„Die Zuschlagschancen für Projekte in der Südregion dürften sich verbessern“

Das Referenzertragsmodell soll den Ausbau von Windkraft im Süden anreizen, nun sind einige Änderungen geplant. Wie verändert die geplante regionale Differenzierung der Gütefaktor-Untergrenzen die Zuschlagswahrscheinlichkeiten für Projekte – innerhalb und außerhalb der neuen Südregion? Haben Sie ein konkretes Beispiel?

Katja Röper: Grundsätzlich dürften sich die Zuschlagschancen für Projekte in der Südregion, insbesondere für Standortgüten unter 60 Prozent, verbessern. Höhere Korrekturfaktoren ermöglichen höhere Erlöse und damit tendenziell niedrigere Gebote. Entscheidend bleibt jedoch, ob dieser Vorteil den Abstand zu windstärkeren Standorten ausreichend verringert. Ein Projekt mit einer Standortgüte von 50 Prozent bräuchte rechnerisch einen Korrekturfaktor von mehr als 1,65, um den Minderertrag vollständig auszugleichen. Ein deutlich höherer Faktor würde jedoch den Anreiz schwächen, Anlagen an besseren Windstandorten zu errichten. Das Referenzertragsmodell soll regionale Unterschiede daher abmildern, aber nicht vollständig aufheben.

Neu ist, dass Gütefaktor-Untergrenzen von mehr als 60 Prozent Standortgüte künftig auch in der Küstenregion und in der Region Mitte-Nord gelten sollen. Projekte unterhalb der jeweiligen Untergrenze könnten dadurch ungünstiger bewertet werden. Ein Küstenprojekt mit einer Standortgüte von 60 Prozent würde dann beispielsweise so behandelt werden, als läge seine Standortgüte bei 80 Prozent. Der tatsächliche Standortnachteil würde dann nicht mehr vollständig ausgeglichen. Dieses Projekt hätte also im direkten Vergleich mit einem gleich guten Projekt außerhalb der Küstenregion einen Nachteil.

Der BWE spricht von einer nur geringfügigen Verbesserung für die Südregion bei gleichzeitiger Verschlechterung in anderen Regionen. Deckt sich das mit Ihrer modellgestützten Einschätzung – lohnt sich die Reform überhaupt für den erklärten Zweck, mehr Zubau im Süden zu erreichen?

Katja Röper: Die Anpassung kann die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Projekte in der Südregion verbessern. Für Anlagen mit hoher Standortgüte dürfte sich dagegen wenig ändern. Etwas weniger attraktiv könnten Standorte mit geringer Standortgüte werden, die zusätzlich durch Abschaltungen oder andere Auflagen belastet sind, auch in vergleichsweise windstarken Regionen. Die Südregion erhält damit einen zusätzlichen Vorteil. Gute Windstandorte dürften jedoch weiterhin häufig wirtschaftlich attraktiver bleiben. Trotz des zusätzlichen Auktionsvolumens rechnen wir weiterhin mit hohem Wettbewerb. Eine gewisse Verbesserung für Südprojekte halten wir daher für plausibel, aber eine grundlegende Verschiebung der regionalen Verteilung eher nicht.

Ist das Referenzertragsmodell als Steuerungsinstrument für regionale Verteilung aus Ihrer Sicht grundsätzlich noch zeitgemäß oder bräuchte es ein komplett anderes Instrument, zum Beispiel Bonuszahlungen?

Katja Röper: Das Referenzertragsmodell ist aus unserer Sicht weiterhin zeitgemäß. Es hat sich bewährt und trägt dazu bei, dass Windenergieprojekte nicht nur an den windstärksten Standorten an der Küste errichtet werden. Dadurch erhalten auch ertragsschwächere Standorte bessere Chancen in den Ausschreibungen. Für die regionale Verteilung der Zuschläge ist jedoch nicht nur das Referenzertragsmodell entscheidend, sondern auch die Wettbewerbssituation. Bei starker Überzeichnung setzen sich tendenziell die wirtschaftlichsten Projekte durch, die häufig an besseren Windstandorten liegen. Bei geringerem Wettbewerb könnten sich die Zuschläge breiter über die Regionen verteilen. Eine regional ausgewogenere Verteilung könnte daher auch durch ein höheres Auktionsvolumen unterstützt werden oder regulatorische Maßnahmen, die die Zahl teilnahmefähiger Projekte verringern.

