Diese Arbeit zeigt die gesetzlichen Neuregelungen im Offshore-Windenergieanlagensektor auf, und analysiert, welche Auswirkungen sich durch das WindSeeG auf die Offshore-Windenergie ergeben. In diesem Zusammenhang werden auch die Änderungen des EEG 2017, mit dem Fokus Veränderungen für die Offshore-Windenergie, dargestellt.
Zunächst werden die rechtlichen Rahmenbedingungen für Offshore-Windenergieanlagen erläutert. Ausgehend von dieser Grundlage wird der Ablauf des Planungsverfahrens bei Offshore-Windenergieanlagen in der AWZ gezeigt. Das folgende Kapitel widmet sich dem neuen Ausschreibungsmodell, welches mit Ländern, Verbänden und Unternehmen vor den Gesetzesbeschlüssen bereits breit diskutiert wurde. Im Anschluss darauf folgen die Darstellung der besonderen Herausforderungen beim Netzanschluss von Offshore-Windenergieanlagen und die Auswirkungen der Gesetzesänderungen auf den Netzanschluss. Fazit und Ausblick fassen die wesentlichen Aspekte noch einmal zusammen. Sie klären abschließend die Erfordernisse des WindSeeG und EEG 2017, und ob sich die Gesetzesziele, eine Steigerung der Windenergie auf See und die damit verbundenen Ausbauziele, erreichen lassen.
Inhalt
Abbildungsverzeichnis
Tabellenverzeichnis
Abkürzungsverzeichnis
1 Einleitung
2 Rechtliche Rahmenbedingungen für Offshore-Windenergieanlagen
2.1 Zonierung der Nord- und Ostsee nach dem SRÜ
2.2 Raumordnung in der Ausschließlichen Wirtschaftszone
2.3 Windenergie-auf-See-Gesetz
2.3.1 Einbindung des WindSeeG im Energierecht
2.3.2 Gliederung und zeitlicher Anwendungsbereich des WindSeeG
2.4 Erneuerbare-Energien-Gesetz
2.4.1 Vermarktung des erzeugten Stroms
2.4.2 Verzahnung EEG 2017 und WindSeeG
2.5 Exkurs: Küstenmeer
2.6 Zusammenfassung
3 Ablauf des Planungsverfahren bei Offshore-Windenergieanlagen in der AWZ
3.1 Vorklärung und Standortanalyse
3.2 Planung und Genehmigung
3.2.1 Zulassung von Windenergieanlagen auf See nach Seeanlagenverordnung ...
3.2.1.1 Genehmigung nach Seeanlagenverordnung alte Fassung
3.2.1.2 Genehmigung nach Seeanlagenverordnung neue Fassung
3.2.2 Zulassung von Windenergieanlagen auf See nach WindSeeG
3.2.2.1 Zulassungsverfahren für bestehende Projekte
3.2.2.2 Zulassungsverfahren Zentrales Modell
3.2.2.3 Flächenentwicklungsplan
3.2.2.4 Voruntersuchung von Flächen
3.3 Realisierung
3.4 Zusammenfassung
4 Einführung von Ausschreibungen
4.1 Ausschreibungen im Übergangssystem
4.2 Ausschreibungen im Zentralen Modell
4.3 Kompensation durch Eintrittsrecht
4.4 Zusammenfassung
5 Netzanschluss
5.1 Netzanbindungsverpflichtung des Übertragungsnetzbetreibers
5.2 Positionspapier der Bundesnetzagentur
5.3 Bundesfachplan-Offshore
5.4 Netzentwicklungsplan
5.4.1 Schritte zum Netzausbau
5.4.1.1 Szenariorahmen
5.4.1.2 Netzentwicklungspläne und Bundesbedarfsplan
5.4.2 Offshore-Netzentwicklungsplan 2025
5.4.3 Gemeinschaftsweiten Netzentwicklungsplan
5.5 Zusammenfassung
6 Fazit und Ausblick
7 Literaturverzeichnis
8 Rechtsquellenverzeichnis
ABBILDUNGSVERZEICHNIS
Abb. 1 Deutsche Verwaltungsgrenzen in der Nordsee (Buchholz, 2005)
Abb. 2 Deutsche Verwaltungsgrenzen in der Ostsee (Buchholz, 2005)
Abb. 3 Raumordnungsplan für die deutsche AWZ in der Nordsee (BSH, 2009a)
Abb. 4 Raumordnungsplan für die deutsche AWZ in der Ostsee (BSH, 2009b)
Abb. 5 Zeitliche Anwendbarkeit des WindSeeG auf Projekte (Brahms, 2017)
Abb. 6 Vergleich Marktprämienmodell nach EEG 2017 und feste Einspeisevergütung nach EEG 2014 (Next Kraftwerke, 2017)
Abb. 7 Cluster in der Nordsee (BSH, 2013)
Abb. 8 Cluster in der Ostsee (BSH, 2014)
Abb. 9 Schritte zum Netzausbau (eigene Darstellung nach BNetzA, 2016a)
Abb. 10 Entfernungszonen in der Nordsee (BNetzA, 2016b)
Abb. 11 Entfernungszonen in der Ostsee (BNetzA, 2016b)
TABELLENVERZEICHNIS
Tab. 1 Vergleich Vergütungsanspruch gemäß EEG 2014 und EEG 2017
Tab. 2 Ablauf des Planungsverfahrens bei Offshore-Windenergieanlagen
Tab. 3 Genehmigungsgrundlagen für Offshore-Windparks in der AWZ
Tab. 4 Systemwechsels bei der Offshore-Netzanbindung (eigene Darstellung nach Wagner, 2016)
ABKÜRZUNGSVERZEICHNIS
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1 EINLEITUNG
Als zentraler Baustein der Energiewende soll der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch von derzeit etwa 32 Prozent[1] auf 40 bis 45 Prozent im Jahr 2025 und auf 55 bis 60 Prozent im Jahr 2035 steigen. Im Jahr 2050 soll der Anteil bei mindestens 80 Prozent liegen (vgl. § 1 Abs. 1 EEG 2017). Die erneuerbaren Energien übernehmen daher langfristig die zentrale Rolle in der Stromerzeugung. Dies erfordert eine Umwandlung des gesamten Energieversorgungssystems.
