EEG
20.04.2017

Die Offshore-Sensation und ihre Fallstricke

Foto: istock.com / kruwt
Offshore-Windräder könnten in einigen Jahren schon doppelt so viel leisten wie heutige Anlagen.

Subventionsfreie Hochsee-Windparks: Was hinter der Überraschung steckt und welche Risiken für Investoren und Betreiber auf hoher See lauern. Eine Analyse.

Die Nachricht elektrisiert die Energie-Branche: Kurz vor den Osterfeiertagen verkündete die Bundesnetzagentur, dass vier Offshore-Windparks mit 1.490 Megawatt Leistung in der Nordsee quasi ohne Subventionen auskommen werden. Nur ein kleiner Windpark des dänischen Energiekonzerns Dong erhält laut den Ausschreibungsergebnissen eine geringe Vergütung von sechs Cent pro Kilowattstunde, zwei weitere Gebote des Unternehmens kommen ohne Beihilfen aus – genau wie das größte Projekt, der 900-Megawatt-Park He Dreiht von EnBW. Diese drei Parks sollen nun ab Mitte des kommenden Jahrzehnts ausschließlich am Markt Einnahmen erzielen. Die Investoren können nach Recherchen von bizz energy mit Einnahmen in Höhe von 5,6 Cent pro Kilowattstunde rechnen.

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Die Aufregung ist groß, weil Offshore bislang als besonders teuer galt. In der Tat ist der Sprung von zuletzt bis zu 19,4 Cent pro Kilowattstunde fixer Vergütung auf Marktniveau erstaunlich. Wie kam er zustande? Und was sind die möglichen Auswirkungen? bizz energy hat das Ergebnis der Ausschreibungen unter die Lupe genommen – und einige Fallstricke identifiziert.

Wie spielen die Windparks ihre Kosten herein?

Drei der vier Windparks und deutlich mehr als 90 Prozent der installierten Leistung werden ihren Strom auf dem Markt verkaufen, anstatt eine fixe Vergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) zu erhalten. Mit anderen Worten: Sie müssen die Kosten am Strommarkt einspielen. Das mag aus heutiger Sicht schwierig erscheinen. Die am weitesten in die Zukunft reichenden Futures der Strombörse EEX notieren gerade einmal bei 3,1 Cent pro Kilowattstunde für das Jahr 2023. Allerdings ist das Handelsvolumen gering. Und im Strommarkt, wie auch bei anderen Energiearten wie Öl, orientieren sich die Futures immer sehr stark am aktuellen Preis. Viele Prognose-Institute und die meisten Unternehmen erwarten höhere Preise. So machte der Energieriese RWE kürzlich in einer Präsentation für Investoren darauf aufmerksam, dass aus seiner Sicht ab Anfang der 2020er-Jahre eine Kraftwerkslücke droht und höhere Strompreise wahrscheinlich sind. Laut Berechnungen von Aurora Energy Research aus Berlin können die Betreiber in einem Basis-Szenario ohne Kohleausstieg in den zwanzig Jahren nach der geplanten Inbetriebnahme im Jahr 2024 beziehungsweise 2025 immerhin mit 5,6 Cent pro Kilowattstunde rechnen. Diese Zahl ist jüngst aktualisiert worden. DerPreis ist diskontiert, das heißt, je später die Einnahmen erfolgen, desto höher sind die Abzüge zum Beispiel für Inflation und Risikoerwartung.

Warum steigt der Strompreis so deutlich an?

Aurora Energy Research rechnet wie viele andere Prognose-Institute mit einem Anstieg der Strompreise, weil sie von verschiedenen Faktoren gestützt werden. Hanns Koenig, Senior Associate bei Aurora, sagte bizz energy: „Ab Mitte der 2020er erwarten wir einen deutlichen Anstieg der Strompreise – und das sogar wenn der Kohle-Ausstieg nicht noch weiter forciert wird. Grund ist zum einen die Stilllegung von Grundlastkraftwerken, vor allem Kernkraftwerken, aber auch älteren Kohlekraftwerken. Zudem steigen in unserem Basis-Szenario die Preise für CO2-Zertifikate.“

Mit welchen technologischen Sprüngen rechnen die Investoren?

Die Bieter gehen offenbar von massiven Fortschritten bei der Offshore-Technik aus, die bis zum Bau der Anlagen vor 2025 erreicht sein sollen und entsprechende Erzeugungskosten möglich machen. Während EnBW sich etwa bedeckter gibt, lässt sich Dong in die Karten schauen. So rechnet der Konzern mit einem Wachstum der Turbinen auf Giganten-Größe: 13 bis 15 Megawatt Leistung sollen möglich sein, das ist etwa doppelt so viel wie heute. Die Annahme überrascht Branchen-Insider, die vielfach eher mit neun bis zehn Megawatt rechnen. Dong führt außerdem an, dass die ausgeschriebenen Windparks besonders windhöffig seien, also auch entsprechend viel Ertrag bringen. Und: Die Laufzeit der Anlagen kann auf bis zu 30 Jahre von den eigentlich vorgesehen 20 Jahren erweitert werden. Das würde bei hohen Strompreisen einen „goldenen Sonnenuntergang“ für die Betreiber ermöglichen.

