Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 aus Sicht eines ... · • Fortführung des EEG über 2017 hinaus...
Transcript of Auswirkungen der EEG-Novelle 2014 aus Sicht eines ... · • Fortführung des EEG über 2017 hinaus...
Dipl.-Ing. Klaus-Peter LehmannLeiter Projektentwicklung
Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KGHamburg, 18. Juni 2014
Auswirkungen der EEG -Novelle 2014aus Sicht eines Projektentwicklers
(am Beispiel der Onshore Windenergie)
Überblick
1. Thüga Netzwerk
2. Thüga Erneuerbare Energien (THEE)
3. THEE Gesellschafter
4. Fristen: Bestand & Schutz
5. Repowering: Bonus & Malus
6. Deckel: Atmung & Degression
7. EEG: Wegfall & Ausfall
8. Vergütung: Höhe & Dauer
9. Zukunft: Aus & Schreibung
X. Quo Vadis EEG?
Einblick
Tiefblick
Ausblick
Mit rund 100 Stadtwerken ist die Thüga-Gruppe das größte Netzwerk kommunaler Energie- und Wasserdienstleister in Deutschland.Grundsätzlich halten Städte und Gemeinden die Mehrheit an den Unternehmen.
Thüga Netzwerk
GESELLSCHAFTERGESELLSCHAFTER
NETZWERKNETZWERK
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Thüga Erneuerbare Energien (THEE)
SW 1 SW 2 SW 3 SW 4 SW 5 SW 6 SW...
Projekt 1 Projekt 2 Projekt 3 Projekt 4
Thüga Erneuerbare Energien GmbH & Co. KG
ErläuterungenErläuterungenThüga-Beteiligungen
� Ende 2010 wurde die THEE als Investitionsplattform der Thüga-Gruppe für EE-Projekte gegründet
� Bislang sind 46 Thüga-Partner als Gesellschafter beigetreten
� Der Investitions-Fokus liegt auf Onshore-Windparks in Deutschland
� Das Windpark-Portfolio der THEE umfasst mehr als 100 WEA mit einer Gesamtleistung über 200 MW
� EE-Portfolio mit einem Gesamtwert über 1 Mrd. EUR bis 2020 geplant
� Ende 2010 wurde die THEE als Investitionsplattform der Thüga-Gruppe für EE-Projekte gegründet
� Bislang sind 46 Thüga-Partner als Gesellschafter beigetreten
� Der Investitions-Fokus liegt auf Onshore-Windparks in Deutschland
� Das Windpark-Portfolio der THEE umfasst mehr als 100 WEA mit einer Gesamtleistung über 200 MW
� EE-Portfolio mit einem Gesamtwert über 1 Mrd. EUR bis 2020 geplant
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Fristen: Bestand & Schutz44
• FAKTENCHECK:
o EEG 2014 tritt plangemäß am 01.08.2014 in Kraft
o „Bestandsschutz“ greift bei Genehmigung vor 23.01.2014 ,dann gilt das EEG 2012 bei Inbetriebnahme bis 31.12.2014
• FRAGESTELLUNGEN:
o Wird diese kurze Frist den Vorlaufzeiten der Projektentwicklung im Windenergiesektorsowie den Lieferzeiten für WEA oder Umspannwerke gerecht?
o Bestandschutz auch bei Änderungen der Genehmigung nach dem 22.01.2014?Beispiele:- Verschiebung von Standorten- Änderungen des WEA-Typs auf gleichen Koordinaten- Anpassungen bei den Ausgleichs- oder Ersatzmaßnahmen- Aktualisierung von Betriebsauflagen (z.B. nach Dreifachvermessung der Schallpegel)
Repowering: Bonus & Malus55
• FAKTENCHECK:
o EEG 2014 tritt plangemäß am 01.08.2014 in Kraft
o Damit entfällt der Anspruch auf Repowering-Bonus vollständig
• FRAGESTELLUNGEN:
o Wird diese kurze Übergangsfrist dem jungen Repowering-Markt , der Dauer von Repowering-Maßnahmen, sowie den langfristigen Vereinbarungen zwischen Alt- und Neuanlagenbetreibern gerecht?
o Wodurch kann insbesondere bei ertragsschwachen Projekten der Wegfall des Repowering-Bonus in Höhe von 0,49 Ct/kWh (2014) kompensiert werden?Anders gefragt: wird der Bonus zum Malus?
o Führt die Streichung des Repowering-Bonus damit zum eigentlich nicht gewolltenWeiterbetrieb alter Einzelanlagen?
