Windland
Energieerzeugungs GmbH Telefon:
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BMU
Hr. Dr. Dürrschmidt
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Ihre Nachricht vom /Bearb.: Bearbeiter: Durchwahl: e-Brief: Datum:
Z III 1 -41010/25.2 Herr Falkenhagen 030/ 65 01 77 01 jf@meerwind.de 21.11.2003
Beteiligung von Verbänden und Fachkreisen
Sehr
geehrter Herr Dr. Dürrschmidt,
wir
nehmen Bezug auf den Entwurf des EEG vom mit Stand 18.11.2003, von dem wir als
Projektentwickler eines Offshore-Windparks besonders betroffen sind.
Der
Gesetzentwurf des EEG in der Fassung von Nov. 2003 enthält drei wesentliche
Mängel:
1.
Die Regelungen in §10 Abs. 4 und 7 verhindern
(unbeabsichtigt) Offshore-Windparks (auch außerhalb von Schutzgebieten):
-
Gutachten gemäß §10 Abs. 4 können derzeit für offshore-Standorte nicht
erstellt werden. Sie sind auch fachlich völlig unnötig, um die 65%-Regelung
zu gewährleisten. Für Gebiete, in denen offensichtlich die 65 %-Grenze
überschritten wird, sollte eine allgemeine Freistellung von der
Begutachtungsflicht erfolgen.
-
Die Regelung des Abs. 7 könnte so interpretiert werden, dass die
Vergütungsansprüche auch verloren gehen, wenn dort Schutzgebiete erst Jahre
nach Errichtung der Windparks ausgewiesen werden. Eine Klarstellung ist
erforderlich.
2.
Weiterhin fehlen Anreize zum
frühzeitigen Bau von Offshore-Windparks vor 2007.
3.
Die 20-Jahres-Regelung des §12 bedeutet
das Ende der kleinen Wasserkraft und der Windenergie im Binnenland, wo die
Anlagen einerseits weniger beansprucht werden, andererseits aber die längere
Lebensdauer für angemessene Ertragsaussichten benötigen.
Die Monopolstellung der EVU bzw. Netzbetreiber und der eingeschränkte
Marktzugang für Besitzer von Kleinanlagen machen unverändert eine Dauerregelung
erforderlich.
Im
einzelnen werden folgende Vorschläge gemacht:
Die
bereits zum Referentenentwurf vorgebrachten Stellungnahmen sind durch eine abweichende
Schriftart gekennzeichnet.
Genereller Aufbau:
1.
Das Gesetz zeichnet sich durch eine zunehmende Fragmentierung der Preisregelungen aus. Dies führt zu den
unterschiedlichsten Preisen und macht die Abrechnung für die Netzbetreiber von
Jahr zu Jahr unübersichtlicher.
Die
gesetzgeberisch gewünschte Differenzierung zwischen verschiedenartigen Anlagen
sollte besser dadurch erreicht werden, dass
-
generell unterschiedliche Preise für eine Anfangsperiode und auf Dauer bzw. für
Folgeperioden gezahlt werden, dabei aber (für alle Energiegewinnungsarten
zusammengenommen) nicht mehr als zwei oder drei verschiedene Preise für die
Anfangsperioden und ein oder zwei verschiedene Preise für die Folgezeit gelten
und
-
die Differenzierung zwischen Energiearten und die Degression vorrangig dadurch
zustande kommen, dass die Dauer des (höheren) Preises für die Anfangsperiode
unterschiedlich lange gestaltet wird.
Die
Preise könnten für jedes Betriebsjahr degressiv sein, sie sollten sich aber
nicht nach Inbetriebnahmejahr unterschieden.
Eine
mögliche Zwischenlösung wären je nach Jahrgang der Inbetriebnahme
unterschiedliche (degressive) Preise für die Anfangsförderung, aber dann
einheitliche Preise für die Folgevergütung.
In
beiden Fällen können die Preise und Terminregelungen so gestaltet werde, dass
sich wirtschaftlich (nach Abzinsung) für den Betreiber dasselbe Ergebnis
ergibt, wie mit dem Gesetzentwurf beabsichtigt. Besonders bei der lange in die
Zukunft wirkenden Folgeregelung ist die Preisfragmentierung eine Belastung und
führt zu unnötigem Abrechnungsaufwand
z.B. bei gemischten Anlagen.
2.
Bei verschiedenen Leistungsstufen erfolgt jeweils ein abrupter Rückgang
des Preises. Dadurch gibt es (bei gleicher Betriebsdauer)beispielsweise für
Geothermieanlagen mit 20,01 MW (7,16 Cent/kWh) praktisch dieselbe
Gesamtvergütung wie für eine Anlage mit 10 MW (14 Cent/kWh für die halbe
Einspeisemenge), d.h. die zweiten 10 MW werden fast umsonst eingespeist. Man
hätte genausogut gleich aufschreiben können, „Dieses Gesetz gilt nicht für
Geothermieanlagen zwischen 10 und 40 MW“.
Der
jeweils nächstniedrigere Preis sollte stattdessen nur für die die
Leistungsgrenze übersteigenden Mengen gelten. Dann wären in der Regel zwei
Preisstufen ausreichend, einer für die „Grundmenge“ und ein niedrigerer für die
übersteigenden Mengen.
Zumindest
sollten Härtefallregelungen (evtl. analog der Härtefallregelung bei der
Erbschaftssteuer) an Leistungsgrenzen gelten.
3. Zu §2
Anwendungsbereich
Das Gesetz
beschränkt sich auf Netzbetreiber für die allgemeine Versorgung. Dies führt bei
Stromverbrauch aus dem Bahnstromnetz
wohl dazu, dass indirekt über das 50 Hz-Netz in das Bahnstromnetz gelieferter
Strom bei der Umlageregelung des EEG berücksichtigt wird, der direkt von
Kraftwerken in das Bahnnetz eingespeiste Strom dagegen nicht. Diese indirekte
Subvention des getrennten Netzes könnte eine Motivation für den Ausbau des
Bahnstrom-Hochspannungsnetzes gewesen sein, der in den letzten Jahren zu Lasten
des Bezugs aus dem allgemeinen 50 Hz-Netz erfolgt ist.
Ebenfalls
ausgenommen sind Verbraucher mit netzunabhängiger Stromversorgung. Zu nennen
sind hier insbesondere Gaskompressorstationen in der allgemeinen
Wirtschaftszone an Pipelines, die heute vermutlich steuerfrei mit Gasturbinen
mäßigen Wirkungsgrads betrieben werden, die aber auch durch
Offshore-Windenergie unterstützt werden könnten.
Vorgeschlagen
wird, diese Stromerzeuger in die Abnahmepflicht des EEG einzubeziehen, soweit
bestimmte Mindestgrößen erreicht werden (Bagatellgrenze) und ihr Strom aus
fossilen Energien erzeugt wird. Die Verpflichtung zum Netzausbau sollte jedoch
nur abgemildert zur Anwendung kommen. Der wirtschaftliche Vorbehalt von §3
Abs.1 Satz 3 wäre sinnvoll zu ergänzen. Eventuell sollte Offshore-Kraftwerken
ein vorrangiger Anschluß an das Bahnstrom-Hochspannungsnetz der Küstenländer
ermöglicht werden, da eine Kopplung vergleichsweiser langer
Wechselstrom-Kabelstrecken mit diesem Netz besonders effektiv ist (weniger
Verluste an Übertragungsleistung durch Blindstrom in Folge der niederfrequenten
Übertragung).