Welche Rolle spielen die Geldgeber?

Das allgemein niedrige Zinsniveau spielt den Investoren in die Karten und senkt nicht nur die allgemeinen Renditeerwartungen, sondern auch die internen. Branchenspezifisch kommt aber auch noch eine „finanzielle Lernkurve“ hinzu. Während die Geldgeber bei Offshore zu Beginn sehr hohe Risikoprämien veranschlagten – wie bei neuen Technologien üblich –, gilt die Technik inzwischen als erprobt. Der Geschäftsführer der Stiftung Offshore-Windenergie, Andreas Wagner, sagte bizz energy: „Auch bei den Investoren gab es eine Lernkurve." Laut einer Studie unter anderem vom Institut Prognos zum Kostensenkungspotenzial von Offshore Wind sei allein ein Drittel der Kostenreduktion auf geringere Finanzierungskosten zurückzuführen, unter anderem auch durch größeres Vertrauen in die Technologie. "Das ist nun offenbar geschehen.“

Was hat die Bieter zusätzlich motiviert, so niedrig zu bieten?

Aus Branchenkreisen heißt es, die Vorlaufkosten für die Planung der Offshore-Windparks hätten bereits zweistellige Millionensummen verschlungen. Als korrekt rechnender Kaufmann darf man diese Kosten aber nicht ins Gebot einkalkulieren, denn diese „sunk costs“ sind ohnehin schon ausgegeben worden. Bei komplett neuen Projekten würden diese Kosten in Zukunft aber wieder eingerechnet. Besonders gravierend ist dieser Faktor aber offenbar ohnehin nicht, sagt Hanns Koenig: „An den Gesamtkosten ist der Anteil der Aufwendungen für Planung und Projektierung mit etwa einem Prozent relativ gering. Er kann also kaum ausschlaggebend gewesen sein“, so der Experte von Aurora.

Gibt es neben der Betriebswirtschaft weitere Gründe für die Null-Subventions-Gebote?

Vermutlich. Auffällig ist jedenfalls, dass sowohl EnBW als auch Dong in Staatshand sind. Sie sind von ihren Anteilseignern besonders stark in die Pflicht genommen worden, die Dekarbonisierung ernst zu nehmen und den Umbau des Kraftwerks-Portfolios voranzutreiben. Hinzu kommt: Die großen Offshore-Windparks sind eine Absicherung, ein Hedge, gegen die Möglichkeit, dass die Politik in den kommenden Jahren den Kohleausstieg forciert. Davon wäre zum Beispiel EnBW deutlich auch mit eigenen Kraftwerken betroffen. Gleichzeitig würde das dann aber am Strommarkt die Preise in die Höhe treiben – und die Offshore-Windparks profitierten. Die Unternehmen sichern damit ihre konzernweite sogenannte „Pay-off-Struktur“ ab.

Welche Risiken drohen den Investoren?

Einige – und genau das macht die subventionsfreien Gebote auch so überraschend. Zum Beispiel wäre eine tiefgreifende Reform des deutschen Strommarkts, die immer mal wieder diskutiert wird, fatal. „Die Teilung Deutschlands in mehrere Strompreiszonen würde die zu erwartenden Erlöse im Norden deutlich schmälern“, sagt Koenig von Aurora. Denn dort gibt es schon jetzt eher ein Überangebot, während Strom im Süden strukturell knapp ist, was sich durch die Abschaltung der Kernkraftwerke noch verschärft. „Offenbar halten die Bieter das für nicht besonders wahrscheinlich“, sagt Koenig. Sonst hätten sie schließlich nicht geboten. Aber auch an anderer Stelle könnte es 2025 ganz anders aussehen als derzeit erwartet. So ist unklar, ob die EU langfristig tatsächlich die CO2-Zertifikate deutlich verknappt und damit die Preise am Strommarkt in die Höhe treibt. Und schließlich bestehen technische Risiken. Die oben vorgestellten optimistischen Annahmen von Dong basieren zwar auf Projektionen und dem derzeitigen Stand der Technik, aber möglicherweise scheitern die Ingenieure beim Sprung zu den Riesenturbinen.

Müssen die Anlagen überhaupt gebaut werden, egal was kommt?

