Eckhard Kuhnhenne-Krausmann, CEO enervis: „Wir erwarten Gebotspreise deutlich unter 7 Cent“

Die Debatte rund um das EEG 2017 hat auch Diskrepanzen zwischen den Zielen der Länder und der Herangehensweise des Bundes offengelegt.

Im Vorfeld der großen EEG Konferenz des BWE am 8. und 9. September in Berlin fragen sich viele Windmüller, mit welchen Angeboten sie ab Mai 2017 an den Ausschreibungen für neue Windparks teilnehmen werden. Ein Gespräch über interne Kosten, Konkurrenzbeobachtung, rationale Kriterien und Bauchgefühl mit Eckhard Kuhnhenne-Krausmann, Geschäftsführer beim Beratungsunternehmen enervis in Berlin. Er rät: Auktionsreife Projekte sollten schnell umgesetzt werden. „Abwarten lohnt sich nicht.“

Sie schätzen für Ihre Kunden laufend die Kosten für die Erzeugung von Windstrom an den verschiedensten Standorten in Deutschland ab. Wo liegen diese Kosten?

Je nach Windhöffigkeit und projektspezifischen Kosten liegen sie aktuell zwischen 5 und 9,5 Cent je Kilowattstunde.

Ab 2017 wird der Neubau von Anlagen in bundesweiten Ausschreibungen geregelt, eine regionale Eingrenzung gibt es im EEG 2017 nicht. Unterschiedliche Standortgüten – etwa Küste und Binnenland – werden mit Korrekturfaktoren ausgeglichen. Ist das ausreichend, damit süddeutsche Standorte in den Ausschreibungen gewinnen?

Im Prinzip, ja. Die Korrekturfaktoren führen dazu, dass mittlere bis sehr gute Standorte mit sehr ähnlichen Preisen in die Ausschreibungen gehen werden. Wir erwarten eine sehr flache Gebotskurve, also eng beieinanderliegende Preisgebote. Anders ist das bei Projekten mit einer Standortgüte unter 70 %. Wenn die Standortqualität unter die 70 %-Marke gegenüber dem Referenzertrag sinkt, wird das nicht mehr kompensiert. Diese Projekte haben es deutlich schwerer.

Wenn die Standortqualität unter die 70 %-Marke gegenüber dem Referenzertrag sinkt, wird das nicht mehr kompensiert.

Nach einer Auswertung der Fachagentur Wind vom Mai 2016 war der Anteil solcher Standortgüten besonders in Baden-Württemberg mit 72 % und Bayern mit 40 % bisher hoch. Lässt sich das kompensieren?

Solche Untersuchungen beziehen sich noch auf die Definition des Referenzertrags im alten EEG. Im EEG 2017 wird der Referenzertrag anderes berechnet, die Zahlen gelten also so nicht mehr, wenngleich die Tendenz auch hier noch erhalten bleibt. Und die Nabenhöhe spielt jetzt eine entscheidende Rolle. Für Anlagen unter 135 Meter Nabenhöhe steigt der Wert für die Standortgüte, für Anlagen über 135 Meter Nabenhöhe sinkt er. Und wenn die Standortgüte sinkt, verbessert sich für den potenziellen Betreiber der Korrekturfaktor, sofern er damit oberhalb der 70%-Marke liegt. Grundsätzlich bleibt ein Anreiz zu großen Nabenhöhen. Gleichwohl gilt es jedoch, neben den bisherigen WEA-Auswahlkriterien, sich die optimale Kombination aus Typ und Nabenhöhe sowie Standortgüte mit Korrekturfaktor genauer anzusehen.

Damit können Anlagen an der Küste mit Höhenbegrenzung doppelt „bestraft“ werden: Für sie verschlechtert sich der Korrekturfaktor, sie können das aber nicht durch höhere Türme ausgleichen.  

Ja. Und die Situation verschlechtert sich noch einmal, wenn solche Projekte in Netzausbau-Gebieten liegen. Dann ist der Zubau auch mengenmäßig begrenzt und die dortigen Windparks stehen untereinander in verschärfter Konkurrenz um die verbleibenden Kapazitäten.

Bei hohen Projektkosten hatte man früher eine schlechtere Rendite, aber jetzt kann man das Projekt gar nicht mehr realisieren. Wie wirkt sich diese drastisch veränderte Ausgangslage aus?