Bei
Energieverbrauchern mit netzunabhängiger Versorgung ist eine mengenmäßige
Beschränkung der Abnahmeverpflichtung angebracht. Auch sollte ihnen durch
Fristsetzung die Gelegenheit gegeben werden, selber regenerativen Strom zu
erzeugen, bevor eine Bezugspflicht von einen Dritten einsetzt.
4. Zu §4
Vorrangregelung:
Windland: Durch
die Beschränkung des Netzausbaus auf wirtschaftlich vertretbare Investitionen
wird es in besonderen Zeitspannen (hohe Einspeisung - niedriger Bedarf) hin und
wieder dazu kommen, dass die Netzkapazitäten für die verschiedenen erneuerbaren
Energiequellen nicht ausreichen.
In späteren
Jahren wird es auch vermehrt erneuerbare Energieerzeugungseinrichtungen geben,
deren Besitzer sich entschlossen haben, nicht mehr das EEG in Anspruch zu
nehmen. Diese konkurrieren dann mit (neueren) Anlagen, die noch der Vergütung
gemäß EEG bedürfen, um die Netzkapazitäten. Ein Netzausbau ist nicht immer
möglich bzw. erwünschenswert. Für unter Marktgesichtspunkten operierende
Einheiten ist ein Vorrang und Ausbauzwang auch nicht systemgerecht, vielleicht
von den EEG-unabhängig Einspeisenden aus Kostengründen auch nicht erwünscht.
Daher käme ein
weitergehender Vorrang der EEG-Stromerzeugungskapazitäten gegenüber den
EEG-freien Kapazitäten in Betracht. Das würde insbesondere der Benachteiligung
neuerer Anlagen durch ältere Anlagen - die nach herrschender Praxis einen
Vorrang bei der Nutzung knapper Netzkapazitäten besitzen - entgegenwirken.
Weiterhin sollte
ein Vorrang der Windenergie gegenüber Biomassekraftwerken festgelegt werden,
weil letztere regelbar sind und ihre Erzeugung in Zeiten mit höherem
Strombedarf verschieben können. Diese Ungleichbehandlung bei der
Einspeisungspriorität ist in Anbetracht des höheren Preises für Bioenergie auch
wirtschaftlich angemessen.
5.
Der Anlagenbegriff in §3 Abs. 2 Satz 2
sollte eindeutig feststellen, dass einzelne Windkraftanlagen jewils einzelne
Anlagen sind, denn §12 Abs. 5 ist hierzu nicht eindeutig.
6.
Zusätzlich zu §5 sollte ein Anspruch auf
den Abschluß eines Einspeisevertrags
zwschen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber eingeführt werden, der auch die
Preisregelung über einen Zeitraum von mindesens 15 Jahren beinhaltet. Damit
entstehen privatrechtlich durchsetzbare, eigentumsgleiche Ansprüche und somit
größere Investitionssicherheit. Dies entsprcht internationalen Standards,
(lediglich) ein Vertrauensschutz auf Fortbestand der Regelungen für Altanlagen
wird die Finanzierung großer Anlagen und (Offhore-) Windparks erheblich
erschweren.
7.
Zu §6 Abs. 1 Satz 2 Ökologische Nachweise für Kleinwasserkraftanlagen
Die
Gewährleistung eines angemessenen ökologischen Zustands an Gewässern ist
Gegenstand der wasserrechtlichen Genehmigungen. Der §6 Abs. 1 Satz 2 führt daher bei der Mehrzahl der Anlagen
nur zu unnötigem Bürokratismus und Investitionsunsicherheit, ist hier rechtlich
unsystematisch und sollte daher gestrichen werden.
Ersatzweise
wären wenigstens folgende Ergänzungen zu machen:
7.1
Wasserrechtliche Genehmigungen für bestehende Anlagen müssen heute meist immer
wieder verlängert werden. Zu §6 Abs. 1 Satz
2 besteht die Befürchtung, dass Anlagen dann aus dem Betrieb gehen
müssen, wenn eine Genehmigung des Weiterbetriebs ansteht, weil nicht (bei jeder
Verlängerung aufs neue) eine wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustands
erreicht werden kann. Daher Änderung des §6 Abs. 1 Satz 2 in „Satz 1 findet auf
neue Laufwasserkraftwerke ... nur Anwendung...“
7.2
Bei vielen kanalisierten Flüssen ist ein „guter ökologischer Zustand“ von den Verantwortlichen gar nicht
gewünscht, weil für die Wasser- und Schiffahrtsämter vielmehr die Erhaltung der
Schiffbarkeit oder andere Zwecke im Vordergrund stehen. Eine zusätzliche
energetische Nutzung des ohnehin gestauten Wassers darf dann aber nicht an
diesen öffentlich gewollten Zielen scheitern. Formulierungsvorschlag : „oder
wenn eine Beibehaltung des gegenwärtigen Zustands im öffentlichen Interesse
liegt.
7.3
Die Vergangenheitsform „.nachweislich ... wesentlich verbessert worden ist“ in
§6 Abs. 1 Satz 2 bedeutet offenbar,
dass nach Inbetriebnahme der Anlage erst ein Monitoring stattzufinden hat, in
dem die Verbesserung gutachterlich überprüft und bestätigt wird. Also gibt es frühestens ein Jahr nach Inbetriebnahme eine Vergütung nach EEG, denn vorher besteht ja bestenfalls die
Erwartung einer Verbesserung. Dazu
kommt die Unsicherheit, ob die vielleicht von der Behörde vorgeschriebenen
Maßnahmen auch tatsächlich zu einer Verbesserung führen. Für viele Maßnahmen
wird auch allgemein anzuerkennen sein, dass sie zu Verbesserungen führen, aber
ein Nachweis durch Erfassung vor Ort unmöglich sein. Für kleine Wasserwerker
ist ohnehin der Aufwand für Gutachten nicht zu leisten.
Eine
vor Anlagenerrichtung erstellte Prognose der Verbesserung muß ausreichend sein.
Im Regelfall sollte diese Prognose durch die (wasserwirtschaftliche)
Genehmigungsbehörde im Rahmen des Genehmigungsbescheids ausgestellt werden.
Hierfür sollte die Regelvermutung gelten: „Sofern in der wasserrechtlichen
Genehmigung keine anderslautenden Aussagen getroffen werden, ist zu Gunsten des
Betreibers davon auszugehen, dass ein hinreichend guter ökologischer Zustand
erreicht wird.“ Gegebenenfalls können Umweltverbände gegen entsprechende
Feststellungen (oder deren Fehlen) in (wasserrechtlichen) Genehmigungsverfahren
klagen. erübrigt
7.4
Die Begutachtung der ökologischen
Verbesserung durch den Netzbetreiber (§6 Abs. 3 Satz 1) ist höchst
problematisch. Diesem ist im übrigen auch nicht zuzumuten, entsprechende
Überprüfungen vorzunehmen. Auch dieser Satz zeigt die Unzweckmäßigkeit der
Verquickung von Umweltrecht (Wasserrecht) und Vertragsrecht (Preisregelungen).
8.