Nein. Und hier wird es richtig gefährlich für die Bundesregierung und die Energiewende im Allgemeinen: Bauen die Investoren die Windparks nicht, wäre das ein Nackenschlag für die viel kritisierte Umstellung auf Ausschreibungen. Ausgeschlossen wird es in der Branche nicht. Denn die Pönalen (Strafzahlungen) für die Bieter sind im Vergleich zu den gesamten Projektkosten relativ gering. Hat der Betreiber drei Monate vor dem zugewiesenen Erstbetrieb noch nicht mit dem Bau begonnen, wird von diesem eine Strafzahlung über 70 Prozent der hinterlegten Sicherheit verlangt. Dies wären im Fall von EnBWs He Dreiht 63 Millionen Euro und somit etwa drei Prozent der Kapitalkosten für den Bau. Die endgültige Bauentscheidung kann also recht kurzfristig noch abgesagt werden, bei einer moderaten Strafzahlung. Anders formuliert: Rein ökonomisch betrachtet ist der Zuschlag nichts anderes als eine Call-Option für den Preis von 63 Millionen Euro. Ist der Strompreis hoch, zieht man den Call und erzielt hohe Gewinne. Ist er niedrig, verfällt er. Doch ganz so einfach ist es für die Konzerne auch wieder nicht. „Die Windparks nicht zu bauen, wenn die Strompreise niedriger oder die Baukosten höher als erwartet sind, wäre über die Zahlung der Pönale hinaus mit Risiken in der öffentlichen Wahrnehmung und in der Politik verbunden“, sagt Koenig von Aurora. Andreas Wagner von der Stiftung Offshore argumentiert: „Die Pönalen sind aus unserer Sicht ein ausreichender Druck, die Projekte auch zu realisieren.“ Auf der anderen Seite ist es schwer vorstellbar, dass ein Vorstandsvorsitzender eine Investition auslöst, die hunderte Millionen Euro verbrennt, weil die Strompreise so niedrig sind – selbst wenn der politische Fall-Out erheblich ist. Ein verlustreicher Baubeschluss könnte sogar aktienrechtlich problematisch werden. Die Konzerne sind schließlich Treuhänder des Vermögens der Aktionäre.

Offshore ohne Subventionen: Wird die Energiewende nun neu geplant?

Trotz der Fallstricke: Natürlich ist die Ausschreibung eine gute Nachricht für die Energiewende und insbesondere Offshore-Wind. Zwar braucht es für Offshore-Windkraft einen teuren und über die Netzentgelte von den Verbrauchern bezahlten Netzanschluss, der mit etwa 1,5 Cent pro Kilowattstunde zu Buche schlägt. Doch auch wenn man das mit einrechnet, ist der Preis nun mehr als konkurrenzfähig im Vergleich mit anderen grünen Energien. Die Branche will nun, dass die vor einigen Jahren gesenkten Ausbauziele wieder nach oben geschraubt werden."Ideal aus unserer Sicht wäre es, wenn das Ausbau-Ziel für Offshore-Windenergie für 2030 wieder auf 25 Gigawatt angehoben wird, so wie dies Beschlusslage aller Bundesregierungen bis zum EEG 2014 war. Selbst eine Anhebung auf 20 Gigawatt wäre schon eine Verbesserung. Die Offshore-Windkraft hat jetzt gezeigt, wie wettbewerbsfähig sie Mitte des nächsten Jahrzehnts sein wird und was für enorme Potenziale sie hat. Das sollte die Politik zur Kenntnis nehmen und eine Richtungsänderung einleiten“, sagt Andreas Wagner von der Offshore-Stiftung.

Geht das auf Kosten der Onshore-Windkraft?

Die Offshore-Stiftung verneint das: „Wir sehen kein Nullsummenspiel zwischen On- und Offshore-Windkraft“, sagt Andreas Wagner. Onshore habe andere Erzeugungsprofile, erst recht, wenn ein Teil davon in der Mitte und im Süden des Landes installiert werde. „Die Klimaziele können ohnehin nur mit einem kräftigen Ausbau aller erneuerbaren Energien erreicht werden“, sagt Wagner. Auffällig allerdings, wie defensiv sich die Onshore-Branche sofort verhalten hat. In einer Pressemitteilung des Bundesverbands Windenergie (BWE), der zwar auch die Offshore-Branche, hauptsächlich aber die Onshore-Windmüller vertritt, heißt es: „Die Anbieter stehen offenbar unter einem hohem Erfolgsdruck, zügig den Wegfall atomarer und fossiler Kapazitäten durch erneuerbare Energien zu kompensieren. Die Erwartungen insbesondere staatlicher Anteilseigner führen zu einem stark risikoorientieren Verhalten. In den Ausschreibungsangeboten werden ein deutlich höherer Börsenstrompreis unterstellt und massive Kostendegressionsschritte in der Anlagentechnologie vorausgesetzt." Mit anderen Worten: Die Ausschreibungen lassen sich aus Sicht des Verbands nicht mit den nun anlaufenden Onshore-Versteigerungen vergleichen. Offenbar befürchtet der BWE, mit Offshore im direkten Duell bald schlecht dazustehen.

Jakob Schlandt
Keywords:
EEG | Dong | EnBW | Offshore-Windenergie | Stiftung Offshore Windenergie
Ressorts:

Kommentare

Die offshore-Auktion war für Anlage, die 2015 in Betrieb gehen - oder auch nicht. Die onshore-Auktionen erfordern eine schnellere Fertigstellung. Daher gibt es dort weniger Spielraum, auf größere Preisanstiege zu spekulieren.
Im übrigen ist es eine im wesentlichen digitale Frage: Man bietet entweder einen Preis, den man zu erhalten gedenkt und der die Kosten decken soll. Oder man setzt auf die Marktpreis, dann kann man gleich Null bieten.

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