Mehr Marktwirtschaft im Wind-Geschäft

Die Ankündigung gab es schon etwas länger, nun wird diese auch umgesetzt: Bundesregierung, Regulierungsbehörden, Küstenländer und Übertragungsnetzbetreiber haben sich Anfang Mai im Rahmen einer sogenannten „Offshore Vereinbarung“ dazu verpflichtet, bis 2030 den Ausbau von Windrädern in der Nord- und Ostsee auf eine Kapazität von bis zu 20 Gigawatt (GW) Leistung zu ermöglichen. Bislang waren 15 GW vorgesehen gewesen, doch hatte sich die Bundesregierung schon 2019 in seinem „Klimaschutzprogramm 2030“ das Ziel von 20 GW gesetzt.

Die Offshore-Windkraft soll also weiter kräftig wachsen. Nach Angaben des Bundesverbands Windenergie waren Ende 2019 hierzulande 1470 Windkraftanlagen im Meer mit einer installierten Leistung von 7,516 Gigawatt in Betrieb. Im kommenden Jahr findet die nächste Ausschreibungs-Runde für weitere Anlagen statt. Unklar ist bislang, wie die „Spielregeln“ für diese aussehen soll.

So läuft es bisher: Seit 2017 wird der Bau neuer Windräder auf See über ein Ausschreibungsverfahren vergeben. Den Zuschlag bekommt derjenige, der die geringsten Prämien auf den Strompreis für seine Rotoren aufruft. Mit diesem System wollte der Staat die Kosten für die Verbraucher begrenzen. Tatsächlich verzichteten in den Auktionen einige Projektentwickler komplett auf eine Marktprämie und boten mit. Ihr Kalkül: Sie wollen die milliardenteuren Offshore-Windparks allein über steigende Preise an der Strombörse refinanzieren. Ob diese Rechnung aufgeht, ist aber ungewiss. Stellt sich die Prognose als zu optimistisch heraus, besteht die Gefahr, dass Projekte nicht gebaut werden, obwohl sie den Zuschlag bekommen haben. Dann stünde es in Frage, ob die Ausbauziele auch erfüllt werden.

Deshalb haben die Offshore-Branche und Experten nun ein anderes Vergütungsmodell in die Diskussion gebracht. Ein Modell, das in mehreren Ländern (unter anderem Großbritannien, Frankreich) bereits erprobt wird: sogenannte Contracts for Difference (CfD). Befürworter sehen darin ein ideales Instrument um sicherzustellen, dass Anlagenbetreiber in Zeiten niedriger Preise über die Runden kommen, gleichzeitig aber in Zeiten hoher Strompreise nicht über Gebühr von Überrenditen profitieren.

Und so funktionieren CfDs: Im Kern wird eine Mindestvergütung pro Megawattstunde Strom definiert. Deren Höhe für die nächsten 20 Jahre legt ein wettbewerbliches Ausschreibungsverfahren fest. Wer sich mit dem niedrigsten Satz zufrieden gibt, erhält den Zuschlag. Der Betreiber des Windparks speist seinen dank der starken Böen über Nord- und Ostsee gewonnenen Strom ein. Liegt der Preis, den er damit an der Börse erzielt, unter dem Betrag, der in der Ausschreibung festgehalten wurde, so bekommt er die Differenz zur Mindestvergütung zugezahlt. Doch CfDs sind ein symmetrisches Marktprämienmodell, sie besitzen noch eine zweite Seite:  Liegt der Preis oberhalb des Zuschlagspreises, so kann der Betreiber sich die On-Top-Erlöse nicht einfach in die Tasche stecken, sondern er muss die Differenz zurückzahlen. Und: Es kommen nicht die Bieter mit der Erwartung der höchsten langfristigen Strompreise zum Zuge, sondern vielmehr die Bieter mit den geringsten Stromgestehungskosten.

All das ist sicherlich ein Grund, warum sich nach dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) auch der Bundesverband der Windparkbetreiber Offshore (BWO) für Contracts for Difference ausgesprochen hat. Für beide und viele Experten ist klar: Mit CfDs werden nicht nur die Finanzierungskosten gesenkt, der Ausbau der Erneuerbaren Energien somit kostengünstiger als im bisherigen System. Zudem können die geplanten Ausbauziele sicher und planbar erreicht werden. Der im Wettbewerb ermittelte Mindestpreis bietet Planungssicherheit für alle Beteiligten – vom Betreiber der Anlage über die finanzierenden Banken bis hin zum Staat. Und: Der Investitionsstandort Deutschland bleibt im wettbewerbsfähig. CfDs bieten Rahmenbedingungen, die auch im internationalen Vergleich attraktiv sind und Deutschland somit im Wettbewerb um grüne Investitionen weiter stärken.