Zu §6 Abs. 5:
Bei vorrangig für die Trinkwassergewinnung genutzten Speicherseen bringt
eine energetische Nutzung des ohnehin gestauten Wassers ökologisch nur
Vorteile; der generelle Ausschluß von Speicherseen ist nicht erforderlich, wenn
auch hier der Zusammenhang mit einer bestehenden Staustufe gewährleistet wird.
9.
Zu §6 Abs. 2 Große Wasserkraft
Die
generelle Einbeziehung der großen Wasserkraft ist problematisch. Es kann nicht
zwischen ohnehin anstehenden Erneuerungen und gezielten Verbesserungen und
deren Auswirkungen unterschieden werden. Die Abrechnung ist manipulierbar.
9.1 Nach §6 Abs. 2 Satz 2 wird die zusätzliche
Strommenge vergütet, die „der Erneuerung zuzurechnen“ ist. Dies stellt keine
eindeutige Berechnungsvorschrift dar. Es muß vielmehr geschätzt werden, welche
Stromerzeugung bei dem Wasseraufkommen des jeweiligen Jahres mit der alten
Anlage möglich gewesen wäre, wenn sie noch in Betrieb gehalten worden wäre.
Besonders Möglichkeiten des Schwallbetriebs, die unterschiedliche Fähigkeit zur
energetischen „Verarbeitung zeitweilig starker Abflüsse und dergleichen machen
dies zu einer nicht trivialen Aufgabe.
Der
Mehrertrag durch die Erneuerung bemisst sich u.a. an dem Pflegezustand
unmittelbar vor der Erneuerung. Vor einer anstehenden Erneuerung wird man
ohnehin nicht viel in die Wartung investieren. Man kann aber auch ganz gezielt
die Betriebsführung „vermachlässigen“. Wenn dadurch der Wirkungsgrad nachlässt,
ist der Mehrertrag nachher umso höher! Schlamperei
oder absichtliches
Herunterwirtschaften sollte nicht belohnt werden.
Dabei
sind diese manipulierbaren Abrechnungen für Außenstehende nicht nachprüfbar.
Die Abrechnungen werden meist zwischen Netzbetreibern und Konzerngesellschaften
erfolgen.
Alternativen:
Vertretbar
wäre eine Regelung, die den tatsächlichen Mehrertrag gegenüber einer festen
Abrechnungsperiode, z.B. den Zeitraum 1990 bis 2000 zu Grunde legt.
Bei
dieser Regelung wäre auch die zeitliche Zuordnung der erzeugten Energie in
„Normalgeschäft“ und EEG-Einspeisung einfach: Ab 1. Januar bis zum Erreichen
der ursprünglichen Erzeugungsmenge gelten die ursprünglichen
Vertragsverhältnisse, danach erfolgt bis zum Jahresende Einspeisung nach EEG.
Über 15 Jahre Förderzeitraum nach EEG ist ein gewisser Ausgleich der
natürlichen Schwankungen und damit unterschiedlichen Abflußmengen zu erwarten.
Eine eindeutige Bezugsgröße der Abrechnung ist dabei wichtiger als evtl.
kleinere Ungerechtigkeiten bei variierenden Zuflussmengen. Lediglich
Ertragszunahmen durch Umleiten von Zuflüssen sind auszunehmen.
9.2 Die erste Leistungsstufe kann entfallen
(maximal 500 kW von mindestens 5 MW ursprünglicher Leistung sind weniger als
10% Leistungsmehrung).
9.3
Die Bedingung, dass die Erneuerung in mittleren Zuflussjahren eine
Ertragssteigerung um 15% bringen muß, ist sinnvoll.
9.4
Wenn schon ein Mehrertrag von 15% zu Bedingung gemacht wird, sollten auch die
ersten 15% Mehrertrag noch nicht in das EEG einbezogen werden, nur die
übersteigenden Mengen.
9.5
Eine etwaige Leistungsdifferenzierung und die Leistungsgrenze sollten sich nach
der ursprünglichen Leistung bemessen, nicht nach dem Zubau.
Ein
Beispiel: Ein bestehendes 90 MW-Wasserkraftwerk kann einem bestimmten Aufwand
in ein Kraftwerk mit ebenfalls 90 MW, aber 30% höherem Ertrag umgebaut werden.
Dann gibt es nach §6 Abs. 2 Satz 1 Nr. 1 für die 30% Mehrertrag 7,67 Cent/kWh.
Das Beispielkraftwerk kann mit einigem Mehraufwand es auch in ein 150
MW-Kraftwerk ausgebaut werden, was insgesamt 60% Mehrertrag brächte. Dann gibt
es für die 60% Mehrertrag gemäß Nr. 5 nur je 3,70 Cent/kWh. Insgesamt gibt es
also in diesem Beispiel für mehr Stromerzeugung weniger Einnahmen als
mit der kleinen Lösung.
Das
EEG würde damit einem effektiven Ausbau bestehender Wasserkraftwerke
entgegenstehen, soweit dieser eine Leistungssteigerung voraussetzt!
9.6
Der Betrag von 4,56 bzw. 3,7 Cent ist so niedrig, dass sich wenig Anreize ergeben,
wirklich alle Möglichkeiten der Einspeisemehrung auszuschöpfen. Bei Vergütung
nach EEG nur für die 15% Zuwachs überschreitende Energiemenge kann der Preis -
bei gleichem Gesamt-Mehraufwand- etwas höher sein.
9.7
Der niedrige Preis von 3,7 Cent wird in der Praxis kaum vorkommen, da im
Zweifel lieber die 50 MW-Grenze unterschritten bleibt. Der Preis ist allerdings
dazu geeignet, die übrigen EEG-Preise hoch erscheinen zu lassen, und damit zu
diffamieren. Angezeigt ist daher eine Streichung der Nr. 4 und 5 in Verbindung
mit einer Einzelfallprüfung, wonach Erneuerungen mit über 10 MW Zubau nur dann
gemäß EEG abgerechnet werden können, wenn glaubhaft gemacht wird, dass sie
sonst nicht wirtschaftlich vertretbar wären.
10.
§8 Abs. 1 sollte ergänzt werden um Strom aus Wasserstoff, sofern dieser
erneuerbaren Energien (auch im Ausland) erzeugt worden wird.
Hierfür sollte
unter geeigneten Voraussetzungen eine Mindestvergütung von wenigstens
8-10 cent/kWh vorgesehen werden, damit derartige Pilotanlagen eine Vergütung
nach EEG beziehen können; sicherlich nur ergänzend zu einer für die
Wirtschaftlichkeit erforderlichen Forschungsunterstützung. Gegebenenfalls
könnte die Vergütung an eine Einzelbestätigung z.B. des BMU geknüpft werden,
dass die jeweilige Anlage besonders umweltverträglich und unterstützungswürdig
ist, um hier die Festsetzung besonderer Kriterienim Gesetz entbehrlich zu
machen.
10.
Die extreme leistungsbezogene Preisdegression bei Geothermie (vergl. Hinweis 2)
ist zu ändern; beispielsweise könnten die ersten 8 MW mit 15 Cent und jede
übersteigende Leistung mit 7,16 Cent/kWh vergütet werden.
11.
Die ausländischen Begriffe „Repowering-Anlagen“ und „Offshore-Anlagen“
in §10 Abs. 2 und 3 sind für den
Gesetzestext unerheblich und zu streichen. Im übrigen wäre das allgemein als
Offshore-Projekt bezeichnete Vorhaben Nordergründe keine Offshore-Anlagen im
Sinne dieses Gesetzesentwurfs.
12.
