„Differenzverträge haben sich bewährt“

An diesem Freitag (26. Juni) diskutiert das Bundeswirtschaftsministerium mit der Windindustrie über die Frage, nach welchem Modell Offshore-Windparks künftig ausgeschrieben werden sollen. Während der Gesetzentwurf des Ministeriums die Zahlung einer Konzessionsabgabe nach niederländischem Vorbild vorsieht, fordert die Branche die Einführung von Differenzkontrakten. Dieses Modell, auch als Contracts for Difference (CfD) bekannt, kommt unter anderem im weltgrößten Offshore-Wind-Markt Großbritannien zum Einsatz. EnergieWinde hat mit Iván Pineda, Sprecher des Branchenverbands WindEurope, über die Vor- und Nachteile beider Modelle gesprochen.

Herr Pineda, was macht Differenzverträge aus Sicht der Windindustrie so attraktiv?
Iván Pineda: Differenzverträge haben sich als guter politischer Mechanismus bewährt: Die Teilnehmer geben Gebote ab, um den Preis eines Windparks festzulegen. Der Staat wählt den Betreiber auf Basis des besten Angebots und legt damit den Referenzpreis fest. Wenn der Strompreis über den Referenzpreis steigt, muss der Betreiber die Differenz an den Staat abführen. Fällt der Strompreis unter den Referenzpreis, erhält der Betreiber eine Kompensation vom Staat. Dieses Modell wird in Großbritannien nun schon eine ganze Weile eingesetzt und sorgt für langfristige Preisstabilität.

Wie das?
Pineda: Das Modell erleichtert Investments, weil es die Kapitalkosten senkt. Wer ein großes Infrastrukturprojekt finanzieren will, wendet sich zur Finanzierung an die Bank. Je größer das Risiko des zu finanzierenden Projekts ist, desto höher sind die Zinsen, die die Bank verlangt. In Offshore-Windparks, für die der Betreiber eine Konzessionsabgabe zahlen muss, erkennt die Bank ein über Jahre dauerndes Projekt ohne Preisbindung, sprich mit wenig Sicherheiten. Entsprechend verlangt sie sehr hohe Zinsen, um das Investitionsrisiko abzudecken. Die Zinsen auf solche Projekte – die Kapitalkosten – sind der größte Treiber der Bau- und Investitionskosten.

Differenzverträge senken hingegen die Kapitalkosten: Weil ein Referenzpreis festgelegt wurde, ist ein Mindestertrag garantiert. Die Bank sieht ein niedrigeres Investitionsrisiko und verlangt niedrigere Zinsen.

Gab es in Großbritannien vor der Einführung von Differenzverträgen eine ähnliche Auseinandersetzung wie jetzt in Deutschland?
Pineda: Nein, dort war die Situation eine andere. Tatsächlich war es die Regierung, die in einem Whitepaper die Industrie befragt hat, welche Maßnahmen die Beteiligung an großen Infrastrukturprojekten fördern würden.

Diese Offenheit sehen wir in Deutschland nicht. In Deutschland bieten die Betreiber einen Mindestpreis, zu dem sie bereit sind, einen Windpark zu bauen. Sie können dabei sogar null Cent pro Kilowattstunde gelieferter Energie bieten. Laut Gesetz muss die nächste Auktion dann aber beim Preis der vergangenen Auktion starten, in dem Fall also bei null Cent. Deshalb soll es ein zweites Kriterium beim Bieterprozess geben: die Gebühr, die Erzeuger zu zahlen bereit sind, damit ihnen der Staat den Zuschlag zum Projekt erteilt.

Der Staat gibt also einen Basispreis aus und bürdet den Betreibern dann auch noch auf, für das Recht zu Bauen zu zahlen – das ist ein sehr hässliches System.

Wie bringen der Differenzverträge die Interessen von Staat, Industrie und Verbrauchern zusammen?
Pineda: Es ist eine einfache Gleichung: Wenn man das Projekt zu niedrigen Kosten errichten und in hoher Kapazität Elektrizität erzeugen kann, sinken die Preise für den Verbraucher. Der Staat stellt sicher, dass das beste Gebot für die Verbraucher und die Öffentlichkeit gewinnt. Für die Stromerzeuger liegt der Anreiz darin, mit Sicherheit genügend Geld zu bekommen, um ein Projekt wirtschaftlich bauen zu können.

Aus staatlicher Sicht erscheint die Konzessionsabgabe verführerisch, weil Windparks damit ordentlich Geld einbringen. Warum hat man sich in Großbritannien dagegen entschieden?
Pineda: Einerseits gab es ja die Befragung der Industrie, aus der klar wurde, welchen Weg die Branche bevorzugt. Andererseits senkt das Modell die Stromerzeugungskosten. In jeder Auktionsrunde gibt der Staat einen Höchstpreis für die Gebote vor. Auf diese Weise kann er abschätzen, wie teuer die Auktion für ihn maximal sein wird. Die Betreiber bieten auf Grundlage dieses Höchstpreises für eine bestimmte Menge Stromerzeugungskapazität. Je niedriger ihre Baukosten sind, desto mehr Kapazität können sie zum selben Preis errichten.

Seit wann setzt Großbritannien Differenzverträge ein?
Pineda: Seit gut 20 Jahren. 2014 wurde das Modell erstmals auch bei der Auktion eines Offshore-Windparks eingesetzt.

Und wie hat sich der Preis für Strom aus Offshore-Windparks seitdem entwickelt?
Pineda: Es gab eine enorme Entwicklung! 2014 lag der garantierte Mindestpreis für den Offshore-Windpark Walney bei 180 Euro pro Megawattstunde. In der jüngsten Runde 2019 lag er bei 47 Euro pro Megawattstunde.

Das erklärt, warum das Modell auch in anderen Ländern Anklang findet.
Pineda: Ganz genau. Die Franzosen schauen es sich an, Polen implementiert das System gerade. Und in Dänemark wird es bereits eingesetzt. Die Dänen wollen die gleiche Kapazität ans Netz bringen wie sie Deutschland derzeit in der Pipeline hat. Deutschland war extrem gut darin, die Industrie aufzubauen und zu fördern. Die jetzige Situation ist unglücklich.

In Dänemark hat man verstanden, dass man anspruchsvolle Ausbauziele nur umsetzen kann, wenn man auch ein Modell wählt, das den Ausbau langfristig sichert. Die Industrie hat bewiesen, dass sie die Parks bauen und die Kosten langfristig reduzieren kann. Sie kann diese Investments schultern, solange sie langfristige Stabilität hat.

Die Fragen stellte Jasmin Lörchner.