Modul 6: EEG-Ausschreibung und Stromvermarktung
In dieser Phase geht es darum, die wirtschaftliche Basis für den künftigen Betrieb des Windparks zu sichern. In der Projektentwicklungsphase haben die Windmessungen den künftig möglichen Stromertrag durch den geplanten Windpark ermittelt. Nun gilt es, den Stromertrag wirtschaftlich für die nächsten 20 bis 25 Jahre ab Inbetriebnahme des Windparks zu kommerzialisieren.
Die Teilnahme am EEG-Ausschreibungsverfahren der Bundesnetzagentur oder ggf. der Abschluss von Stromlieferverträgen (PPA) ist Sache des Projektentwicklers. Die Kommune kann und sollte diese Schritte zwar kontrollieren, aufgrund der hohen Komplexität ist dies jedoch Aufgabe von Expertinnen und Experten.
Aus erneuerbaren Energien erzeugter Strom kann grundsätzlich über zwei verschiedene Marktmechanismen kommerzialisiert werden:
1. Die EEG-Vergütung
Bei diesem Vergütungsmodell handelt es sich um einen im Erneuerbaren-Energien-Gesetz festgeschriebenen Vergütungsansatz des erneuerbar erzeugten Stroms. Hierbei schreibt die Bundesnetzagentur (für Windenergie) vier Mal jährlich bestimmte Leistungsmengen für genehmigte Windparks aus. Beispielsweise wurden im Jahr 2022 vier Mal 700 MW Windenergieleistung ausgeschrieben. Projektentwickler mit einer erteilten immissionsschutzrechtlichen Genehmigung können sich nun mit der geplanten Windparkleistung ihres Windparks (z. B. fünf Windenergieanlagen à 6 MW = 30 MW) auf diese 700 MW bewerben. Sie müssen hierzu allerdings einen Preis bieten, zu dem sie die von ihrem Windpark erzeugte Kilowattstunde Strom gerne vergütet haben möchten. Der Projektentwickler kann hier keinen Wunschwert bieten, sondern muss sich an die Regeln der Bundesnetzagentur halten. Dieser Vergütungssatz wird nach oben hin begrenzt (2022 lag er bei max. 5,88 Cent/kWh). Dazu kommt: Werden mehr als die o. g. 700 MW an ausgeschriebener Leistung durch Projektentwickler angeboten, sinkt der maximale Zuschlagswert (Preis) automatisch, weil mit dieser Ausschreibung ein wettbewerblicher Markt geschaffen werden soll. Liegt der Maximalwert bei dieser Ausschreibungsrunde aufgrund der Anzahl abgegebener Angebote bei 5,8 Cent/kWh, werden alle Angebote mit einem höheren Gebot als 5,8 Cent/kWh ausgeschlossen und müssen sich in der nächsten Runde nochmals bewerben, damit die ausgeschriebene Leistungsmenge in dieser Runde von 700 MW nicht überzeichnet wird.
Der erteilte Zuschlagswert wird dann zusätzlich mit einem sog. Korrekturfaktor versehen. Je windschwächer oder windstärker der Standort ist, umso höher oder niedriger ist dieser Korrekturfaktor. Der Korrekturfaktor rangiert in einem Wertebereich von 0,79 bis 1,55 (neues EEG 2023) und orientiert sich an einem fiktiven 100 % Referenzstandort. Insbesondere Standorte im Süden Deutschlands (Bayern, Baden-Württemberg), die per se nicht besonders windhöffig sind, sollen mit diesem Korrekturfaktor bevorteilt werden, da es politisches Ziel ist, die Windenergie gerade im Süden Deutschlands auszubauen. Das bedeutet: Hat der o. g. Projektentwickler mit seinem 30 MW-Windpark in Bayern einen Zuschlag von 5,8 Cent/kWh erhalten, der Standort ist in Relation zum Norden/ der Küste nicht sehr windhöffig, erhält er z. B. einen Korrekturfaktor von 1,5 auf den erteilten Zuschlagswert, d. h. der später ab Inbetriebnahme tatsächlich ausgezahlte Preis pro kWh beträgt dann 5,8 Cent/kWh x 1,5 = 8,7 Cent/kWh. Diese Vergütung – und dies ist besonders für die anschließende Finanzierungsphase relevant – wird dem späteren Betreiber des Windparks für insgesamt 20 Jahre gesetzlich zugesichert.
2. Die Direktvermarktung
Das EEG lässt aber auch eine alternative Vergütungsmethode zu, die sog. Direktvermarktung. Hierbei kann der Betreiber des Windparks seinen Strom an einen Kunden, z. B. ein Industrieunternehmen, ein Stadtwerk, einen Energieversorger usw. direkt verkaufen. Dafür muss er mit diesem ein sog. „Power-Purchase-Agreement“ (PPA) abschließen, einen Stromliefervertrag mit bestimmten Konditionen. Der große Vorteil solcher PPAs: Die Preise können, insbesondere bei Stromknappheit (wie im Jahr 2022), enorm steigen, denn diese durch PPAs generierten Preise unterliegen den üblichen Marktmechanismen von Angebot und Nachfrage. Hat ein Betreiber eines Windparks z. B. einen Käufer seines Stroms gefunden, der ihm mehr bietet als der ausgezahlte Wert aus der EEG-Ausschreibung, dann wechselt dieser Betreiber seinen Vermarktungspfad und verkauft diesen Strom anschließend über einen PPA zu einem höheren Preis als die EEG-Vergütung. Diese PPAs sind aber meist kurzlaufende Verträge, d. h. sie haben selten längere Laufzeiten als 2-3 Jahre. Das hat vor allem den Grund, dass Stromeinkäufer sich nicht zu lange an bestimmte Lieferkonditionen binden, da niemand genau weiß, wie sich die Strompreise in den kommenden Jahren tatsächlich entwickeln werden.
Wichtig zu wissen ist, dass der Betreiber eines Windparks die Möglichkeit hat, monatlich zwischen EEG-Vergütung oder Direktvermarktung zu wechseln.