Abriß-Bonus des §10 Abs. 2
Eigentlich
wäre eher ein Abschlag angemessen, weil ja durch den Rückbau der alten Anlagen
Erzeugungskapazität verloren geht. Die typischen Repowering-Standorte bedürfen
auch keiner Zusatzvergünstigung. Ein Rückbau von heute nicht mehr erwünschten
Anlagen kommt bereits über Ausgleichsmaßnahmen bei Neugenehmigungen zustande.
Durch eine angemessene Anrechnung der
Stromerzeugungsmengen der ersten Anlagengeneration auf die Dauer der erhöhten
Preise der zweiten Generation auf derselben Flächen könnte vermieden werden,
dass an sich betriebsfähige bzw. reparierbare Anlagen vorzeitig abgerissen
werden, nur um mit den neuen Anlagen wieder in eine höhere Vergütung zu kommen.
Der
Zusammenhang, welche Anlagen einen Ersatz bzw. eine Erneuerung gemäß §10 Abs. 2
Nr. 1 darstellen, wird nicht immer
eindeutig sein. Vorhersehbar ist ein Markt, bei dem Bauwillige von Neuanlagen
sich darum drängen, irgendeine Altanlage abzureißen, um in den Genuß der hier
vorgesehenen Abwrackprämie zu kommen.
13.
Konstante Preise bis 2008 für Meeres-Windparks gemäß §10 Abs. 3
Für
Inbetriebnahmen vor 2008 fehlt bei Meeres-Windparks der Anreiz zum frühzeitigen
Aufbau. Die ersten werden aber höhere Kosten zu tragen haben. Daher sollte in
Absatz 3 ein weiterer Satz aufgenommen werden: „Die Frist (der höheren Vergütung) läuft weiterhin mindestens bis zum
31.12.2020“ (= 12 Jahre ab 2007 zuzüglich ein Jahr - gedacht als pauschalen
Zuschlag für Wassertiefe und Landentfernung).
Bei der im Entwurf angegebenen Lösung ergibt
sich eine unlogisch erscheinende Abstufung: Bis 2007 bleiben die mittleren
Vergütungen (gemittelt aus regulärer Vergütung und höherer Anfangsvergütung
über die Nutzungsdauer) konstant. Dann folgt eine geringfügige Degression in
den Jahren 2008, 2009 und 2010 mit insgesamt (ca.) 6%. Dann folgt 2011 eine
„Preisklippe“ durch den abrupten, vollständigen Wegfall der Anfangsvergütung.
Es folgt ab 2012 wieder eine mäßige Degression mit 2%.
Dieser
Preisverlauf ist nicht kostengerecht. Gerade in den ersten Jahren sind
die größten Kosten durch technische Anfangsschwierigkeiten und die begrenzte
Größe der Pilotanlagen zu erwarten. Der Referentenvorschlag gibt keinen Anreiz,
bereits in den ersten Jahren 2005-2006 in diese innovationsbedürftige,
neue Technik zu investieren.
14.
Wohl wegen einem redaktionellen Versehen fehlt das Wort „mindestens“ bei
der Vergütung von 6,19 Cent für
„Offshore-Anlagen“.
15. §10 Abs. 3
Satz: Definition von Wassertiefe und Landentfernung
Die Regelung für
die Entfernung bewirkt gleiche Vergütungen bis zur 12-Seemeilengrenze und dann
eine stetig ansteigende Dauer der höheren Vergütungen. Tatsächlich nehmen die Kosten
der Netzanbindung jedoch mit jedem Mehr-Kilometer erst stark zu, ab einer
gewissen Distanz (Übergang zu Gleichstromübertragung) dann aber nur noch etwa
halb so stark.
Sinnvoll
ist eine Modifizierung
- der
Entfernung: Die 12-Seemeilen-Grenze um Inseln wie Helgoland oder Rügen,
die für die Netzanbindung keine Bedeutung haben, sollte außer Betracht
bleiben, nur die „der Begrenzung der Hoheitsgewässer dienenden Basislinien
entlang des Festland“ sollten berücksichtigt werden. Andererseits sollten ab 70
Seemeilen Entfernung weitere Kabelstrecken nur noch zur Hälfte zählen.
- der
Wassertiefe - diese könnte z.B. ausdrücklich in Bezug auf den Ruhewasserspiegel
definiert werden. Auslegungsrelevant ist zwar der höhere Maximalwasserspiegel
mit Flut und Stau, aber der Ruhewasserspiegel ist wohl die an sichersten zu
bestimmende Größe.
16.
Gutachtenpflicht nach §10 Abs. 4
§10
Abs. 4 zielt mit seiner 65%-Grenze offensichtlich auf Anlagen an windschwachen Standorten.
Die Begutachtungspflicht gemäß Gesetzentwurf gilt aber auch für offensichtlich
windgünstige Standorte.
Erstmals
wird hier eine Mitwirkung der Netzbetreiber zu einem relativ frühen Zeitpunkt
gefordert. Der Nachweis kann nicht nach Inbetriebnahme geführt werden. Wird der
Nachweis „vergessen“, erlischt der Vergütungsanspruch dauerhaft.
Weiterhin
hat der Netzbetreiber zwar ein Mitbestimmungsrecht bei der Auswahl des
Gutachters, das Gutachten selbst muss er deshalb aber noch lange nicht
anerkennen. Was passiert, wenn aus Sicht des Netzbetreibers auch bei einem
„positiven“ Gutachten der Nachweis noch nicht hinreichend geführt ist, bleibt
der Rechtsprechung überlassen.
Fatal
ist die Begutachtungspflicht für
Windparks im Meer: Dort gibt es keine „extrapolierbaren Betriebsdaten eines
benachbarten Windparks“ und außer bei FINO1 auch keine „standortspezifischen
Windmessungen“ (vergl. Anlage zu §10). Also kann kein Gutachten erstellt wrden,
also auch kein Vergütungsanspruch! Dabei steht auch ohne Gutachten fest, dass
der Referenzertrag auf See weit überschritten wird.
Die Gutachtenpflicht nach §10 Abs. 4 verzögert Offshore-Windparks unnötigt.
Für
Bauwillige in Küstenähe ist das Gutachten und die Einbeziehung des
Netzbetreibers ebenfalls eine unnötige Pflichtübung.
Die
drastische Kürzung des Vergütungen, insbes. durch die Beschränkung der
Vergütung auf 20 Jahre, machen eine besondere Regelung „gegen“
Schwachwindstandorte eigentlich überflüssig.
Ersatzweise
wird folgende Formulierung vorgeschlagen:
„.§10
(4) Netzbetreiber sind nicht verpflichtet, Strom nach §10 Abs. 1 zu vergüten,
wenn die berechtigte Besorgnis besteht, dass die Anlagen an dem geplanten
Standort weniger als 65 Prozent des Referenzertrags erzielen können. Binnen
vier Wochen nach Anmeldung des Netzanschlußbegehrens teilt der Netzbetreiber
dem potentiellen Anlagenbetreiber mit, ob er die Prüfung dieser Frage durch ein
Gutachten verlangt. (dann weiter wie Satz 2 bis 4 des Gesetzesentwurfs). Das
für erneuerbare Energien zuständige Bundesministerium ist berechtigt, durch
Rechtsverordnung eine Karte festzusetzen, in der Gebiete angegeben sind, in
denen im allgemeinen davon ausgegangen werden kann, dass keine Besorgnis
besteht, 65 Prozent des Referenzertrags nicht zu erreichen. In diesen Gebieten
entfällt die Prüfung durch den Netzbetreiber. Bis zur Festsetzung dieser Karte
entfällt die Prüfung für Anlagen in weniger als 150 km Entfernung von der
Nordsee bzw. weniger als 50 km Entfernung von der Ostsee, sofern im Umkreis von
500 m keine Bodenerhebungen von mehr als 20 m über dem Niveau am Standort der
Anlage vorhanden sind.“
17. Keine Rückwirkung der
Schutzgebietsregelung nach §10 Abs. 7
In Absatz 7 ist einzufügen
„Windkraftanlagen, die ... in einem Gebiet errichtet worden sind, das vor der Genehmigung .... zu einem
geschützten Teil ... erklärt worden ist, ....“ (vergl. ganz oben).
