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

• Die EU-Staats- und Regierungschefs haben sich darauf verständigt, bis zum Jahr 2020 den Anteil der Erneuerbaren Energien auf 20 % des Energieverbrauchs anzuheben und die Treibhausgas-Emissionen um 30% gegenüber 1990 zu senken, wenn auch andere Industrie- und Schwellenländer einen angemessenen Beitrag zum Klimaschutz leisten. Diese EU-Ziele wurden von der deutschen Ratspräsidentschaft aktiv verhandelt. National hat sich die Bundesregierung sogar ein weitergehendes Klimaschutzziel einer Treibhausgasminderung um 40 % bis 2020 gegenüber 1990 gesetzt.
• Der Bundesrat ist der Auffassung, dass der deutsche Beitrag zur Begrenzung des Anstiegs der globalen Durchschnittstemperatur auf höchstens zwei Grad Celsius gegenüber dem vorindustriellen Niveau ohne den Ausbau der Erneuerbaren Energien nicht erbracht werden kann. Im Rahmen des Ausbaus der Erneuerbaren Energien kommt der Windenergienutzung eine große Bedeutung zu.

B. Problem

• Der Ausbau der Windenergienutzung vor den deutschen Küsten hat sich immer weiter verzögert. Das Repowering an Land findet ebenfalls nur zögerlich statt.
• Eine wesentliche Ursache ist, dass die Vergütung nicht hoch genug ist. Aufgrund der explodierenden Preise für Stahl und Kupfer sowie den Gründungsaufwand für Offshoreanlagen, aber auch für Landwindenergieanlagen insgesamt, werden Investitionen im Offshore gar nicht und an Land ersichtlich zögerlicher vorgenommen.
• Würde der Monitoringbericht zu allen Erneuerbaren Energien formell abgewartet und dann erst aufgrund dieses Berichtes die Vergütung erhöht werden würde, dürften die Investoren frühestens Ende 2008 auf eine erhöhte Vergütung hoffen.
• Erst dann würden Bestellungen in Auftrag gegeben werden, so dass erst 2010 wieder in verstärkten Maßnahmen Windenergieanlagen an Land und im Offshore errichtet werden könnten.
• Bis dahin können aber die deutschen Windenergieanlagenhersteller nicht warten.
• Sie gehen schon heute verstärkt in den Export. Damit droht außerdem der Windenergiemarkt durch diesen Engpass zu einem reinen Verkäufermarkt werden was die deutschen Abnehmer schwächt.
• Damit ist zu befürchten, dass der Beitrag der Windenergienutzung zum Klimaschutz wenn nicht verhindert, so doch verzögert wird. Es ist darüber hinaus zu befürchten, dass deutsche Technologien im eigenen Land, vor den deutschen Küsten nicht mehr demonstriert werden können. Das Beispiel Transrapid zeigt, welch negative Auswirkungen damit für die deutsche Wirtschaft und den Technologiestandort Deutschland verbunden sind.
• Der Bundesverband Windenergie, der Wirtschaftsverband Windenergie und die deutschen Windenergieanlagenhersteller haben mit Nachdruck auf das beschriebene Problem hingewiesen. Auch Bundesminister Gabriel hat öffentlich von der Notwendigkeit gesprochen, die Offshore-Vergütung auf 11 bis 14 Cent/KWh zu erhöhen.

C. Lösung

• Der Bundesrat bittet die Bundesregierung, den nachstehenden Gesetzesvorschlag dem Bundestag zuzuleiten.
• Unter den Erneuerbaren Energien nimmt die Windenergienutzung einen bedeutenden Stellenwert ein. Als dichtbesiedeltes Land bietet Deutschland der Windenergienutzung an den Küsten gute Windverhältnisse, allerdings nur ein relativ geringes Flächenpotenzial, welches effizient genutzt werden muss. Darüber hinaus bietet die Windenergienutzung auf dem Meer große Potenziale, die es ebenfalls zu nutzen gilt. Damit diese Potenziale ausgeschöpft und die Ausbauziele erreicht werden können, müssen die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen der Windenergienutzung deutlich verbessert werden.
• Die Mehrkosten in Folge des Änderungsgesetzes lassen sich exakt nicht ermitteln bzw. abschätzen, da sie von den zusätzlich ausgelösten Investitionen und der Windernte abhängen. Der Nutzen für die Windenergiewirtschaft und den Klimaschutz überwiegt durch den beschleunigten Ausbau diese Mehrkosten deutlich.

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

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

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:

