Standpunkt Erneuerbaren-Markt ohne Subventionen bringt neue Risiken

Wind- und Solaranlagen kommen auch in Deutschland in einigen Jahren womöglich ohne staatliche Unterstützung aus. Sie sind dann allerdings erheblichen Marktrisiken ausgesetzt. In seinem Standpunkt analysiert Manuel Köhler vom Analysehaus Aurora Energy Research, was die Preise drückt und wie Risiken korrelieren. Ein besseres Verständnis hilft Investoren – und der Politik, die die Entwicklung unterstützen kann.

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Es klingt nach dem lang ersehnten Durchbruch bei den erneuerbaren Energien: Projekte für Windanlagen auf See boten im Frühjahr letzten Jahres zu Null Euro in den ersten deutschen Offshore-Ausschreibungen; Gebote für Windanlagen an Land und Solar sind seit der Einführung von Auktionen rapide gefallen. Nach Jahrzehnten der Subventionen, Abnahmegarantien und steigenden EEG-Umlagen scheint nun endlich ein marktgetriebener Ausbau von Erneuerbaren in Reichweite.


Dass der Trend Richtung subventionsfreiem Ausbau mit Vorsicht einzuordnen ist, wird allerdings deutlich, wenn man die Finanzierungsseite näher betrachtet: Während Investoren bisher durch Subventionen von jedem Marktpreisrisiko abgeschirmt wurden, können sie in Zukunft nicht mehr mit nach unten abgesicherten Erträgen rechnen. Das erhöht das Risiko und damit die Finanzierungskosten von Erneuerbaren Anlagen. Analysen von Aurora Energy Research zeigen, dass steigende Kapitalkosten eine ernste Herausforderung für die Energiewende darstellen: sie könnten den subventionsfreien Ausbau um bis zu acht Jahre verzögern.


Im Folgenden soll gezeigt werden, dass die Quantifizierung einer Untergrenze für Strompreise eine Risikoabsicherung für Finanzierer schaffen und somit Ausbaukosten im Rahmen halten kann. Auch die Regierung kann ihren Teil zu einem reibungslosen Übergang in eine subventionsfreie Zukunft beitragen: Verlässliche CO2-Preise oder Infrastruktur-Finanzgarantien können einen Teil des in Zukunft zu erwartenden Marktrisikos bei Investitionen in Erneuerbare abfangen. In einer Welt ohne Subventionen sind EE-Anlagen dem vollen Preis- und Volumenrisiko des Marktes ausgesetzt – je unsicherer die Rendite, desto höher die Kapitalkosten. Das wiederum erhöht die Gestehungskosten und damit Wettbewerbsfähigkeit von Ökostrom.


Kosten können durch Unsicherheit um 28 Prozent steigen


Für einen beispielhaften Windpark an Land, gebaut Anfang der 2020er mit einem durchschnittlichem Kapitalkostensatz (WACC) von fünf Prozent und Gestehungskosten von rund 47 Euro pro Megawattstunde (MWh), würden sich durch einen höheren WACC von neun Prozent die Gestehungskosten um rund 28 Prozent auf 60 Euro pro MWh erhöhen – dieser wäre damit selbst mit in Zukunft steigenden Strompreisen nicht mehr wettbewerbsfähig.


Nach gut zehn Jahren fallender Strompreise ist der Aufbau von Vertrauen in eine robuste Preisuntergrenze schwierig. Gleichzeitig ist eine solche Preisuntergrenze aber genau die Absicherung, die Finanzierern helfen würde, ihr Risiko bei subventionsfreien EE-Projekten besser zu verstehen und damit Kapitalkosten im Rahmen zu halten. Betrachtet man, wie stark der Strompreis auf unterschiedliche Faktoren reagiert, ergeben sich klare Haupttreiber für niedrige Preise in der Zukunft: niedrige Gas-, Kohle- und CO2-Preise, rapide fallende Technologiekosten für Erneuerbare Energien und starker subventionierter Ausbau hätten den größten negativen Einfluss auf Großhandelspreise.