Schon heute wächst der Beitrag der erneuerbaren Energien an der Energieversorgung in Deutschland stetig. Im März 2017 speisten insgesamt 28.217 Windenergieanlagen in Deutschland Strom in das deutsche Netz ein. Ein Großteil der deutschen Windenergieanlagen sind Onshore-Windenergieanlagen (27.270 Anlagen). Nur 947 Anlagen erzeugen Strom mit Hilfe von Windenergie auf See. Die installierte Gesamtleistung aus allen deutschen Windenergieanlagen beträgt derzeit über 50 Gigawatt, davon entfallen vier Gigawatt[2] installierte Leistung auf Offshore-Windenergieanlagen (BWE, 2017c).
Mit dem Energiekonzept der Bundesregierung vom September 2010[3] bestehen langfristig angelegte Pläne, die Energiewende einzuleiten und durchzuführen. Demnach sollen Treibhausgasemissionen in Deutschland bis zum Jahr 2050 um 80 bis 95 Prozent gegenüber dem Wert aus dem Jahr 1990 gesenkt werden. Grundlage für die Entwicklung der erneuerbaren Energien sind Rahmenbedingungen, wie sie u. a. durch das Erneuerbare- Energien-Gesetz (EEG) geschaffen wurden. Auch die Offshore-Windenergie stellt bei der Entwicklung eine tragende Säule dar (Bundesregierung, 2010). Bis zum Jahr 2030 soll nach den Plänen der Bundesregierung eine Offshore-Leistung von 15 Gigawatt am Netz sein (vgl. § 1 Abs. 2 WindSeeG). Das stellt eine Steigerung der Offshore-Leistung in den nächsten 13 Jahren um über 70 Prozent dar.
Um dieses Ziel zu erreichen wurde durch den Bundestag das Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien beschlossen (Watson Farlley & Williams, 2016). Die Bundesregierung leitet damit die nächste Phase der Energiewende ein. Artikel 1 beinhaltet das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2017). Für das Ausschreibungsverfahren der Offshore-Windenergie wurde das Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-See-Gesetz - WindSeeG) verfasst, welches als Artikel 2 in das 0. g. Gesetz integriert ist. Das WindSeeG konkretisiert die entsprechenden Neuerungen im Offshore-Sektor und verzahnt die Ausschreibungen mit den Bereichen Planung und Genehmigung. Das Gesetz zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien ist am 1. Januar 2017 in Kraft getreten. Die erste Ausschreibungsrunde fand im April 2017 statt (vgl. § 26 Abs. 1 WindSeeG i. V. m. Art. 16 Nr. 3 KWKStrRÄndG).
Diese Masterarbeit zeigt die gesetzlichen Neuregelungen im Offshore-Windenergieanlagen- sektor auf, und analysiert welche Auswirkungen sich durch das WindSeeG auf die OffshoreWindenergie ergeben. In diesem Zusammenhang werden auch die Änderungen des EEG 2017, mit dem Fokus Veränderungen für die Offshore-Windenergie, dargestellt.
Innerhalb dieser Arbeit gilt zu klären, was sich mit dem neuen WindSeeG ändert, welche wichtigen gesetzlichen Neuregelungen das WindSeeG und das EEG 2017 enthalten und wie sich diese gesetzgeberischen Maßnahmen auf die Offshore-Windindustrie auswirken. Dabei ist es wichtig, tiefer in das Thema Offshore-Windenergie einzutauchen. Für den Leser bleibt zu berücksichtigen, dass diese Arbeit im Mai 2017 erstellt wurde und weitestgehend den Stand zu diesem Zeitpunkt abbildet.
