzagentur vorliegen,

„Dies wäre nicht nur mit Blick auf einen seit der Bezuschlagung bestehenden Vertrauensschutz unzulässig, sondern darüber hinaus auch rein praktisch nicht umzusetzen“, schreibt das Unternehmen. Die Realisierung des Windparks „He dreiht“ in der Nordsee beispielsweise wäre so nicht zu schaffen. EnBW möchte indes nicht nur die Projekte der Übergangsphase von den Fristverschiebungen ausnehmen, sondern am liebsten ganz darauf verzichten. „Engere Fristen erhöhen an der Stelle primär die Risiken für die Finanzierung, was mittelbar zu Kostensteigerungen führt.“

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