• 1. In § 10 Abs.1 EEG Satz 3 werden das Wort "zwei" durch die Zahl "3,6" ersetzt und die Zahl "0,75" gestrichen.
• 2. § 10 Abs. 2 EEG entfällt und verbleibt in der Form "(2) (weggefallen)".
• 3. In § 10 Abs.3 Satz 1 EEG werden die Zahl "6,19" durch die Zahl "9,09" ersetzt sowie in Satz 3 die Jahreszahl "2010" durch die "2014" und die Zahl "2,91" durch "3,91"ersetzt.
• 4. § 10 Abs. 4 Satz 1 EEG wird die Zahl "60" durch die Zahl "80" ersetzt.
• 5. In § 10 Abs. 5 EEG wird folgender Satz 2 eingefügt:
  • "Die Absenkungen nach Satz 1 werden für die Mindestvergütungen nach Absatz 1 und Absatz 3 für Anlagen, die nach dem 1. Januar 2008 in Betrieb genommen worden sind, bis zum 31. Dezember 2015 ausgesetzt."
• 6. In Anlage (zu § 10 Abs. 4 EEG) wird in Ziffer 6 die Zahl "60" durch die Zahl "80" ersetzt.
• 7. In § 21 wird folgender Absatz 7 eingefügt:
  • "Für Anlagen nach § 10 EEG, die vor dem Inkrafttreten dieses Gesetzes in Betrieb gegangen sind, gelten die Regelungen des Gesetzes für den Vorrang Erneuerbarer Energien vom 21.07.2004, BGBl I 2004 S. 1918, zuletzt geändert durch Artikel 1 vom 7. November 2006, BGBl I 2006 S. 2550, fort."

Artikel 2

• Dieses Gesetz tritt am 1. Januar 2008 in Kraft.

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:

• a) Berechnung: Faltung von Rayleigh-Verteilung mit Leistungskurve: Bereich: 4 < v < 12 m/sec: L . v³; Bereich: 12 = v = 25 m/sec: LNenn
• b) gemäß Anlage (zu § 10 Abs.4 EEG) sind Referenzen zu errechnen.

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

• - auf eine Vorverlegung des Repowerings ankommen:
• - Zunächst wird das Landschaftsbild entlastet, weil mehrere kleinere durch größere Anlagen ersetzt werden. Die geringere Umdrehungszahl größerer Rotoren beruhigt außerdem den Landschaftseindruck. Die größeren Nabenhöhen sind verbunden mit der geringeren Anlagenzahl weniger störend.
• - Durch Repowering wird unverzichtbar die heimische Windenergiewirtschaft nachhaltig gestützt, weil der Export nur auf Grund heimischer Nutzungsdemonstration und -erfolge aufrechterhalten und Exportanteile verteidigt oder vergrößert werden können.
• - Durch Repowering wird infolge der netzkompensatorischen Wirkung neuer Windanlagen im Netz die Gefahr von Spannungstrichtern vermieden. Da diese insbesondere v.a. von den Altanlagen mit nicht netzkompensierenden Asynchrongeneratoren ausgehen - vgl. dena-Netzstudie1, S. 170, Abb. 9-20-, ist aus Gründen der Netzsicherheit ihr vollständiger Ersatz bis 2015 vorzuverlegen.

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.

• Beispiel: Wird eine Altanlage mit Referenz 82,5 nach zwölf Jahren auf 130 Prozent "repowert", verlöre die Altanlage zwar 96 Monate ausstehende erhöhte Vergütung auf die vollen 20 Jahre. Sie gewönne damit aber wie bei einer Neuanlage 132 Monate an erhöhter Vergütung, gegenüber der gültigen Regelung von 127 Monaten.

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:

• - Bei Fortschreibung des heutigen mittleren Börsenpreises für 2011 (50 €/MWh) wird der EEG-Anteil nachfolgend konservativ überschätzt. Der EEG-Anteil läge in 2011 dann bei max. 1,4 Cent/KWh. Ende 2011 wird Windanteil auf max. 60 TWh gestiegen sein, so dass sich ein EEG-Anteil für Windstrom von max. 0,8 Cent/KWh ergibt. Im Verhältnis der Strommengen, skaliert mit den mittleren Vergütungen, ergäbe dies für 5,7 TWh Offshorestrom bei seiner Vergütung von 13 Cent/KWh einen EEG-Anteil von max. 0,1 Cent/KWh.
• - Stiege indes der mittlere Börsenpreis in 2011 auf 70 €/MWh, reduziert sich der EEG-Anteil entsprechend auf 0,09 Cent/KWh.
• - Insgesamt würde der Windstromanteil stets nur unterlinear ansteigen, weil bei gleichzeitigem Ausbau der anderen EE - insbesondere diejenigen mit höherer Vergütung, wie etwa die Fotovoltaik - überlinear zu Buche schlagen werden.

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

• - bis Ende 2011, auf Grund der Kostenentlastung zum Netzanschluss bis an Land gemäß Infrastrukturplanungsbeschleunigungsgesetz, mindestens 1.500 MW und
• - bis zu Ende 2014 weitere offshore-Kapazitäten in Nord- und Ostsee beschleunigt in Betrieb genommen werden.

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.

• Beispiel: Einer Anlage mit der Referenz 130 stünde nach gültigem EEG eine erhöhte Vergütung über insgesamt 114 Monate (60 + 20×2/0,75) zu, nach neuer Regelung indes über 132 Monate (60 + 20×3,6).

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.

• 1 "dena-Netzstudie": DEWI/E.ON Netz/EWI/RWE Transportnetz Strom/VE Transmission: Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore bis zum Jahr 2020, i.A. der Deutschen Energie-Agentur (dena), Köln, 24.02.2005.
• 2 Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit: Umweltpolitik: Erneuerbare Energien in Zahlen - nationale und internationale Entwicklung, Stand Januar 2007, internet-Update, S. 23.
• 3 Verband der Netzbetreiber (VDN) 2007: EEG-Mittelfristprognosen: Entwicklungen 2000 bis 2013, Stand: 08.06.2007