Im Folgenden werden zunächst die rechtlichen Rahmenbedingungen für Offshore-Wind- energieanlagen erläutert (vgl. Kap. 2). Ausgehend von dieser Grundlage wird der Ablauf des Planungsverfahrens bei Offshore-Windenergieanlegen in der AWZ gezeigt (vgl. Kap. 3). Kapitel 4 widmet sich dem neuen Ausschreibungsmodell, welches mit Ländern, Verbänden und Unternehmen vor den Gesetzesbeschlüssen bereits breit diskutiert wurde. Im Anschluss darauf folgen die Darstellung der besonderen Herausforderungen beim Netzanschluss von Offshore-Windenergieanlagen und die Auswirkungen der Gesetzesänderungen auf den Netzanschluss. Fazit und Ausblick fassen die wesentlichen Aspekte noch einmal zusammen. Sie klären abschließend die Erfordernisse des WindSeeG und EEG 2017, und ob sich die Gesetzesziele, eine Steigerung der Windenergie auf See und die damit verbundenen Ausbauziele, erreichen lassen.
2 RECHTLICHE RAHMENBEDINGUNGEN FÜR OFFSHORE-WINDENERGIEANLAGEN
Anfang der 80iger Jahre galten die Meere noch als res communis, d. h. sie gehörten allen gemeinsam und durften nach weltweiter Überzeugung weder insgesamt noch teilweise von einzelnen Staaten beansprucht werden[4]. Nur einen Küstenstreifen von etwa drei Seemeilen Breite unterstellten die meisten Küstenstaaten der eigenen Souveränität (Buchholz, 2005).
Die endgültige räumliche Gliederung der deutschen Meereszonen geschah auf Basis des „Seerechtsübereinkommens der Vereinten Nationen (SRÜ)[5] " von 1982. Mit der „Bekanntmachung der Proklamation der Bundesregierung über die Ausweitung des deutschen Küstenmeeres[6] " wurden zum 01. Januar 1995 die Grenzen der deutschen Meereszonen in Nord- und Ostsee festgelegt.
2.1 ZONIERUNG DER NORD- UND OSTSEE NACH DEM SRÜ Der deutsche Meeresanteil wurde in drei Meereszonen eingeteilt (vgl. Abb. 1 und Abb. 2):
1. Die „Inneren Gewässer", zwischen der Linie des mittleren Tidehochwassers (MThw) und der Linie des mittleren Tideniedrigwassers (MTnw) bzw. den geraden Basislinien (die von Art. 7 SRÜ zur Vereinfachung unregelmäßiger Küstenlinien erlaubt sind), gehören ohne Einschränkung zum Staatsgebiet Deutschlands (vgl. Art. 8 SRÜ).
2. Das „Küstenmeer" liegt seewärts des MTnw bzw. der geraden Basislinien und darf sich bis zu 12 Seemeilen in das Meer erstrecken (vgl. Art. 3 SRÜ). Luftraum, Meeresboden und -grund werden in diesem Bereich dem Küstenmeer zugeordnet (vgl. Art. 2 Nr. 2 SRÜ). Die Außengrenze des Küstenmeeres ist die Staatsgrenze Deutschlands im Meer. Das Küstenmeer unterliegt der vollen Souveränität, d. h. den Gesetzmäßigkeiten, des Küstenstaates (vgl. Art. 2 Nr. 1 SRÜ).
3. Die „Ausschließliche Wirtschaftszone" (AWZ) ist kein deutsches Hoheitsgebiet. Sie darf seewärts der 12-Seemeilen-Grenze von der Basislinie bis zu 200 Seemeilen in das Meer reichen (vgl. Art. 57 SRÜ). In der AWZ hat Deutschland das ausschließliche Recht der wissenschaftlichen Forschung und Nutzung sowie die Pflicht zum Naturschutz (vgl. Art. 56 Abs. 1 SRÜ). Ansonsten bleiben die Rechte fremder Staaten nach dem Prinzip der Freiheit der Meere unberührt (vgl. Art. 58 SRÜ).
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2.2 RAUMORDNUNG IN DER AUSSCHLIEßLICHEN WIRTSCHAFTSZONE
Um die Bedürfnisse aller Raumansprüche in Einklang zu bringen und zu einer nachhaltigen, ausgewogenen Ordnung, Entwicklung und Sicherung des Raums zu gelangen, bedarf es einer integrativen, umfassend abwägenden und vorausschauenden Planung, Lenkung und Sicherung. Dieses ist die Aufgabe der Raumordnung. Vor diesem Hintergrund und insbesondere der raumbedeutsamen Planungen für Offshore-Windparks wurde der Geltungsbereich des Raumordnungsgesetzes (ROG - vgl. § 17 ROG) im Jahre 2004 auch auf die nicht zum deutschen Hoheitsgebiet gehörende AWZ erstreckt (Nolte, 2010).