Damit
wird vermieden, dass nachträglich ausgewiesene Schutzgebiete zu einem Erlischen
des Vergütungsanspruchs führen.
Eine Vermischung
von Preisregelung und Naturschutz ist systemfremd. Die Koppelung an den
Genehmigungszeitpunkt kann Schadensersatzforderungen gegen die
Genehmigungsbehörde zur Folge haben, wenn diese vor dem 1.1.2005 hätte
genehmigen können, aber erst etwas später die Genehmigung erteilt. Allerdings
scheint diese Regelung eher gegenstandslos, da in ausgewiesenen
Schutzgebieten eine Genehmigung nach 2004 unwahrscheinlich
erscheint.
Wenn später dann
doch eine Genehmigung erfolgen würde, dann doch nur deshalb, weil die
Unbedenklichkeit für die Schutzziele nachgewiesen wurde, bzw. weil die
Windparks durch den Fischereiausschluß die Schutzziele (insbes. der
FFH-Gebiete) fördern.
Wenn überhaupt,
sollte eine solche Kopplung zwischen EEG und Naturschutzzielen auch an Land
gelten, und könnte z.B. auch besonders landschaftsbild-schädigende Anlagen
sanktionieren.
Wenn die
Preissenkung auch für Schutzgebiete greift, die erst nach Genehmigung bzw. nach
Errichtung der Windkraftanlagen ausgewiesen bzw. erst
vorgeschlagen werden, wäre jede Investitionssicherheit dahin, weil
dieses Damoklesschwert auch in der Betriebsphase über jedem Projekt hängen
würde. Daher sollte klargestellt werden, dass diese Regelung jeweils nur
für Gebietsausweisungen gilt, die bis ein Jahr (=Bestellfrist) vor Errichtung
der Anlagen vorgenommen wurden.
18.
§11 Abs. 2 Die Bevorzugung von Lärmschutzwänden ist nicht
sachgerecht, weil dort ebenfalls große Flächen
zur Verfügung stehen und somit gute Kostenverhältnisse vorliegen, evtl.
verschattender Bewuchs unterbunden wird und damit ein zusätzlicher Eingriff in
die Natur stattfindet. Zumindest die zusätzlichen 5 Cent für Fassadenanlagen
sollten nur „für Anlagen an Gebäuden“ gelten, nicht für Lärmschutzwände.
19.
§11 Abs. 5 Die Degression sollte den Fassadenbonus nicht ausnehmen.
20.
§12 Abs. 3 Befristung
Wurde
vergessen, dass kleine Strom-Einspeiser keine Marktmacht besitzen, dass
einfache Regelungen auch eine einfache Abrechnung ermöglichen?
Die
Befristung auf 20 Jahre bedeutet eindeutig das Aus für Neuanlagen in der
kleinen Wasserkraft. In Verbindung mit der starken Degression wird sie sich
auch fatal auf Neuinvestitionen in Windenergie im Binnenland auswirken. An
küstennahen Windstandorten entfällt der Anreiz zu Reparaturen, stattdessen wird
die alte Anlage weggeworfen und eine neue aufgestellt, für die es dann auch
wieder eine hohe Anfangsvergütung gibt.
Qualitätsarbeit
und für eine längere Lebensdauer ausgelegte Anlagen, insbesondere getriebelose
Anlagen des deutschen Marktführers Enercon, kommen ins Hintertreffen, wenn nach
20 Jahren Schluß ist. Freuen würden sich die dänischen und US-amerikanischen
Hersteller.
Dabei
ist es angemessen, dass für solare Neuanlagen keine Höchstvergütungen „ad
infinitum“ versprochen werden sollen.
Vorgeschlagen
wird daher (für Neubauten ab Inkrafttreten des Gesetzes) eine „Auffangregelung“
für alle Anlagen, die aus den höheren Vergütungen der Anfangsjahre
herausgewachsen sind. Diese sollte in Anlehnung an das ursprüngliche
Stromeinspeisegesetz einen festen Prozentsatz der mittleren
Stromverbraucherpreise garantieren. Damals waren es 60% für Wasserkraft und 90%
für Windenergie. Sofern für Anfangsjahre eine höhere Vergütung üblich ist,
könnte eine Dauerregelung auch mit 50% des mittleren Strompreises ausgestaltet
werden.
21.
§14 Bundesweite Ausgleichsregelung
21.1
Ausgleich unterschiedlich teurer Einspeisungen
§14
Abs. 2 Satz 1 bezieht sich nur auf gelieferte Mengen. Nun ist aber möglich,
dass ein Netzbetreiber anteilig größere Mengen aufnimmt (z.B.Vattenfall viel
Windenergie), ein anderer aber höhere Vergütungen entrichten muss (z.B. EnBW
wegen vielem Solarstrom im Süden). Dann muß ENBW Strom von Vattenfall abnehmen
und EnBW dafür bezahlen. Eine Weitergabe des teuren Solarstroms bzw. eine
Erstattung der Mehraufwendungen für den Solarstrom ist im System aber nicht vorgesehen
(ob es trotzdem so gehandhabt wird, ist nicht bekannt).
21.2 Berechnung nicht vergüteter
Kostenbestandteile?
Nach
Absatz 3 Satz 4 scheint nun aber gemäß vorstehendem Beispiel Vattenfall
durchaus das Recht zu haben, den bundesweit gültigen Durchschnittspreis für den
EEG-Mix an die Stromabnehmen weiter zu belasten. Also nach dem Motto, EEG-Strom
vergleichsweise billig einkaufen (von Windmüllern), aber teuer verkaufen (
Mittelpreis einschließlich der Solar-Anteile, für die Vattenfall aber nicht aufkommen
braucht).
EnBW
würde diese Regelung nun umgekehrt nachteilig treffen, aber vielleicht gibt es
dort ja eine andere Gesetzesinterpretation.
Erforderlich
ist daher in §14 Absatz 2 Satz 2 eine Ausgleichsregelung für Menge und Preise
über den Ausgleich der innerhalb eines Netzgebiets eingespeisten Mengen hinaus.
22.
§14 Abs. 3 Weitergabe willkürlich erhöhter Preise vermeiden
§14
Abs. 3 regelt die Weitergabe der eingespeisten Strommengen zu den jeweiligen
Preisen. Bei konzerneigenen EEG-Kraftwerken, z.B. modernisiertenWasserkraftwerken,
besteht nun die Möglichkeit, einen höheren Preis als den Mindestpreis zu
vergüten und diesen an andere Netzbetreiber und damit die Stromverbraucher
weiter zu verrechnen. Dies braucht nicht einmal mit wirtschaftlichen Erfordernssen,
etwa den (hohen) Renditeansprüchen des Unternhemens, begründet werden. Eine Lizenz zum Gelddrucken wäre nicht
besser.
