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BMU
Hr. Dr. Dürrschmidt

Alexanderplatz 6

 

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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


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Windland Energieerzeugungs GmbH