Insbesondere der letzte Punkt ist ironisch: gerade ein zukünftiger Kostenverfall von Erneuerbaren ist ein Risiko für heutige EE-Investoren. Höhere Kapazitäten drücken den Marktpreis und damit auch auf die erzielbaren Marktpreise installierter oder geplanter EE-Anlagen. Unsere Modellierung zeigt, dass einzeln betrachtet keiner der genannten Faktoren zu Strompreisen unter durchschnittlich 55 Euro pro MWh zwischen 2030 und 2040 führt. Was aber passiert, wenn einige oder alle Risikofaktoren gleichzeitig eintreten?


Dabei ist zu beachten, dass nicht jede Kombination von Risiken wahrscheinlich oder überhaupt möglich ist, und sich die Auswirkungen auf den Strompreis zudem nicht ein zu eins addieren. Eine Kombination aus hohen Subventionen für den EE-Ausbau und niedrigen Brennstoffpreisen ist beispielsweise unwahrscheinlich. Sie würde zu untragbar hohen Kosten führen, während die damit erreichten zusätzlichen Emissionseinsparungen gering wären.


CO2-Mindestpreis würde Risiken für Investoren senken


Das größte Preisrisiko ist daher durch niedrige Rohstoff- und CO2 Preise oder einen schnellen EE-Ausbau gegeben, nicht aber durch eine Kombination der beiden Risikofaktoren. Auch eine Kombination aus niedrigen Technologiekosten und hohem subventioniertem Ausbau führt zu keiner Verstärkung der Einzeleffekte: Der EE-Ausbau über bestehende Ziele hinaus würden nicht stattfinden, da das Preisniveau durch den Merit-Order-Effekt der subventionierten EE-Erzeugung bereits zu niedrig wäre.


Analysen aller wahrscheinlichen, kombinierbaren Risikoszenarien – niedrige Rohstoff- und CO2-Preise, schnell fallende Technologiekosten und hohe subventionierte Ausbauziele – ergeben eine untere Strompreisgrenze von durchschnittlich 40 Euro pro Megawattstunde zwischen 2030 und 2040. Die Marktwerte des Stroms von EE-Anlagen unterschreiten selbst in diesem Extremszenario eine Grenze von 30 Euro pro MWh nicht.


Auch wenn dieses Preisniveau keine Traumrenditen ermöglicht, wird mit einer solchen belastbaren Untergrenze die Fremdkapitalbeschaffung erleichtert. Unter moderaten Annahmen kann damit die Eigenkapitalquote von EE-Projekten auf 70 Prozent reduziert und unter einer normalen Marktentwicklung eine Eigenkapitalrendite von über zehn Prozent erzielt werden. Der subventionsfreie Ausbau von EE-Anlagen wäre durch die niedrigeren Finanzierungskosten damit ab Mitte der 2020er Jahre realisierbar.


Unsere Analyse macht deutlich, dass Projektierer mit ihren finanzierenden Banken bereits in naher Zukunft neue Ansätze und Finanzierungsmodelle entwickeln müssen, die mit Marktrisiken umgehen können. Auch aus Sicht der Bundesregierung, die ihre Energiewendeziele zu möglichst geringen gesellschaftlichen Kosten erreichen will, kann ein Umdenken helfen.


Es böten sich mehrere Instrumente zur Reduzierung der Finanzierungskosten für subventionslose Erneuerbare an. Ein CO2-Mindestpreis zum Beispiel würde die Preisuntergrenze sowohl anheben, als auch stabilisieren und das Investitionsrisiko damit weiter verringern. Differenzkontrakte oder eine Preisuntergrenze für am Markt erzielbare EE-Preise kämen einer weiteren teilweisen Subventionierung gleich und könnten einen Teil des Preisrisikos abfedern. Auch Infrastruktur-Finanzgarantien von Entwicklungsbanken wie der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) oder der Europäischen Investitionsbank (EIB) könnten zur Kofinanzierung bereitgestellt werden.


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