Bei den Investitionen stehen die Anlagenkosten vorne an, dann folgen Infrastrukturkosten. Wenn man ohne große Kosten für Netzanbindung und Wegebau – also insbesondere ohne Umspannwerke baut - hat man Vorteile. Und im Betrieb sind die Wartungsverträge und Pachtkosten die Hauptkostentreiber. Da wird überall ein neuer Preisdruck aufgebaut.

Grundsätzlich bleibt ein Anreiz zu großen Nabenhöhen

Wo setzt das zuerst an?

Die Auktionen bringen als erstes einen erheblichen Druck auf die Renditemargen der Hersteller, also Anlagenpreise und (Voll-)Wartungsverträge, sowie auf die Projektentwickler. Denn bei diesen direkten Kosten können die Planer schnell ansetzen-und die Hersteller wissen das. Wir werden schon bald sehen, wie sich das auf ihre Preispolitik auswirkt.

Und mittelfristig?

An den heute schon ertragsreichen Standorten sind die Pachten besonders hoch. Das wird sich auch nicht schnell ändern, darum ist das noch mal ein Wettbewerbsvorteil für das Binnenland. Mittel- bis Langfristig wird sich das aber auch auf die Pachten auswirken.

Wie legt man nun als Projektierer den Preis fest, mit dem man in die Ausschreibung für einen Windpark geht?

Es gibt zwei grundsätzliche Betrachtungen: Nach den Projektkosten und nach der Analyse des Marktes. Intern muss ich genau wie bisher berechnen, wie mein Mindestgebotspreis sein muss: Also nach Kosten, Ertrag und minimaler Renditeerwartung. Doch dann stellt sich zusätzlich die Frage, ob ich damit wettbewerbsfähig bin. Und wenn ja, ob ich nicht auch einen höheren Preis durchsetzen könnte? Hier müssen die Planer über den Tellerrand schauen.

Ist es denn überhaupt möglich, sich dabei an der Konkurrenz zu orientieren? Anders gefragt: Lassen sich bei bundesweiten Ausschreibugen die möglichen Gebote von Hunderten von Konkurrenten überhaupt noch abschätzen?

Sie können natürlich nicht die tatsächlichen Kosten jedes einzelnen geplanten Windparks in Deutschland abschätzen. Das Wissen haben nur die jeweiligen Planer. Das kann auch nicht der Anspruch einer Marktanalyse sein. Aber Sie können sehr gut die Bandbreite der Angebote abschätzen. Und das ist notwendig für die Einordnung des eigenen Projektes. Also für die Frage, ob mein Projekt grundsätzlich wettbewerbsfähig ist im Markt, und zur Bewertung der Höhe des eigenen Angebotes.

Wie das?

Dafür braucht man ein datengestütztes Analysemodell zur Berechnung des Angebots- und Nachfrageverhaltens. Die Nachfrage kennen wir: Das ist die Ausschreibungsmenge, also 2800 MW pro Jahr in drei beziehungsweise vier Auktionen zwischen 700 und 1000 MW.

Und auf der Angebotsseite?

Da sind zwei Sachen wesentlich: Welche Angebotsmenge kann ich kurz- bis mittelfristig erwarten, das heißt kurzfristig, wie viele BImschG-Genehmigungen liegen im Vorfeld der nächsten Auktionsrunde vor? Das lässt sich unter anderem aus dem Anlagenregister der Bundesnetzagentur bestimmen. Und mittelfristig, was insbesondere für die Bewertung der noch in der Entwicklung befindlichen Projekte relevant ist und bei denen ggf. noch erhebliche Projektkosten anstehen: Welche möglichen zusätzlichen BImSchG-Potenziale sind zu erwarten. Dazu sind unter anderem detaillierte Potenzialflächenanalysen notwendig. Auf Basis dieser jeweiligen Potenzialdaten lässt sich dann eine Typisierung der Projekte mit repräsentativen Anlagentypen und Nabenhöhen aufbauen. Anhand typischer Wirtschaftlichkeitsabschätzungen berechnen wir daraus eine zu erwartende Gebotskurve.

So errechnet man also eine Merit-Order-Kurve der Gestehungskosten, wie wir sich seit Jahren aus der allgemeinen Energiewirtschaft kennen. Nur, dass jetzt nicht mehr Atom-, Kohle- und Gaskraftwerke abgebildet werden, sondern Windräder und ihre zu erwartenden Erzeugungskosten.