23. zu §14
Elektroautos
Kraftfahrzeuge
sollten zunehmend mit Strom aus erneuerbaren Energie betrieben werden. Die
Speichermöglichkeiten von Elektroautos bieten eine Möglichkeit der Angleichung
des Stromverbrauchsprofils an die zum Teil nicht regelbare erneuerbare
Energieerzeugung.
Daher sollte ein
Teil des EEG-Stroms in Zukunft aus der bundesweiten Ausgleichsregelung nach
§14, bemessen nach dem Stromverbrauch, herausgenommen werden, und statt dessen
eine Abnahmepflicht eines Teils des EEG-Stroms für Mineralölunternehmen
festgelegt werden. Diese soll jedes Jahr prozentual zunehmen. Die Verteilung
könnte z.B. in Anlehnung an die Bemessungsmaßstäbe der Mineralölsteuererhebung
erfolgen. Die Abnahmepflicht sollte vorzugsweise jeweils für das Folgejahr
gelten, da diese am Strommarkt unerfahreneren Marktteilnehmer verstärkt einen
Verkauf der Strommengen über Strombörsen vornehmen werden. Beispielsweise
könnte dann gesetzlich geregelt werden, dass im Jahr 2006 eine Strommenge, die
umgerechnet 1% des Energiegehalts des Benzin- und Dieselabsatzes entspricht,
von den Mineralölunternehmen als Teil der Ausgleichsmenge gemäß §14 EEG
abgenommen wird.
Weiterhin sollte
sich die Menge der Abnahmepflicht jeweils um die Strommenge reduzieren, für die
ein Stromverkauf für Elektroautos nachgewiesen wird, weil dieser Energiebedarf
dann bereits über den Strombedarf der Elektroautos innerhalb des Strommarktes
marktwirksam wird.
Die
vorgeschlagene Abnahmepflicht des Mineralölsektors senkt zudem die
Belastung der Stromverbraucher mit den Kosten der Energiewende und verteilt
diese auf mehrere Schultern. Der Verkehrsbereich als Hauptverbraucher fossilen
Energien trägt damit einen einen angemessenen Anteil der Kosten der Umstellung
(auch dieses Verbrauchssektors) auf erneuerbare Energien.
24.
§15 Abs. 1 Satz 2 widerspricht dem Grundrecht der Meinungsfreiheit.
25.
§16 Ermessensfreie Entlastung für gewerbliche Wirtschaft
Die
Regelung zu den Differenzkosten ist offenbar Ergebnis politischer
Verhandlungen.
Politischer Wille sind Mehrkosten von maximal 0,05 Cent.
In
der Form des §16 Abs. 3 ist die
gewollte Entlastung jedoch nicht eindeutig handhabbar, weil hier „Differenzkosten“
zu Grunde gelegt werden, die aber in ihrer Höhe nicht eindeutig feststellbar
sind. Sie können zudem je nach Strombezugsvertrag unterschiedlich sein.
Gemäß
dem interministeriellen Kompromiß angestrebt wird ein voller EEG-Anteil für die
ersten 10% des Bezugsstroms und eine Belastung mit 0,05 Cent/kWh für die
übrigen 90%. Letzteres ergibt 0,045 Cent Belastung bezogen auf den gesamten
Stromverbrauch. Um hier Komplikationen zu vermeiden, sollte der Gesetzgeber den
Mut haben, abzuschätzen, bei welcher Menge EEG-Strom die 0,05 Cent erreicht
werden. Wenn z.B. die Mehrbelastung im Mittel 4,5 Cent je kWh EEG-Strom
betragen würde, wäre die „angestrebte Belastung“ mit der Lieferung von 1 %
EEG-Strom erreicht (zusätzlich zu dem aus den ersten 10% des Stromverbrauchs
resultierenden Kontingent). Diese Menge sollte dann genau so als Abnahmepflicht
in das EEG geschrieben werden, nicht über den Umweg über zweideutig
definierbare „Differenzkosten“.
26.
Ein §16 (9) sollte für neue
Gewerbeansiedlungen, bei denen entsprechende Stromverbräuche zu erwarten
sind, eine vergleichbare Entlastung ab Inbetriebnahme gewährleisten.
27.
§18 sollte ergänzt werden
„....Weiterverkauf gilt nicht als mehrfacher Verkauf.“
28.
Bei den Übergangsbestimmungen scheint der Halbsatz mit den 25% ein
redaktioneller Fehler zu sein, sofern für Altanlagen eine Fortgeltung des
bisherigen Rechts angestrebt wird.
Nachdem
es sich nicht um die letzte Änderung des EEG handeln dürfte, wäre ein Einpflegen
der Altregelungen in den neuen Gesetzestext - mit Bezug auf das jeweilige
Inbetriebnahmejahr - die übersichtlichere Variante und sollte so vorgenommen
werden.
29.
Die Überschrift der Anlage müßte heißen „Anlage (zu §10 Abs. 1, 2 und 4)“
30.
Die Anforderungen an Gutachten sollten im Mittelteil des Satzes zu Nr. 7 der
Anlage „Betriebsdaten von nahegelegenen Windkraftanlagen“ (statt
benachbartenWindparks) benennen, da auch Einzelanlagen eine Prognose erlauben.
Der Absatz sollte bei §10 Abs. 4 eingefügt werden.
31.
Regenerative Regelenergie
Die
Beteiligung regenerativer Energien an der Systemregelung ist unerlässlich, wenn
zu manchen Zeiten der Großteil des Stromverbrauchs durch
EEG-Erzeugungseinheiten gedeckt wird. Die Bereitstellung von Regelenergie durch
möglichst viele Anbieter trägt zugleich zur Kostensenkung bei.
Die
derzeitigen Regelungen - Vergütung nach EEG für die gesamte Strommenge und
Preise unabhängig von Einspeisezeitpunkt - steht der Bereitstelung von
regenerativer Regelenergie entgegen.
Daher
ist folgende Bestimmung aufzunehmen.
„Der
Betreiber einer Anlage kann gegenüber dem Netzbetreiber eine Nennleistung
angeben, mit der seine Anlage an dem Preissystem dieses Gesetzes teilnimmt.
Über die Nennleistung hinausgehende elektrische Leistungen kann er dann
unabhängig von den Preisregelungen dieses Gesetzes vermarkten.“
Eine
„Rosinen-picken“ in dem Sinne, dass der Betreiber seinen Strom jeweils
abwechselnd an den Strommärkten und nach EEG veräußert, je nachdem wo gerade
höhere Preise erzielt werden können, ist damit ausgeschlossen. Nur wenn die
volle Nennleistung nach EEG geliefert wird, dürfen überschießende Leistungen
„frei“ vermarktet werden.
Ein
Verkauf zusätzlicher Strommengen außerhalb des EEG wird nur dann erfolgen, wenn
gerade hohe Marktpreise für Strom vorliegen. Die vorgeschlagene Bestimmung
stellt sicher, dass gerade dann auch die volle Nennleistung (neben der darüber
hinausgehenden Zusatzeinspeisung) innerhalb des Systems nach EEG eingespeist
wird. Diese Einspeisung gemäß EEG erfolgt also ebenfalls bedarfsgerecht.