Projekte mit bereits erteiltem Zuschlag, aber vor Inbetriebnahme: Sehen Sie hier ein reales Risiko, dass diese durch die Neuregelung nachträglich unwirtschaftlich werden – und wie sichern sich Projektierer dagegen ab?

Katja Röper: Für bereits bezuschlagte Projekte sehen wir durch die Änderungen am Referenzertragsmodell kein zusätzliches Risiko. Die neuen Regelungen sollen erst für Ausschreibungen ab 2027 gelten; zudem ist eine abgeschwächte Übergangsphase vorgesehen. Anders könnte es bei anderen derzeit diskutierten Regelungen des Netzpakets aussehen, etwa der Wirkleistungsbeschränkung.

Die EEG-Reform beinhaltet auch ein neues Förderdesign. Es sollen produktionsabhängige, zweiseitige Differenzverträge eingeführt werden – allerdings ohne Marktwertkorridor. Wie beurteilen Sie diese Entscheidung?

Katja Röper: Ein Marktwertkorridor kann verschiedene Vorteile haben. Er kann Anreize für eine marktgerechte Anlagenauslegung schaffen, die Kombination mit PPAs erleichtern und einen gewissen Schutz gegenüber Kostensteigerungen bieten. Grundsätzlich gilt: Je breiter der Korridor ist, desto stärker können diese Wirkungen ausfallen. Gleichzeitig können bei einem sehr breiten Korridor beihilferechtliche Fragen entstehen. Dann muss geprüft werden, ob die Förderung noch angemessen ist oder ob Anlagenbetreiber übermäßig begünstigt werden.

Ein Marktwertkorridor ist zudem nicht das einzige Instrument, mit dem sich diese Ziele erreichen lassen. Kostensteigerungen könnten beispielsweise gezielt über eine Indexierung berücksichtigt werden. Für die stärkere Nutzung von PPAs kommen auch serielle oder parallele Modelle infrage, bei denen CfD- und PPA-Phasen miteinander kombiniert werden.

Wie verändert sich das Gesamtrisikoprofil eines Projekts, wenn zusätzlich zum neuen Referenzertragsmodell auch die geplante CfD-Abschöpfung ohne Marktwertkorridor greift?

Katja Röper: Die Risiken eines produktionsabhängigen CfD bleiben grundsätzlich mit denen der bisherigen gleitenden Marktprämie vergleichbar. Beide Modelle orientieren sich an der tatsächlich erzeugten Strommenge und sichern Erlöse bei niedrigen Marktpreisen ab. Der wesentliche Unterschied liegt in der Abschöpfung. Die größeren Risiken sehen wir derzeit eher bei einzelnen Regelungen des Netzpakets, etwa beim Redispatch-Vorbehalt, da die regional differenzierte Redispatch-Prognose sehr unsicher ist.

Beim Referenzertragsmodell entsteht ein zusätzliches Risiko vor allem für Projekte, deren Standortgüte unterhalb der neuen regionalen Untergrenze liegt. Bei ihnen könnte der tatsächliche Standortnachteil nicht mehr vollständig ausgeglichen werden.

Wird die Reform tatsächlich mehr Gebote aus dem Süden bringen oder sinkt am Ende einfach die Gesamtbeteiligung an den Ausschreibungen?

Katja Röper: Durch das angepasste Referenzertragsmodell besteht kein unmittelbarer Grund, von einer sinkenden Gesamtbeteiligung auszugehen. Verändern dürfte sich jedoch die Merit-Order der Gebote. Südprojekte können aufgrund der höheren Korrekturfaktoren tendenziell niedrigere Gebote abgeben und in der Zuschlagsreihenfolge nach vorne rücken. Projekte in anderen Regionen unterhalb der neuen Gütefaktor-Untergrenzen könnten dagegen etwas an Wettbewerbsfähigkeit verlieren. Ein Beispiel: Ein Südprojekt, für das ein anzulegender Wert von 50 €/MWh im „alten Referenzmodell“ attraktiv war, könnte mit dem neuen höheren Korrekturfaktor von 1,65 noch weiter runtergehen mit seinem Gebotspreis und dann in der Merit-Order der Zuschlagsreihenfolge nach vorne rücken.

Ob tatsächlich deutlich mehr Südprojekte einen Zuschlag erhalten, hängt jedoch wesentlich vom Wettbewerbsniveau ab. Bei weiterhin stark überzeichneten Ausschreibungen dürften sich weiterhin häufig Projekte an windstarken und besonders wirtschaftlichen Standorten durchsetzen.

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