Die Raumordnung in der AWZ zeichnet sich durch die Besonderheit aus, dass es sich bei dem Planungsraum um ein Ökosystem handelt, bei dem mögliche Auswirkungen auf die Umwelt und Wechselwirkungen nicht vollständig bekannt sind. Die Bestimmung von Gebieten sowie die weiteren Festlegungen für einzelne Nutzungen sind somit auch abhängig von den zur Verfügung stehenden Daten und Informationen. Zudem stellt die Raumordnung in der AWZ eine einstufige Planung dar, d. h. sie wird nicht auf nachfolgenden Ebenen in Teilräume ausdifferenziert und in kleinerem Maßstab beplant. In diesem Zusammenhang ist zu berücksichtigen, dass es in der AWZ kein Raumordnungsverfahren gemäß § 15 ROG gibt, welche die Raumverträglichkeit einzelner Maßnahmen untersucht. Auch hinsichtlich der Beschaffenheit des Planungsraumes ergeben sich bei einer Beplanung des Meeres andere Anforderungen gegenüber einer Planung auf dem Land, da es wenig Orientierungspunkte in der Fläche gibt. Die Gebietsabgrenzungen für einzelne Nutzungen sind in der räumlichen Wahrnehmung in der Regel nicht erfassbar. Daher ist eine Verortung anhand von Koordinaten notwendig. Darüber hinaus werden die entsprechenden Nutzungen auf dem Meer häufig großflächiger ausgeübt, was entsprechend großflächige Gebietsausweisungen nach sich ziehen kann. Die Dreidimensionalität des Planungsraums im Meer ist vielschichtiger ausgeprägt als an Land. Die verschiedenen Ebenen, Meeresoberfläche, Wassersäule, Meeresboden, Meeresuntergrund sowie Luftraum, weisen jeweils spezielle Nutzungsmöglichkeiten und Schutzerfordernisse auf. Dieses erhöht das Potenzial der Unverträglichkeit einzelner Nutzungen, zugleich erhöhen sich jedoch auch die Möglichkeiten planerischer Festlegungen, indem für verschiedene Ebenen z. T. verschiedene Regelungen getroffen werden können (ebd.).
In der AWZ haben Beteiligungsverfahren einen anderen Schwerpunkt. Da die Meeresumwelt keine administrativen Grenzen kennt und die voraussichtlichen erheblichen Auswirkungen der Durchführung der Raumordnungspläne auf Nachbarstaaten zu prüfen sind, hat die grenzüberschreitende Beteiligung im Verfahren einen hohen Stellenwert. Eine Abstimmung zwischen den Planungen in der AWZ und den Bundesländern ist daher sehr wichtig, auch für eine Anbindung der stromabführenden Kabel von Windenergieanlagen an Land (ebd.).
Das Bundesministerium für Verkehr und digitale Infrastruktur (BMVI) stellt unter der Mitarbeit des Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrografie (BSH) Raumordnungspläne für die AWZ in der Nord- und Ostsee zur räumlichen Steuerung der dortigen unterschiedlichen Nutzungen und Funktionen auf. Hintergrund für den Steuerungsbedarf sind die zunehmenden Konflikte zwischen der sich entwickelnden flächenintensiven Offshore-Windenergienutzung, deren schneller Ausbau ein wichtiges Anliegen der Bundesregierung ist, dem Meeresumweltschutz sowie den herkömmlichen Nutzungen, wie z. B. der Schifffahrt. Die Raumordnungspläne werden in Form von Rechtsverordnungen aufgestellt und beinhalten Ziele und Grundsätze der Raumordnung für die Windenergiegewinnung. Es werden Vorranggebiete für die Nutzungen Windenergie, Schifffahrt sowie Rohrleitungen und Seekabel festgelegt, in denen andere Nutzungen unzulässig sind, sofern sie mit den vorrangigen Nutzungen nicht vereinbar sind (BMVI, 2016).
Für die deutsche AWZ in Nord- und Ostsee wurden fünf Leitlinien zur nachhaltigen räumlichen Entwicklung der AWZ formuliert:
1. Sicherung und Stärkung des Schiffsverkehrs.
Wichtige Schifffahrtswege werden als Vorrang- und Vorbehaltsgebiete Schifffahrt festgelegt, diese bilden das Grundgerüst des Raumordnungsplanes, an dem sich die anderen Nutzungen zu orientieren haben (Nolte, 2010).
2. Stärkung der Wirtschaftskraft durch eine geordnete Raumentwicklung und Optimierung der Flächennutzung.
Damit ergibt sich die Möglichkeit, ggf. konkurrierende Nutzungen in einer Gesamtschau zu betrachten und zu koordinieren und einen Interessenausgleich zu schaffen. Dies ist eine wichtige Grundlage für die künftige wirtschaftliche Entwicklung und berücksichtigt die Bedeutung der einheimischen Rohstoffe sowie die der Fischerei (ebd.).
3. Rahmenbedingungen für eine möglichst schnelle Erschließung der Potenziale der Offshore-Windenergie setzen (ebd.).
Eine Grundlage der Raumordnungspläne ist die im Rahmen der Nachhaltigkeitsstrategie verabschiedete „Strategie der Bundesregierung zur Windenergienutzung auf See" vom Januar 2002 (Bundesregierung, 2002). Sie verfolgt das Ziel, die Rahmenbedingungen für eine möglichst schnelle Erschließung der Potenziale der Offshore-Windenergie zu setzen. Zur Förderung der Offshore-Windenergienutzung wurden Vorranggebiete zur besonderen
Eignung für Windenergie festgelegt und Regelungen zur Ableitung des in der AWZ gewonnenen Stroms getroffen (Nolte, 2010).
