Antrag des Landes Schleswig-Holstein
Entschließung des Bundesrates zur Änderung des § 10 des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien
(Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG)

A. Ziel

B. Problem

C. Lösung

Antrag des Landes Schleswig-Holstein
Entschließung des Bundesrates zur Änderung des § 10 des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG)

Der Ministerpräsident des Landes Schleswig-Holstein Kiel, den 9. Oktober 2007

An den
Präsidenten des Bundesrates
Herrn Ministerpräsidenten
Dr. Harald Ringstorff

Sehr geehrter Herr Präsident,

die schleswigholsteinische Landesregierung hat in ihrer Sitzung am 9. Oktober 2007 beschlossen, dem Bundesrat die anliegende


zuzuleiten.
Ich bitte Sie, den Entschließungsantrag gemäß § 36 Abs. 1 der Geschäftsordnung des Bundesrates den zuständigen Ausschüssen zur Beratung zuzuweisen.


Mit freundlichen Grüßen
Peter Harry Carstensen

Entschließung des Bundesrates zur Änderung des § 10 des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG)

Artikel 1
Gesetz zur Änderung des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG )

Das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG) vom 21.07.2004, BGBl I 2004 S. 1918, zuletzt geändert durch Artikel 1 vom 7. November 2006, BGBl I 2006 S. 2550, wird wie folgt geändert:

Artikel 2

Begründung

1. Allgemeines

1.1 Neuanlagen

Windkraftanlagen erhalten eine Grund- und eine Zusatzvergütung. Die Zusatzvergütung wird differenziert je nach Referenzertrag für die ersten fünf bis maximal 20 Jahre gewährt.

Dieser Referenzertrag ist wegen der verbesserten Windkraftanlagentechnik in den letzten Jahren deutlich gestiegen. Er ist gemäß Anlage zu § 10 Abs.4, Ziffern. 1 und 2 EEG "zu errechnen".

Allerdings fördert der § 10 EEG Windenergieanlagen auf Binnenlandstandorten mit schlechten Windverhältnissen stärker als Anlagen auf Küstenstandorten, obschon letztere bis um Faktoren 3 bis 4 bessere Windernten aufweisen.

Die Nutzung der Windenergie ab 1990 und ihre Fortentwicklung bis heute zeigen auf dass bereits Anlagen mit Referenzerträgen von mehr als 100 Prozent die Regel sein werden. Dies zeigt sich anhand der rechnerischen Referenzen für Deutschland und die Länder aus der nachfolgenden Tabelle (Windstatistik 2006, DEWI, www.bwe.de/ ...).

Der Referenzertrag ist die für jeden Typ einer Windkraftanlage einschließlich der jeweiligen Nabenhöhe bestimmte Strommenge, die dieser Typ bei Errichtung an dem Referenzstandort rechnerisch auf Basis einer vermessenen Leistungskennlinie in fünf Betriebsjahren erbringen würde.

Die mittleren rechnerischen Referenzen des Jahres 2006 der Länder sind in der folgenden Tabelle zusammengestellt:

Rang nach R Bund und Länder MW Zubau MW GWh p.a. (potenziell) Strom/Leistungszahl GWh/MW a) Referenz R b)
D20.6222.23337.8121,834122
1SH2.3901504.9392,067134
2ST2.5333405.0972,012132
3NI5.2823789.9811,890126
4MV1.2331382.2571,830123
5NRW2.3921684.2141,762118
6BB3.1285095.3691,716114
Summe 1-616.95831.8571,879126
TH6311221.1541,829123
HB64141181,844124
SL57-1001,754117
SN769661.3371,739116
HH34-591,735115
RP9921821.6311,644110
HE450247081,573108
BY339814751,40194
BW325633631,03168
B00000

Demnach beträgt für Deutschland der rechnerische Mittelwert für die Referenz heute bereits 122. Die sechs norddeutschen Länder mit den größten Windkapazitäten erreichen zusammen die Referenz von 126. Sie repräsentieren damit 82 % der Leistung und 84 % der potenziellen Stromerzeugung.

Die eingespeiste Strommenge ist aus Gründen der Netzsicherheit vereinzelt durch das Erzeugungsmanagement geringer, ändert indes nichts am Berechnungsmodus der Referenz.

In Folge des absehbaren Zubaus an Land wird sich die mittlere Anlagengröße von heute 1.100 KW deutlich vergrößern, was die Referenzen entsprechend anhebt.