Im
allgemeinen wird in der Praxis von dieser Bestimmung so Gebrauch gemacht
werden, dass die technische Nennleistung der Anlage auch als Nennleistung nach
EEG angegeben wird. Darüber hinausgehende Leistungen sind dann nur zu Lasten
eines höheren Verschleißes (z.B. bei Betrieb über Nennleistung bei Starkwind)
bzw. nur vorübergehend möglich. Diese deutlich höheren Verschleißkosten je
zusätzlicher kWh werden nur dann in Kauf genommen, wenn dafür auch eine
deutlich höhere Vergütung erwartet werden kann. Die Anwendung dieser Regelung
wird sich also im allgemeinen auf die Regelenergie im engeren Sinne
beschränken. Bei Biomassekraftwerken ist aber auch denkbar, dass diese mit
einem besonders wirtschaftlichen Teillastbetrieb als Nennleistung gemäß EEG
angemeldet werden, dann aber in Spitzenzeiten auch ganze Tage mit ihrer vollen
technischen Leistung betrieben werden.
32.
Ein Aufteilung der Lieferung in EEG-Strom und „unregulierte“ Lieferungen kann
auch für Anlagen erfolgen, deren Leistung die Leistungsgrenzen der
Vergütungsstufen des EEG (knapp) überschreitet, wobei nur die der
Leistungsgrenze entsprechende Leistung die Vergütung nach EEG (für die
niedrigere Leistungsstufe) erfolgt.
33.
Festlegung des Inbetriebnahmezeitpunkts
Analog
sollte der Betreiber die Möglichkeit erhalten, bei Inbetriebnahme zunächst auf
eine Vergütung nach EEG zu verzichten. Dies würde verhindern, dass die Zeit
eines Probebetriebs mit Unterbrechungen oder einer Betriebs mit reduzierter
Leistung wegen unzureichender Netzanbindung zu Lasten der Dauer der Einspeisung
nach EEG geht. Zu einem von Betreiber zu wählenden Zeitpunkt würde dann die
Vergütung nach EEG beginnen und dieser Zeitpunkt als Inbetriebnahmezeitpunkt
gewertet werden.
34. Netzausbau
Die Anreize für
den Netzausbau sind zu vergrößern, indem der Wettbewerb zwischen
Netzbetreibern, zwischen denen anschlußwillige Betreiber von
Energieerzeugungsanlagen gegebenenfalls wählen können, gefördert wird.
35.
Grundsätzliches
Das EEG vermehrt die Investitionssicherheit von
Investitionen in die erneuerbare Energieerzeugung, Es führt damit zu geringen
Anforderungen an die Eigenkapitalverzinsung und ermöglicht einen höheren
(zinsgünstigen) Fremdkapitalanteil. Dadurch liegen die Kapitalkosten der
erneuerbaren Energieerzeugung mit EEG niedriger, als es die Kapitalkosten
derselben Energieerzeugung unter anderen Marktbedingungen wären, wie etwa nach
dem britischen Modell. Dies führt zu geringeren Stromkosten als wenn
erneuerbare Energie auch auf der Angebotsseite unter Marktverhältnissen erzeugt
würde. Ebenfalls kann die zusätzliche Stromerzeugung in Folge des EEG zu einem
Angebotsüberhang und damit ebenfalls zu niedrigeren Marktpreisen für Strom
führen, als sie sich ohne diese Erzeugungsanlagen einstellen würden.
Um dem
entgegenzuwirken, sollte eine Primärenergiebesteuerung erreicht werden, die
insbesondere für thermische Kraftwerke eine teilweise Internalisierung externer
Kosten und Energiesparanreize bewirkt. In Verbindung mit einer mengenmäßigen
Anrechnung bei der Stromsteuer im Verhältnis zu dem erzeugten Strom, sonst
ähnlich der Mehrwertsteuer, wäre die Wettbewerbesfähigkeit gegenüber
Importstrom zu gewährleisten, so lange keine EU-einheitliche Regelung greift.
36. Ergänzung um Ausschreibungsregelungen
Die
Preisregelung des EEG gewährleistet einen kostengünstigen Aufbau regenerativer
Erzeugungskapazitäten.
Das
EEG in der vorgeschlagenen Form - d.h. mit weithin deutlich degressiven
Einspeisepreisen - wird das EEG aber nicht in der Lage sein, auf Dauer einen hohen
Zubau zu gewährleisten.
Deshalb
soll ergänzend ein System der Mindestquoten für erneuerbare Energien eingeführt
werden. Dieses wird zumindest in einer Übergangszeit neben den bewährten,
allgemeinen Preisregelungen stehen. Teilnehmen werden nur solche Anbieter
erneuerbarer Energien, deren Vergütung nach der Degressionsregelung des EEG
bereits unter die bei den Ausschreibungen erzielbaren Erträge gefallen ist.
Mit
der Ausschreibungsregelung soll ein Zubau erneuerbarer Erzeugungskapazitäten
von mindestens 2000 MW p.a. gewährleistet werden. Ein Zubau, der noch nach den
Preisregelungen erfolgt, wird angerechnet.
Voraussetzungen funktionierender Ausschreibungsregelungen
Eine
Ausschreibungsregelung setzt einen gewissen „Überschuss“ an Projekten voraus,
unter denen ausgewählt und insofern auch rationiert werden kann. Andernfalls
kommt es bei den Ausschreibungen zu unberechenbaren Preisausschlägen nach oben.
Dies war in der Vergangenheit in Deutschland fast nie der Fall. Vielmehr wurden
hier zu Lande fast alle genehmigten Projekte auch errichtet, sobald sie an
verfügbare Netzkapazitäten angeschlossen werden konnten. Dies war
klimapolitisch auch gewollt. In großen Flächenländern wie den USA dagegen
könnte die insgesamt für die Windkraftnutzung verfügbare Fläche den Strombedarf
mehrfach decken, daher erfolgt dort im allgemeinen eine Begrenzung auf andere
Weise (renewable portfolio standards).
In der letzten
Zeit scheint sich jedoch in Deutschland ein gewisser Überhang an
entwicklungsfähigen Projekten gebildet zu haben, für die eine Finanzierung
nicht oder nur verzögert erreicht werden konnte. Außerdem stehen große
Kapazitäten in offshore-Windparks vor der Genehmigung, deren Realisierung auch
im Rahmen des EEG-Änderungsvorschlags an Finanzierungsfragen scheitern könnte.
Die insgesamt im
deutschen Teil der Nordsee beantragten Erzeugungskapazitäten übersteigen zudem
den in Deutschland bestehenden Bedarf. Bei einer Preisregelung besteht die
Gefahr, dass entweder zu wenig (wahrscheinliche Entwicklung nach der Preissturz
nach 2010) oder zu viel gebaut wird.
Mögliches
Inkrafttreten
Eine sinnvoll
vorbereitete Ausschreibungsregelung könnte frühestens für das Errichtungsjahr
2006 oder 2007 Wirksamkeit erlangen, und die Vorbereitung eines Gesetzentwurfes
würde mangels Grundlagen auch einige Zeit in Anspruch nehmen. Weiterhin sollte
die dann veränderte Förderung mit der EU-Kommission abgestimmt werden. Daher
ist in jedem Fall sinnvoll, eine Zwischenregelung auf der Grundlage des
vorliegenden Gesetzesentwurfs zu beschließen, und eine etwaige
Ausschreibungsregelung anschließend mit einer neuen Gesetzesänderung zu
entwerfen. Nachdem eine Ausschreibungsregelung wegen ihrem Vorlauf zwangsläufig
stärker in die nächste Legislaturperiode hineinwirkt als die bestehende
Regelung, sollte eine solche Änderung überhaupt nur mit Zustimmung der größeren
Oppositionsparteien in Betracht kommen.