4. Langfristige Sicherung und Nutzung der besonderen Eigenschaften und Potenziale der AWZ.
Ortsfeste Nutzungen müssen reversibel sein, d. h. dass bauliche Anlagen nach Aufgabe der Nutzung zurückzubauen sind. Für die langfristige Sicherung und Nutzung der Potenziale der AWZ ist ein sparsamer Umgang mit Flächen anzustreben. Des Weiteren darf es nicht zu einer Verlagerung von problematischen Nutzungen vom Land auf das Meer kommen; gleichzeitig sollen Nutzungen, die auf das Meer angewiesen sind, Priorität genießen (ebd.).
5. Erhaltung, Schutz sowie Förderung der natürlichen Funktionen, Systeme und Prozesse zur Sicherung der natürlichen Lebensgrundlagen.
Störungen und Verschmutzungen des Ökosystems Meer und der darauf bezogenen natürlichen Funktionen, Systeme und Prozesse sind zu vermeiden; die biologische Vielfalt ist zu fördern und zu erhalten (ebd.).
Die Raumordnungspläne für die deutsche AWZ in der Nord- und Ostsee traten am 26. September 2009 (AWZ Nordsee-ROV[7] ) bzw. am 19. Dezember 2009 (AWZ Ostsee- ROV[8] ) in Kraft. Die Festlegungen für die deutsche AWZ der Nord- und Ostsee sind auf den folgenden Karten dargestellt (vgl. Abb 3 und Abb. 4):
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2.3 WINDENERGIE-AUF-SEE-GESETZ
Die Regelungen zur Behandlung der Nutzung der Windenergie auf See werden seit dem 01. Januar 2017 zusammengefasst und in ein neues Gesetz, das Windenergie-auf-See- Gesetz (WindSeeG), überführt. Das Gesetz behandelt komplex und detailliert die entsprechenden Neuregelungen im Offshore-Sektor. Gründe für diese Neuerungen sind, der Ausbau der Windenergie auf See soll, vor allem im Interesse des Klima- und Umweltschutzes weiter gefördert werden, Ziel ist es die Leistung der Windenergieanlagen auf See in den Jahren 2021 bis 2030 auf insgesamt 15 Gigawatt zu steigern (vgl. § 1 Abs. 2 WindSeeG), der Ausbau der Windenergieanlagen und der Ausbau der Offshore-Anbindungsleitungen sollen aufeinander abgestimmt werden (vgl. § 1 Abs. 2 S. 3 WindSeeG), durch eine bessere Verzahnung der Flächenplanung, Raumordnung, Anlagengenehmigung, EEG-Förderung und Netzanbindung (BT-Drs. 18/8860, 2016 S. 2). Der Ausbau soll stetig, kosteneffizient und unter Berücksichtigung der für die Abnahme, Übertragung und Verteilung des Stroms erforderlichen Netzkapazitäten erfolgen (vgl. § 1 Abs. 2 S. 2 WindSeeG). Bisher erfolgte die Netzanbindung gemäß Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP, vgl. 5.4.2) und war nicht an den Bau der Windenergieanlagen geknüpft, was häufig lange Fristen für die Umsetzung des Netzanschlusses zur Folge hatte (Patt, 2016).
Der überwiegende Teil der deutschen Offshore-Windenergieanlagen befindet sich in der Nordsee[9], daher soll der Zubau von Offshore-Windenergieanlagen bis zum Jahr 2021 ausschließlich in der Ostsee[10] erfolgen (vgl. § 27 Abs. 4 S. 1 Nr. 1 WindSeeG), um die Nutzung der Windenergie auf See auch dort voranzutreiben. Für einen weiteren Zubau in der Nordsee ist zunächst der Ausbau des Stromnetzes an Land erforderlich. Die nächste Maßnahme wird aber erst Ende 2021[11] fertiggestellt (Patt, 2016).
Das neue WindSeeG sieht ebenso eine staatliche Voruntersuchung von Flächen vor (vgl. §§ 9 bis 13 WindSeeG und Kap.3.2.2.4), um die bisher langen Vorlaufzeiten für Projektentwicklung und Genehmigungsverfahren nach SeeAnlV (vgl. Kap 3.2.1.2) zu reduzieren. Zentrales Instrument wird dabei der Flächenentwicklungsplan (FEP, vgl. Kap. 3.2.2.3) sein. Der aktuelle Verfahrensablauf ist außerdem nur bedingt für Ausschreibungen geeignet (Höfling, 2015). Durch die Neuregelungen im WindSeeG erfolgt eine Umstellung der Förderung auf Ausschreibung, dadurch wird die starre gesetzliche Vergütungsvorgabe aufgeho- ben, die Höhe der Marktprämie wird wettbewerblich über ein Ausschreibungsverfahren ermittelt (vgl. §§ 14 bis 38 WindSeeG und Kap. 4).
2.3.1 Einbindung des WindSeeG im Energierecht
Das WindSeeG findet Anwendung in der AWZ der Bundesrepublik Deutschland, im Küstenmeer und auf der Hohen See (vgl. § 2 Abs. 2 WindSeeG). Es regelt die Fachplanung in der AWZ und im Küstenmeer, sowie die Voruntersuchung von Flächen für die Stromerzeugung aus Windenergieanlagen auf See. Außerdem gilt es für Ausschreibungen zur wettbewerblichen Ermittlung der Marktprämie nach § 22 Abs. 5 EEG 2017 und die Zulassung, die Errichtung, die Inbetriebnahme und den Betrieb von Windenergieanlagen auf See einschließlich Offshore-Anbindungsleitungen bei Inbetriebnahme nach dem 31. Dezember 2020 (vgl. § 2 Abs. 1 WindSeeG).