Mithin bedarf es des ursprünglichen Ansatzes gemäß Anlage zu § 10 Abs. 1 und 4 EEG-alt, sich bei der Referenz zunächst auf eine Nabenhöhe von 30 Metern zu beziehen und die Vergütung bereits ab Referenz 60 einsetzen zulassen, nicht mehr, zumal sowohl Neuanlagen als auch Anlagen im Repowering deutlich höhere Nabenhöhen aufweisen.

Die Grenze, ab der eine Vergütung erfolgen soll, wird deshalb auf die Referenz von 80 % erhöht. Die Spreizung der Referenzen erfolgt erst im Bereich von 100 bis 150, was eine Verlängerung der erhöhten Vergütung um 3,6 Monate je Prozentpunkt ergibt.

1.2 Repowering

In diesem Zusammenhang wird es zunehmend - auch aus Gründen der Netzsicherheit

Weitere Anreize sind also zu setzen, um Repowering vorzuverlegen und außerdem in der Vergütung den Neuanlagen gleichzustellen. Hierfür soll die Besserstellung von Repoweringanlagen gegenüber Neuanlagen entfallen. Denn gegenüber der heute gültigen Verlängerung der erhöhten Vergütung um 2/0,6 = 3,34 Monate je Prozent erfolgt mit 3,6 Monaten je Prozent auch absolut eine Besserstellung.

Die Motivation für Repowering gegenüber der Altanlage liegt auch in der Steigerung der Stromernte von 1 GWh/MW.a auf 1,95 GWh/MW.a. Damit wird bei Leistungsgleichheit bereits nach 51 Monaten der breakevenpoint in der Stromernte zur Altanlage erreicht.

Auch von der Gesamtvergütung (Annahme Vergütung 2004: 8,7 bzw. 5,5 Cent/KWh) erweist sich die gültige Fassung bei gleicher Leistung als unausgereift, - denn eine Anlage mit Referenz 82,5 erhielte über 20 Jahre bei der Gesamtstromerzeugung von 20,6 GWh/MW eine Vergütung von 1,79 Millionen €, - während eine Anlage mit Referenz 130 trotz 90 % höherer Stromerzeugung von 39 GWh/MW lediglich 2,72 Millionen € an Vergütung erhielte, mithin lediglich 52 % mehr.

Beim Repowering empfiehlt sich außerdem eine Erhöhung der Leistung um mindestens das Dreifache - ohne dies gesondert regeln zu müssen -, um die restlichen Jahre der vorzeitig abgelösten Altanlage zu erwirtschaften, was zugleich die Motivation für Repowering erhöht.

Würde mithin eine lediglich acht Jahre alte 1 MW-Anlage mit Referenz 82,5 (Stromzahl: 1,03 GWh/a) vorzeitig mit der dreifachen Leistung auf die Referenz 130 "repowert" (Stromernte: 5,85 GWh/a) - dies entspricht einer Anhebung der Nabe von unter 30 m auf 62 m - , würde die Repoweringanlage erst nach vollendeten 11 Jahren auf die Grundvergütung zurückfallen. Damit würde durch diese dreifache Leistungserhöhung zum einen der Verzicht auf die restlichen 12

Jahre Altanlagenbetrieb monetär ausgeglichen, zum anderen dennoch auch die Nachfolgeanlage entschuldet werden können.

1.3 Referenz 80

Damit wird insgesamt sichergestellt, dass nur mehr effizientere Windanlagen an windhöffigeren Standorten installiert werden. Dies führt darüber hinaus dazu, dass gesonderte Regelungen für Repowering entfallen können.

Die Verlängerung der erhöhten Vergütung setzt mit 3,6 Monaten je Prozentpunkt ab Referenz 80 bis 100 über 180 Monate ein und reduziert sich im Bereich der Referenz von 100 bis 150 um die Anzahl an Prozentpunkten, um die die Referenz 150 unterschritten wird.