Es ist nicht zu
verschweigen, dass eine Ausschreibungsregelung mit einer mengenmäßigen Vorgabe
in stärkeren Maße planwirtschaftlichen Charakter trägt als eine Preisregelung,
bei der die Menge auf wirtschaftliche Rahmenbedingungen (technische
Entwicklung, Zinsänderungen) reagiert.
Photovoltaik
und Biomasse
Im Bereich der
Photovoltaik haben Erfahrungen Ende der 90er Jahre mit einer Solar-Strombörse
in Berlin gezeigt, dass eine Teilnahme der zahlreichen, oft privaten
Stromerzeuger an Ausschreibungsrunden zu erhöhten Transaktionskosten und
unstetiger Preisentwicklung führt. Denkbar wäre aber eine Teilnahme an
Ausschreibungen auf Großhandels- oder Herstellerebene. Diese würden dann die
Erzeugungsanlagen zusammen mit der Einspeiseregelung am Markt anbieten.
Anders als bei
der Windenergieerzeugung sind im Bereich der Biomasse mit den Lieferanten der
Biomasse und den Abnehmern der Reststoffe weitere Beteiligte langfristig in ein
Vertragswerk einzubinden. Ein Ausschreibungsmodell, das zwangsläufig zu einer
Beschränkung auf bestimmte Termine führt und die Unsicherheiten des
Vertragsabschlusses erhöht, würde daher in diesem Sektor weitaus mehr
Verzögerungen verursachen. Außerdem ist die Biomasse wegen der Bindung an die
Ressource ohnehin weniger für eine Ausschreibungs- und damit Auswahlprozedur
geeignet. Bei einem Fortgelten der Mindestpreisregelung des EEG und einer
bloßen Ergänzung um eine Ausschreibungsregelung bestünde diese Sorge aber
nicht.
Vorlagen der
Bundeswirtschaftsministeiums
Ältere
Vorschläge der BMWi verfehlten wesentliche Komponenten einer erfolgreichen
Ausschreibungsregelung; insbesondere
wegen der dort vorgesehenen Beschränkung der Preisbildung.
Für eine
erfolgreiche Ausschreibungsregelung sind folgende Bedingungen zu erfüllen:
- Fortgeltung
des degressiven Preisregelung als „Auffangposition“.
- Ein
umfassender Gesetzesentwurf ist vorzulegen, in dem insbesondere das Verfahren
und Termine eingehend so geregelt werden, dass administrative Verzögerungen
ausgeschlossen sind.
- Zur
Verstetigung der Windkraftentwicklung auf dem Niveau der letzten Jahre sind klimapolitisch
begründete Ausbauziele in ähnlicher Höhe mehrjährig gesetzlich
festzusetzen und mit einem geeigneten Faktor, der den nicht realisierten
Projektanteil berücksichtigt, in Ausschreibungsmengen hochzurechnen. Dieser
Faktor muß zunächst auf Grundlage der Erfahrungen in anderen Ländern geschätzt
werden. In den Folgejahren werden etwa zu wenig realisierte Ausbaumengen bei
der Ausschreibungsmenge kurzfristig hinzugerechnet bzw. mit einem höheren
Faktor berücksichtigt. Damit wird gewährleistet, dass einerseits die
„verlorene“ Ausbaumenge nachgeholt wird, und zusätzlich dieser Fehler in den
Folgejahren nicht wiederholt wird. Falls andererseits ein größerer Teil der
Projekte des Vorjahrs als erwartet realisiert wird, wird dieser „Überschuss“
über mehrere Folgejahre verteilt von den Ausschreibungsmengen abgezogen.
- Eine
Vorlaufzeit von mindestens zwei Jahren ab Gesetzesbeschluss ist einzurechnen;
davon mindestens ein Jahr für die Projektvorbereitung und Ausschreibungsphase,
ein weiteres Jahr für die Realisierung.
- In der
Anfangsphase sollten mehrere kleine Ausschreibungen mit kurzem Abstand
aufeinander folgen, damit sich allmählich ein Marktpreis einpendeln kann.
Später wären Abstände von ca. 3 Monaten ideal.
- Ergebnis einer
Ausschreibung sollten Verträge mit den Netzbetreibern über die Einspeisung
während der Anlagenlaufzeit sein.
- Das BSH sollte
mit Zustimmung des Bundesamts für Naturschutz zügig Genehmigungen für
Offshore-Windparks erteilen. Dabei sollte es außerhalb der vorgeschlagenen
Schutzgebiete von der bisherigen Praxis abweichen, zunächst nur vergleichsweise
kleine Pilotanlagen der größer angelegten Offshore-Windparks zu genehmigen.
Dies ist notwendig, um Angebotsengpässe und daraus resultierende
Preisausschläge zu vermeiden.
- Die Mehrkosten
(bzw. auf Seiten der Windenergieanbieter Mehrerträge) einer
Ausschreibungsregelung gegenüber dem bisherigen Modell des EEG sollten auf
weitere Teile des fossilen Energiemarktes verteilt werden, um nicht allein die
Stromabnehmer zu belasten.
Gegenüber den
kostenorientierten Preisfestsetzungen des EEG führt eine Ausschreibungsregelung
vor allem an günstigen Standorten zu höheren Erträgen, da diese Betreiber ihre
Preise dann an die Preise angleichen können, die für die Realisierung von
Binnenland- und Offshore-Standorte erforderlich sind. Dagegen erzielen sie
heute durch die Preisdifferenzierung ab dem sechsten Jahr niedrigere Preise.
Eine Ausschreibungsregelung kann damit vor allem die Windkraft in
Küstennähe finanziell unterstützen, einschließlich des Repowering. Die
Verstetigung der Nachfrage erleichtert insbesondere Herstellern und
offshore-Dienstleistern die langfristige Planung. Die wirtschaftlichen
Interessen der Windenergiebranche und ihrer Beschäftigten können also bei einer
Ausschreibungsregelung gewahrt bleiben.
Unter
Gesichtspunktes des Klimaschutzes ist es unerheblich, unter welchen Zahlungsmodalitäten
der notwendige Umbau der Energiewirtschaft erfolgt.
Kostenminderungen
für die Stromverbraucher können von einem Übergang zu einem
Ausschreibungsverfahren jedoch nicht erwartet werden, sofern dieser Übergang nicht zum Anlaß
genommen wird, den Windkraftausbau insgesamt abzuschwächen.
37. Ausser-Kraft-treten
Das
Gesetz sollte folgende Schlußbestimmung erhalten:
„Die
Verpflichtung zur Vergütung nach §5 entfällt, so bald gewährleistet ist, dass
die Erzeuger und Verbraucher von Elektrizität, die mit fossilen oder nuklearen
Primarenergien erzeugt wird, in vollem Umfang gesamtschuldnerisch für die
Schäden haften, die durch diese Form der Energieerzeugung verursacht werden.
Mit
freundlichen Grüßen
Joachim Falkenhagen