Der Anwendungsbereich erstreckt sich neben Windenergieanlagen auf See auch auf Anlagen zur Übertragung von Strom aus Windenergieanlagen auf See einschließlich der jeweils zur Errichtung und zum Betrieb der Anlagen erforderlichen technischen und baulichen Nebeneinrichtungen im Bereich der AWZ und auf der Hohen See (vgl. § 44 Abs. 1 WindSeeG). Nicht erfasst sind allerdings Anbindungsleitungen.
Die Seeanlagenverordnung tritt am 01. Januar 2017 außer Kraft (vgl. Art. 25 Abs. 2 EEAusG). Dadurch ergibt sich vom 01. Januar 2017 bis 31. Dezember 2020 ein Gestattungsloch. Dieses Gestattungsloch wurde mit Hilfe des Gesetzes zur Änderung der Bestimmungen zur Stromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplung und zur Eigenversorgung (KWKStrRÄndG) vom 22. Dezember 2016, mit Geltung ab 01. Januar 2017 aufgehoben.
Die neue Übergangsbestimmung gemäß § 77 Abs. 1 WindSeeG i. V. m. Art. 16 § 77 KWKStrRÄndG besagt, dass die SeeAnlV weiterhin in der AWZ und auf Hoher See auch über den 01. Januar 2017 hinaus gilt, wenn für die Windenergieanlage eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine Zuweisung von Anschlusskapazität vorliegt, bei wesentlicher Änderung gilt allerdings vorzeitig das Planfeststellungsregime des WindSeeG für das Änderungsverfahren auch vor Ende 2020 (vgl. Art. 16 § 77 KWKStrRÄndG). Bei einer Inbetriebnahme ab 2021 bedürfen alle Anlagen einer Genehmigung durch das BSH in Form eines Planfeststellungsverfahrens (vgl. § 45 WindSeeG).
Das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) bleibt weiterhin für die Regulierung der Netzanbindung gültig (vgl. §§ 17a ff. EnWG). Soweit das WindSeeG keine spezifischen Regelung enthält findet das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG 2017) auf die Windenergieanlage und den erzeugten Strom Anwendung, dies gilt insbesondere für, technische Einrichtungen (vgl. § 9 EEG 2017), die Anforderungen der Direktvermarktung (vgl. §§ 20 und 21 EEG 2017) und die allgemeinen Bestimmungen zur Ausschreibung (vgl. §§ 28 bis 35a EEG 2017).
2.3.2 Gliederung und zeitlicher Anwendungsbereich des WindSeeG Das WindSeeG wird gegliedert in:
- Allgemeine Bestimmungen (vgl. §§ 1 bis 3 WindSeeG),
- Zielsetzung, Anwendungsbereich und Begriffsbestimmungen
- Fachplanung (vgl. §§ 4 bis 13 WindSeeG),
- Flächenentwicklung und Voruntersuchung von Flächen
- Ausschreibungen (vgl. §§ 14 bis 43 WindSeeG),
- Differenzierung nach Projekten, Eintrittsrechte
- Zulassung, Errichtung und Betrieb von Windenergieanlagen (vgl. §§ 44 bis 67 WindSeeG),
- Geltungsbereich, Realisierungsfristen
- Pilotwindenergieanlagen (vgl. §§ 68 bis 70 WindSeeG) und
- Sonstige Bestimmungen (vgl. §§ 71 bis 79 WindSeeG).
Die zeitliche Anwendbarkeit des WindSeeG lässt sich in drei Phasen einteilen (vgl. Abb. 5):
1. Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2020 (vgl. § 47 EEG 2017)
Bei Windenergieanlagen auf See die vor dem 01. Januar 2017 eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine Anschlusskapazität (vgl. § 47 Abs. 1 Nr. 1 EEG 2017) erhalten haben und vor dem 01. Januar 2021 in Betrieb genommen worden sind (vgl. § 47 Abs. 1 Nr. 2 EEG 2017) richtet sich die gesetzliche Förderhöhe nach § 22 Abs. 5 S. 2 EEG 2017. Der Betreiber der Windenergieanlage hat einen Zahlungsanspruch auf Grundlage eines Anfangs- und eines Grundwertes und einen Anspruch auf Verlängerung der Anfangsförderung bei technischen Störungen der Netzanbindung (vgl. § 19 EEG 2017 i. V. m. § 47 EEG 2017). Das Stauchungsmodell, bei dem in den ersten Jahren eine erhöhte Anfangsvergütung gezahlt wird, bleibt erhalten (vgl. § 47 Abs. 3 EEG 2017 und Kap. 2.4).