Damit belasten die Anlagen mit weniger als Referenz 80 durch ihre geringe Anzahl an Nennlaststunden im Vergleich zu größeren Anlagen nicht länger das Netz. So erreichen bspw. Anlagen mit Referenz von lediglich 65, deren Strom gemäß gültigen EEG dennoch 20 Jahre lang erhöht vergütet würde, rechnerisch lediglich über 50 Jahresstunden ihre Nennlast mit einer Strom/Leistungszahl von 1 GWh pro MW und Jahr (MW.a). Hingegen kommen Anlagen mit Referenz 100 bereits auf 200 Nennlaststunden und Strom/Leistungszahlen von 1,5 GWh/MW.a, Anlagen an guten Windstandorten an der Küste indes Referenzen von mindestens 165 mit 750 Nennlaststunden und Strom/Leistungszahlen von 2,5 GWh/MW.a. 1.4 EEG-Anteil durch Neuregelung Wie der BMU-Entwurf des Erfahrungsberichts zum EEG zeigt, wird - abhängig von den Neuerungen der geplanten EEG-Novelle - der EEG-Anteil im Strompreis noch einige Jahre ansteigen. Ziel der Bundesregierung ist es, bis zum Jahr 2020 einen Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromproduktion von 25 - 30 % sowie einen weiteren Ausbau bis 2030 zu erreichen.

Der Anteil der gesamten EEG-Vergütung am Strompreis lag im Jahre 2005 bei 0,57 Cent/KWh.2

Im Jahre 2006 betrug die Windleistung knapp 21.000 MW bei einer Windstromerzeugung von knapp 28 TWh. Der Strombeitrag der Windenergie unter allen Erneuerbaren Energien lag bei 61 %, im EEG-Anteil bei 54 %. Dies entspricht einem EEG-Anteil von Wind von 0,31 Cent/KWh.

Im Jahre 2006 betrug der EEG-Anteil 0,7 Cent/KWh.

Zu Ende 2011 dürfte die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien von 50 TWh (2006) auf 97 TWh ansteigen.3

Das BMU geht davon aus, dass zu Anfang 2012 bsi zu 1.500 MW an Offshore-Kapazität installiert sind, dies entspricht einer Offshore-Stromerzeugung von etwa 5,7 TWh.

Der Anteil der erhöhten Offshore-Vergütung im Jahre 2011 kann wie folgt abgeschätzt werden. Der EEG-Anteil insgesamt errechnet sich aus der Differenz von mittlerer EEG-Vergütung und Börsenpreis, multipliziert mit der EEG-Quote (2011: 22,39 %). Durch Aussetzen der Degression und Anhebung der Offshore-Vergütung wird sich die mittlere EEG-Vergütung gemäß VDN-Schätzung von 11,1 Cent/KWh (2006) wenn überhaupt nur unwesentlich verändern. Dies liegt daran, dass VDN-2007 von 11,4 TWh Offshorestrom ausgeht, hier indes die BMU-Schätzung von 5,7 TWh zugrunde gelegt wird:

Durch die verbesserten EEG-Vergütungskonditionen sowohl für On- als auch Offshore werden die auf die Stromverbraucher umgelegten Mehrkosten maßvoll steigen. Bis zur nächsten EEG-Novelle in 2011/2012 sind - unter Berücksichtigung der bereits eingetretenen Verzögerungen bei den geplanten Projekten - bis zu 1.500 MW Installation von Offshore-Anlagen zu erwarten. Das wirtschaftliche Risiko einer Übervergütung und einer Strompreissteigerung ist daher sehr gering. Das wirtschaftliche Risiko, dass bei einer erneut zu geringen Festsetzung der Vergütung in Deutschland keine (oder nur sehr wenige) Offshore-Anlagen errichtet werden und der Rückstand gegenüber anderen EU-Ländern sich vergrößert, hingegen ist hoch. Da die Vergütungen insbesondere für Offshoreanlagen im Ausland (allerdings bei einem zum EEG nicht vergleichbaren Quotenmodell) vglw. höher als in Deutschland sind, hat sich bereits ein "Verkäufermarkt" gebildet, der überwiegend die Exportnachfrage bedient.

Diese Erhöhungen erscheinen unwesentlich, gemessen am damit verbundenen Gewinn im Klimaschutz. Denn jede, v.a. aus Wind erzeugte Kilowattstunde ersetzt im deutschen oder UCTE-Netz eine fossil erzeugte.

2. Begründung im Einzelnen

Zu Artikel 1

Zu Nummer 1:

Mit § 10 Abs.1 wird i.V.m. Abs. 4 EEG sichergestellt, dass die erhöhte Vergütung für Anlagen erst mit einer Referenz von 80 Prozent eintritt.

Die Spreizung der erhöhten Vergütung im Referenzbereich von 100 bis 150 ergibt eine Verlängerung um jeweils 3,6 Monate pro Prozentpunkt Differenz auf die Referenz 150, gegenüber der heute gültigen von lediglich 2,67 Monaten pro Prozent.