Genau. Und die Qualität dieser Kurve hängt davon ab, wie zutreffend Sie die Kostenparameter wählen. Darum schaut man sich bei dieser Konkurrenzanalyse nicht nur eine Kurve an, sondern variiert die Parameter und schafft so verschiedene Szenarien. Wir haben vor knapp zwei Jahren mit der Datenerhebung und Modellerstellung begonnen und führen nun solche Berechnungen und Studien durch und bieten den Modellzugang an.

Wie viel Raum bleibt für Marktkenntnis und Bauchgefühl?

Das Auktionsmodell liefert den Algorithmus, Potenzialdaten bilden die Datengrundlage. Die Kenntnisse über den Markt sind natürlich wesentlich für die Wahl der entsprechenden Kostenszenarien, das heißt erst in Kombination mit den Marktkenntnissen in Bezug auf Kosten und Renditeerwartungen ergeben sich realistische Ergebnisse über die möglichen Gebotspreise. Wenn ich also aufgrund langjähriger Marktkenntnis zu wissen glaube, wie meine Konkurrenten sich positionieren und was für Preise sie etwa bei den Anlagenherstellern erreichen können, dann schafft das die Grundlage, mein eigenes Projekt hinsichtlich der Wettbewerbsfähigkeit einschätzen zu können und idealerweise meinen Gebotspreis über dem Mindestpreis aus den internen Projektkosten wählen zu können. Und so die Rendite zu erhöhen.

Wir werden grundsätzlich ausreichend Angebote im Markt haben. Also auch einen intensiven Wettbewerb und damit eine preisdrückende Entwicklung

Welche Rolle spielt es, ob ein Planer einen Park selber betreibt oder den Windpark verkauft?

Wenn ein Unternehmen plant und betreibt, dann kann es sich darauf konzentrieren, seine Gewinne im Betrieb der Anlagen zu machen und kann sich Abstriche bei den Margen aus der Planungsleistung leisten. Das ist ein Geschäftsmodell, mit dem man zu günstigeren Gebotspreisen kommen kann, als wenn jeweils Planung und Betrieb ausreichende Margen abwerfen müssen. Es liegt auf der Hand: der Verzicht auf zusätzliche Projektentwicklungsmargen, die bislang im Vertrieb der Projekte erzielt werden konnten, reduziert die Gesamtkosten und bietet daher Potenzial für niedrigere Gebotspreise. Aber: Die Planer können es sich oft nicht leisten, so viel Kapital über 20 Jahre in einem Windpark zu binden. Sie müssen verkaufen, weil sie aus dem Verkaufserlös die neuen Planungen finanzieren. Darum werden sich nicht viele Planer ein Geschäftsmodell mit viel Eigenbetrieb erlauben können.

Wie werden sich die durchschnittlichen Preise in den Gebotsrunden in den kommenden Jahren entwickeln?

Wir werden grundsätzlich ausreichend Angebote im Markt haben. Also auch einen intensiven Wettbewerb und damit eine preisdrückende Entwicklung. Insofern erwarten wir im Laufe der kommenden Jahre fallende Gebotspreisentwicklungen. Dies bedeutet für auktionsreife Projekte, dass es sich nicht lohnt, mit einer Teilnahme an der Auktion zu warten. Vielmehr kann davon ausgegangen werden, dass aufgrund immer neuer genehmigter Projekte mit jeweils weiterentwickelten und damit effizienteren WEA-Typen, sich die Marktchance für jetzt auktionsreife Projekte eher verschlechtern wird. Diese strategischen Einschätzungen haben damit Einfluss auf die auktionsreifen Projekte bei anstehenden Auktionen – „Abwarten lohnt nicht“ – aber auch für die Bewertung der mittelfristigen Chancen bei den noch in der Entwicklung befindlichen Projekten.

Eine einfache Frage zum Schluss: Was für Preise erwarten Sie bei den Auktionen?

Auf jeden Fall deutlich unterhalb der 7 Cent Höchstpreisgrenze.

Genauer?

Im Moment kann man sich noch nicht genauer festlegen. Denn die Projektkosten werden stark von der Preispolitik der Hersteller abhängen, die den größten Teil der Investitionskosten ausmachen. Und deren Reaktion steht noch aus. Wir sehen an den Berechnungen mit unserem Auktionsmodell, bei dem wir auch die Investitionskosten variieren, dass wir einen engen und flachen Gebotspreiskorridor deutlich unterhalb der 7 Cent Marke erhalten dürften.

 

Interview: Marcus Franken, WID Redaktion