2. Inbetriebnahme ab dem 01. Januar 2021 bis zum 31. Dezember 2025 (vgl. §§ 26 und 27 WindSeeG)
Bei einer Inbetriebnahme von Windenergieanlagen auf See ab dem 01. Januar 2021 bis zum 31. Dezember 2025 gilt ein Übergangsmodell (vgl. §§ 26 ff. WindSeeG und Kap. 4.1), für bestehende Projekte gemäß § 26 Abs. 2 WindSeeG. Das Übergangsmodell gilt für Anlagen, die vor dem 01. August 2016 nach §§ 5 oder 17 SeeAnlV für die AWZ planfestgestellt oder genehmigt worden sind oder nach § 4 Abs. 1 BImSchG für das Küstenmehr eine Genehmigung erteilt worden ist oder ein Erörterungstermin nach § 73 Abs. 6 VwVfG durchgeführt worden ist und geplant sind im Fall von Vorhaben in der AWZ in den vorgesehenen Clustern in Nord- und Ostsee (vgl. § 26 Abs. 2 WindSeeG).
3. Inbetriebnahme ab dem 01. Januar 2026 (vgl. § 16 WindSeeG)
Das Zentrale Modell (vgl. §§ 4 ff. WindSeeG) enthält Regelungen zu Ausschreibungen für Windenergieanlagen auf See (vgl. Kap. 4.2) die ab dem 01. Januar 2026 auf voruntersuchten Flächen (vgl. Kap. 3.2.2.4) in Betrieb genommen werden (vgl. § 16 WindSeeG).
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Offshore NetzentwicklunasDian
Abb. 5 Zeitliche Anwendbarkeit des WindSeeG auf Projekte (Brahms, 2017)
2.4 ERNEUERBARE-ENERGIEN-GESETZ
Als Instrument zur Förderung des Stroms aus erneuerbaren Energien wurde das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) entwickelt. Es trat erstmals im Jahr 2000 in Kraft und wurde seither stetig weiterentwickelt (vgl. EEG 2004, EEG 2009, EEG 2012, PV-Novelle, EEG 2014, EEG 2017).
Wesentliches Prinzip des EEG ist eine Verpflichtung der Netzbetreiber zur vorrangigen Abnahme des Stroms aus erneuerbaren Energien zu vorgegebenen Vergütungssätzen. (BMWi, 2017c). Um im „Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung (...) zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu fördern (§ 1 Abs. 1 EEG 2017)". Der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten
Stroms am Bruttostromverbrauch soll bis zum Jahr 2050 auf mindestens 80 Prozent gesteigert werden. Der Ausbau soll stetig, kosteneffizient und netzverträglich erfolgen (vgl. § 1 Abs. 2 EEG 2017). Die Steigerung der installierten Leistung von Windenergieanlagen auf See soll bis zum Jahr 2020 auf 6500 Megawatt und bis zum Jahr 2030 auf 15000 Megawatt erfolgen (vgl. § 4 Nr. 2 EEG 2017).
Das EEG ist degressiv ausgestaltet, d. h. die Vergütungssätze verringern sich mit zunehmender Technologieentwicklung und Marktdurchdringung (vgl. Tab. 1, S. 22) und werden in regelmäßigen Abständen geprüft. Die Anpassung der Vergütungsstrukturen erfolgt mit der Novellierung des EEG durch den Bundestag (BMWi, 2017c).
Die Vergütungshöhe des erneuerbaren Stroms wird mit dem EEG 2017 nicht mehr, wie bisher, staatlich festgelegt, sondern durch Ausschreibungen am Markt ermittelt. Eine Förderung erhält derjenige, der am wenigsten für den wirtschaftlichen Betrieb einer neuen Erneuerbaren-Energien-Anlage fordert. Das EEG 2017 stellt sicher, dass am Wettbewerb möglichst viele verschiedene Betreiber teilnehmen können. Weiterhin sorgt es dafür, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien stärker mit dem Ausbau der Stromnetze verzahnt wird (BMWi, 2017a). Das EEG 2017 regelt für Offshore-Windenergieanlagen die Vergütung für Strom und legt neben der Höhe und Gestaltung der Vergütung den Vergütungszeitraum fest (BMWi, 2017c).
2.4.1 Vermarktung des erzeugten Stroms
Betreiber von Erneuerbaren-Energien-Anlagen haben für den in den Anlagen erzeugten Strom gegenüber dem Netzbetreiber einen Anspruch auf Marktprämie oder Einspeisevergütung (vgl. § 19 Abs. 1 EEG 2017). Voraussetzung für die Zahlung der Marktprämie sind die Direktvermarktung und Bilanzierung des Stroms und die Fernsteuerbarkeit der Anlagen. Außerdem besteht eine Pflicht des Netzbetreibers, den Strom als „Strom aus erneuerbaren Energien" zu kennzeichnen (vgl. § 20 EEG 2017). Ein Anspruch auf die Zahlung einer Einspeisevergütung besteht nur dann, wenn eine vollständige Einspeisung des erzeugten Stroms ins das Netz des Netzbetreibers erfolgt (vgl. § 21 EEG Abs. 2 Nr. 1 EEG 2017) und solange ein von der Bundesnetzagentur erteilter Zuschlag für die Anlage wirksam ist (vgl. § 22 Abs. 5 EEG 2017). Von der Ausschreibungspflicht ausgenommen sind Anlagen die bis zum 31. Dezember 2016 eine unbedingte Netzanbindungszusage oder Anschlusskapazität erhalten haben, bis zum 31. Dezember 2020 in Betrieb genommen werden oder Pilotwindenergieanlagen auf See12 (vgl. § 22 Abs. 5 EEG 2017).