Zu Nummer 2:

§ 10 Abs.2 EEG kann entfallen, weil der Vergütungsgewinn aus Repowering gegenüber Neuanlagen an bislang ungenutzten Standorten gleichgestellt und darüber hinaus gegenüber der bisherigen Regelung leicht von 3,34 auf 3,6 Monate pro Prozentdifferenz auf die Referenz 150 leicht angehoben wird.

Absatz 2 bleibt als "weggefallen" erhalten, um Folgeänderungen zu erübrigen.

Zu Nummer 3:

Deutschland ist mit 231 Einwohnern pro km² ein vglw. dichtbesiedeltes Land. Die Zukunft der Windenergienutzung Deutschlands liegt deshalb neben dem auch bis zum Jahr 2020 gegebenen Schwerpunkt der Landwindnutzung auch im Offshore.

Zur Sicherung einer nachhaltigen Windenergiewirtschaft in Deutschland ist es deshalb erforderlich - u.a. auch angesichts der vorliegenden Explosion der Stahl- und Kupferpreise, aber auch der weltweiten Nachfrage -, befristet die Vergütungshöhe für Offshore-Anlagen zu erhöhen, und zwar unabhängig davon, dass Offshore-Parks gemäß Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz von der Netzanbindung für die Strecke Übergabe im Offshore bis an Land freigestellt worden sind. Letzteres entspricht zwar einer Kostenentlastung um etwa 25 bis 30 %. Gleichwohl zeigen vorliegende Gewinn- und Verlustrechnungen, dass bei der gültigen erhöhten Vergütung von 9,1 Cent/KWh dennoch keinerlei Entnahmen von Anteilszeichnern möglich sind. Deshalb wurde auch in Deutschland noch kein Offshore-Park privatwirtschaftlich finanziert.

Diese erhöhte Vergütung für Offshorestrom von 13 Cent/KWh wird befristet bis zum 31.12.2014 verlängert (Änderung Satz 3). Da die Kosten für Offshorewind langfristig kaum deutlich sinken werden, ist auch eine Anhebung der Grundvergütung von 6,19 Cent/KWh auf 9,09 Cent/KWh erforderlich. Damit dürften

Mit Beginn des Jahres 2015 reduziert sich die Vergütung auf die Grundvergütung von 9,09 Cent/KWh; dies entspricht einer Degressionsstufe zu Anfang 2015 von 24,3 %.

Zu Nummer 4:

Die erhöhte Vergütung von Landwind soll generell nur mehr ab der rechnerischen Referenz von 80 Prozent einsetzen. Damit wird insgesamt sichergestellt dass nur mehr effizientere Windanlagen an windhöffigeren Standorten installiert werden.

Neuanlagen weisen heute Gesamthöhen einschließlich der Flügelspitzen - unbeschadet der kommunalen Hoheit Höhenbeschränkungen festzusetzen - von mindestens 100 Metern mit Nabenhöhen von 65 bis 70 Metern auf. Solche Anlagen weisen generell rechnerische Referenzen von deutlich mehr als Referenz 100 auf.

Zu Nummer 5: Die unerwartet hohen und unvorhersehbaren Preissteigerungen für

Stahl und Kupfer sowie die beträchtliche internationale Nachfrage nach Windenergieanlagen haben die Anlagenpreise deutlich steigen lassen. Damit werden die gemäß EEG auferlegten Degressionen - insbesondere auch für Landwindanlagen, die auch in Zukunft den Grundstein für den Nachweis der technologischen Kompetenz der nationalen Herstellerwirtschaft bilden werden - längst wieder aufgebraucht, zumal auch kein Inflationsausgleich vorgesehen war.

Zugleich wird dadurch auch die Zielerreichung der für den Klimaschutz unverzichtbaren Kapazitäten aus Windenergie bis zum Jahr 2020 gefährdet.

Da die in der EEG-Novelle 2004 normierte Degression für Offshoreanlagen bereits ab 01.01.2008 einsetzen würde, obschon für 2008 noch keine Offshore-Parks im Betrieb ersichtlich sind, werden die jährliche Degression für Landanlagen (entsprechend der seit 2005 degressiv abgesenkten Höhe der Vergütung) und Offshoreanlagen für den Zeitraum vom 01.01.2008 bis 31.12.2015 ausgesetzt.

Zu Nummer 6: Folge aus Änderung von § 10 Abs.4 EEG.

Zu Nummer 7: Übergangsregelung zur Bestandskraft für Windanlagen, die vor dem Inkrafttreten dieses Gesetzes in Betrieb genommen worden sind.

Zu Artikel 2 Inkrafttretensbestimmung.