Deckel: Atmung & Degression66
• FAKTENCHECK:
o Die angestrebte Zubaurate beträgt 2,5 GW (netto) pro Jahr
o Die Degression beträgt dann 0,4% pro Quartal (effektiv 1,59% p.a.)
o Der „atmende Deckel “ greift ober- bzw. unterhalb der Grenze von 2,6 bzw. 2,4 GW, die Degression wird entsprechend quartalsweise angepasst (0% bei < 1,8 GW)
• FRAGESTELLUNGEN:
o Welcher Bezugszeitraum / Starttermin der Degression wird angesetzt?EEG-Novelle: Bezugszeitraum 01.08.2014 bis 30.07.2015 / Degression ab 01.01.2016BWE-Vorschlag: Bezugszeitraum 01.01.2015 bis 31.12.2015 / Degression ab 01.01.2017
o Wie kann den Tarifunsicherheiten aufgrund der langen Planungs- und Bauzeiten sowie der quartalsweisen Anpassung wirkungsvoll begegnet werden?
o Wird ein „Mixtarif “ aufgrund quartalsübergreifend errichteter Windparks zum Standard?
EEG: Wegfall & Ausfall77
• FAKTENCHECK:
o Kompensationsregelungen bei Netzabschaltung im EEG 2014 nicht mehr enthalten
o Kompensationsverpflichtung soll im EnWG geregelt werden, aber nur bis 95%
o Bei Ausfall des Direktvermarkters werden nur 80% angesetzt („Ausfallvergütung “)
• FRAGESTELLUNGEN:
o Bei kritischen Netzverknüpfungspunkten bedeutet dies faktisch eine weitere Ertragsminderung um 5% - wird dies zudem den Netzausbau weiter verzögern?
o Werden Investoren & Banken generell 5% für nichtkompensierte Netzabschaltungen bei ihren Berechnungen in Abzug bringen?
o Werden Investoren & Banken überdies weitere Abzüge aufgrund des „Ausfallrisikos “des Direktvermarkters vornehmen?
Zukunft: Aus & Schreibung99
• FAKTENCHECK:
o Ab 2017 soll die Vergütungshöhe durch Ausschreibungen ermittelt werden
• FRAGESTELLUNGEN:
o Sind PV-Freiflächenprojekte überhaupt als „Blaupause “ für Windparks geeignet?
o Wer schreibt aus, wie und was wird eigentlich ausgeschrieben? Wann finden die Ausschreibungen statt? Kann es bei Verzögerungen zu einer „Förderlücke “ kommen?
o Werden alle Windparks ausgeschrieben, oder nur einzelne Windparks zur Findung des Vergütungsniveaus „verprobt“, gilt ansonsten das EEG weiter?
o Wird national oder regional (Bundesland, Regionalplangebiet o.ä.) ausgeschrieben?
o Führen Ausschreibungen eigentlich zu niedrigeren oder höheren Vergütungen?
o Sind Ausschreibungen überhaupt erforderlich, wenn das Vergütungsniveau des EEG 2014 den gewollten Ausbau von etwa 2,5 GW im Jahr 2016 ermöglicht?
Quo Vadis EEG?XX
GAU – Größter Anzunehmender Unfall:
Anfangsvergütung von 8,9 Ct/kWh für nur wenige Jahre und …
• kein Repowering-Bonus
• minus Degression
• minus 0,4 Ct/kWh Vermarktungsaufwand
• minus 5% Netzabschaltung
• minus 20% Ausfallvergütung
• minus steigende Planungskosten (Gutachten, BImSchG-Gebühren etc.)
• minus steigende Pachten und Rückbaubürgschaften
• minus erhöhte Eigenkapitalquoten und FK-Zinsen
• minus erhöhte Renditeanforderungen der Investoren
Quo Vadis EEG?XX
KAU – Kleinster Antizipierbarer Unterschied:
• Nachbesserungen bei der EEG-Novelle (vgl. BWE-Stellungnahme 26.05.2014)
• Durchdachtes Gesamtkonzept zur Ausschreibung oder noch besser
• Fortführung des EEG über 2017 hinaus und - Reduzierung der Befreiungstatbestände von der EEG-Umlage- Anhebung Börsenpreis für Graustrom
z.B. durch schadensgerechte CO2-Abgabe, „Atommüllgebühr“mit der Perspektive marktgängiger Gestehungskosten für Onshore-Wind
Der KAU unterstellt hierbei die folgende energiepolitische Erkenntnis:
„Nicht das EEG ist der Kern des Problems, sondern dieunter Marktniveau gefallenen Börsenstrompreise “