Für Offshore-Windparks bei Inbetriebnahme bis zum 31. Dezember 2019 besteht die Wahlmöglichkeit zwischen zwei unterschiedlichen Vergütungsmodellen (vgl. § 47 EEG 2017). Das Basismodell, dabei erfolgt eine Inanspruchnahme der Anfangsvergütung über einen Zeitraum von zwölf Jahren, oder das Stauchungsmodell, dabei erfolgt eine Inanspruchnahme einer erhöhten Anfangsvergütung für insgesamt acht Jahre. Nach Ablauf des jeweiligen Zeitraums liegt die Grundvergütung pauschal bei 3,9 ct/kWh (vgl. Tab. 1). Die Inanspruchnahme des Stauchungsmodells muss der Anlagenbetreiber bereits vor der Inbetriebnahme der Anlage vom Netzbetreiber verlangen. Ab dem 01. Januar 2020 kann keine Vergütung nach dem Stauchungsmodell mehr in Anspruch genommen werden. Für Offshore-Windparks, die nach dem 31. Dezember 2020 in Betrieb gehen, wird der Vergütungssatz im Rahmen einer Ausschreibung ermittelt. Die Vergütungssätze wurden im Vergleich zum EEG 2014 angepasst und verringern sich bei einer Inbetriebnahme ab dem 01. Januar 2018 (vgl. Tab. 1).
Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten
Pilotwindenergieanlagen sind die ersten drei Anlagen eines Typs einer Windenergieanlage auf See, die eine wesentliche, weit über den Stand der Technik hinausgehende Innovation (z. B. Generator, Rotordurchmesser, Fundament, Turmtyp) aufweisen (vgl. § 68 Abs. 1 WindSeeG).
Je nach Entfernung des Windparks zur Küste und Wassertiefe am Standort ergeben sich individuelle Regelungen für eine Verlängerung des Zeitraums, in dem die Anfangsvergütung gewährt wird. Der Zeitraum, in dem die erhöhte Anfangsvergütung gezahlt wird, verlängert sich für jede über zwölf Seemeilen hinausgehende volle Seemeile, die die Anlage von der Küste entfernt ist, um 0,5 Monate und für jeden über 20 Meter Wassertiefe hinausgehenden vollen Meter Wassertiefe um 1,7 Monate (vgl. § 47 Abs. 2 EEG 2017). Diese Sonderregelung gilt auch für Windparks, bei denen der Betreiber nach dem Stauchungsmodell den höheren Vergütungssatz für acht Jahre gewählt hat. Allerdings wird für den Verlängerungszeitraum nur die Vergütung in Höhe des sogenannten Basismodells fällig.
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[1]https://de.statista.com/statistik/daten/studie/2142/umfrage/erneuerbare-energien-anteil-am- stromverbrauch/ ? 3.720 Megawatt Nordsee und 335 Megawatt Ostsee
[2] https://www.bundesregierung.de/ContentArchiv/DE/Archiv17/_Anlagen/2012/02/energiekonzept- final.html
[3] Hugo Grotius (1609): „Freiheit der Meere",
[4] Zeichnung am 10.12.1982, in Kraft seit dem 16.11.1994, Beitritt Deutschlands nach dem Vertragsgesetz Seerechtsübereinkommen vom 02.09.1994 (BGBl. II 1798, 1799)
[5] Ausfertigung vom 11. November 1994, in Kraft seit 01. Januar 1995 (BGBl. I S. 3428)
[6] Verordnungen über die Raumordnung in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone in der Nordsee vom 21.09.2009 (BGBl. I S. 3107)
[7] Verordnungen über die Raumordnung in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone in der Ostsee vom 10.12.2009 (BGBl. I S. 3861)
[8] Ausbaustand Nordsee 30. Juni 2016: 733 Anlagen mit insgesamt 3213 Megawatt Leistung (196 Anlagen im Bau)
[9] Ausbaustand Ostsee 30. Juni 2016: 102 Anlagen mit insgesamt 338 Megawatt Leistung (keine Anlagen im Bau)
[10] Maßnahme Emden-Conneforde Fertigstellung Ende 2021, vgl. dazu https://www.netzausbau.de/ SharedDocs/Downloads/DE/Vorhaben/Gesamt-Karte.pdf?_ blob=publicationFile
[11] Ausbaustand Ostsee 30. Juni 2016: 102 Anlagen mit insgesamt 338 Megawatt Leistung (keine Anlagen im Bau)
- Citar trabajo
- Heike Alex (Autor), 2017, Gesetzliche Neuregelungen im Offshore-Windenergielagensektor. Auswirkungen auf die Nutzung der Offshore-Windenergie durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) und Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG), Múnich, GRIN Verlag, https://www.grin.com/document/379107
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