Staatliche und Entwicklerinteressen bei Offshore-Wind Ausschreibungen besser in Einklang bringen Interview mit Lara Schech zur Studie von EnBW und Frontier Economics über Änderungsvorschläge des Auktionsdesigns

EEHH: Sie haben mit Frontier Economics eine Studie veröffentlicht, die darlegt, wie zukünftig das Offshore Fördersystem weiterentwickelt werden müsste, um die Ausbauziele zu erreichen. Können Sie die wesentlichen Erkenntnisse der Studie kurz erläutern?

Lara Schech: Die Studie kommt zu dem Schluss, dass wir für den weiteren Offshore-Wind-Ausbau einen Förderrahmen brauchen, der Risiken besser verteilt, Investitionen verlässlich ermöglicht und gleichzeitig marktnah bleibt. Vor dem Hintergrund der anstehenden Reform des Windenergie-auf-See-Gesetzes zeigt Frontier Economics, wie staatliche und Entwicklerinteressen besser in Einklang gebracht werden können, um die Realisierungswahrscheinlichkeit von Projekten zu erhöhen.

Grundlage der Studie ist die erwartete Einführung von zweiseitigen Differenzverträgen, sogenannten Contracts for Difference, kurz CfDs. Dabei wird in einer Auktion ein Referenzpreis festgelegt, der während der Betriebsphase mit dem Marktstrompreis abgeglichen wird. Liegt der Marktpreis unter dem Referenzpreis, bekommt der Betreiber die Differenz vom Staat erstattet. Liegt der Marktwert darüber, zahlt der Betreiber diese Differenz wiederum an den Staat zurück.

Frontier Economics hat verschiedene Ausgestaltungsmodelle verglichen, insbesondere produktionsabhängige CfDs, die sich am tatsächlichen Stromertrag des Windparks bemessen, und produktionsunabhängige CfDs, die an einem Referenz-Windpark bemessen werden. Ist letzterer geeignet kalibriert, unterscheidet sich das Renditeprofil zwischen den Modellen nur geringfügig. Die Studie empfiehlt dennoch produktionsabhängige CfDs als Modell der Wahl. Sie sind international erprobt und verhältnismäßig einfach umzusetzen. Produktionsunabhängige Modelle sind deutlich komplexer und dadurch fehleranfälliger im Design. Gerade angesichts knapper Zeitpläne und den bereits bestehenden Umsetzungsrisiken ist das entscheidend. Einen erneuten Offshore-Fadenriss können wir uns nicht leisten.

Ein weiterer wichtiger Baustein ist die Indexierung des Referenzpreises. In der Studie wird eine konkrete Lösung entwickelt, bei der besonders kostenintensive und volatile Komponenten, etwa Windenergieanlagen oder Stahl, über spezifische Indizes berücksichtigt werden. Andere Kosten werden entlang der allgemeinen Inflationsrate angepasst. Das erhöht die Realisierungswahrscheinlichkeit, ohne Risiken vollständig auf den Staat zu verlagern.

Ohne eine entsprechende Anpassung der regulatorischen Rahmenbedingungen birgt der flächendeckende Einsatz von CfDs das Risiko, den PPA-Markt zu verdrängen. Um beides zu erhalten und kompatibel zu gestalten, schlägt die Studie ein zweistufiges Vergabesystem vor: Entwickler können nach Zuschlag, bis spätestens zur finalen Investitionsentscheidung, freiwillig Teile oder sogar die gesamte Kapazität aus dem CfD-Regime herauslösen und über langfristige Stromabnahmeverträge vermarkten. Um „Cherry Picking“ zu vermeiden, ist eine Rückkehr in den CfD dann nicht mehr möglich. Dennoch bleibt der Weg zur Marktintegration von Offshore-Wind damit offen.

 

EEHH: Wie unterscheidet sich das von Ihnen vorgeschlagene produktionsbasierte CfD konkret vom derzeitigen deutschen Offshore-Fördersystem hinsichtlich (a) Preismechanismus, (b) Risikoverteilung und c) Flexibilität für Investoren?

Lara Schech: In der Vergangenheit wurden Projekte in Deutschland über eine gleitende Marktprämie gefördert. Nachdem es ab 2017 zu Auktionen mit Nullgeboten kam, mit denen Entwickler auf eine Förderung verzichteten, wurde das Auktionssystem umgestellt und setzte vorrangig auf marktgetriebene Erlöse. Die Projekte, die in den letzten Jahren bezuschlagt wurden, sind damit von zukünftigen Strompreisen oder dem Abschluss von PPAs abhängig. Beim zweiseitigen CfD wird das Strompreisrisiko zwischen Staat und Entwickler hingegen geteilt. Das Downside-Risiko wird vom Staat übernommen, dafür partizipiert er auch an hohen Marktpreisen.

Durch die von Frontier Economics vorgeschlagene Indexierung werden zusätzlich Kosten- und Finanzierungsrisiken geteilt. Diese haben erhebliche Auswirkungen auf die Wirtschaftlichkeit und Realisierbarkeit von Projekten. Gleichzeitig hat der Staat ein hohes Interesse an der Erreichung seiner Energie- und Klimaziele. Da die Flächenvergaben in Deutschland bis zu sieben Jahre vor der Inbetriebnahme eines Offshore-Windparks liegen, ist die Indexierung besonders wichtig, weil sich in dieser langen Periode erhebliche Projektrisiken materialisieren können. Die Indexierung soll aber keine „Vollkaskoversicherung“ für den Entwickler darstellen, sondern lediglich unproduktive Risiken abfedern. Optimierungsanreize bleiben durch einen vorab festgelegten nicht-indexierten Anteil bestehen.

Mehr Flexibilität für Investoren bietet die empfohlene PPA-Ausstiegsoption. Mit diesem Carve-out Modell können Entwickler ihre Vermarktungsstrategie an sich ändernde Marktbedingungen anpassen und tragen dazu bei, den PPA-Markt trotz CfD-Förderung aufrechtzuhalten.

 

EEHH: Können Sie die zu erwartende Kostenstruktur des neuen produktionsbasierten CfD‑Modells kurz darstellen? Insbesondere das Verhältnis staatlicher vs. marktseitiger Kosten?

Lara Schech: Beim produktionsbasierten CfD fallen staatliche Zahlungen nicht per se dauerhaft an, wie bei einer festen Einspeisevergütung, sondern abhängig von der Marktpreisentwicklung. Staatliche Kosten entstehen dann, wenn der Marktpreis unter dem vereinbaren Referenzpreis liegt. Liegt der Marktpreis darüber, kommt es zu Rückzahlungen vom Betreiber an den Staat. Über die Laufzeit können sich diese Zahlungen theoretisch ausgleichen, die schlussendliche Balance hängt aber von der Marktpreisentwicklung ab.

Der Staat soll eher eine absichernde Rolle in Grenzfällen einnehmen. Das vorgeschlagene CfD-Modell sieht zudem einen freiwilligen Wechsel in den PPA-Markt vor, der entschieden werden muss, bevor überhaupt Zahlungen zwischen Staat und Erzeugern geflossen sind. Wird diese Option gezogen, fallen dadurch auch weniger Zahlungen durch den Staat an.