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Timestamp: 2020-05-25 05:43:12+00:00

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von Henryk Listewnik (Autor)
2.1 Die Rechtsregime
2.1.1 Küstengewässer
2.1.2 Hohe See
2.1.3 Ausschließliche Wirtschaftszone
2.1.3.1 Das Genehmigungsverfahren ...
2.1.3.2 Die Planungsfeststellung ..
2.1.3.3 Naturschutzgebiete
2.2 EEG - Erneuerbare-Energien-Gesetz
2.3 EnWG - Energiewirtschaftsgesetz
2.3.1 § 17a EnWG ..
2.3.1.1 Gründe für umfassende rechtliche Rahmen- bedingungen bei Offshore-WEA...
2.3.1.2 Bundesfachplan Offshore
2.3.2 § 17b EnWG - Offshore-Netzentwicklungsplan.
2.3.3 § 17c EnWG - Regulierung
2.3.4 § 17d EnWG - Kapazitätszuweisung
2.4 Risikoschutz per Gesetz
2.4.1 § 50 IV EEG - Entschädigung I
2.4.2 § 17e EnWG - Entschädigung
2.5 Probleme der rechtlichen Rahmenbedingungen von Offshore-WEA .
Anfangs wurde Windenergie fast ausschließlich für mechanische Antriebe genutzt. Als das BGB, der Kern des deutschen Privatrechts, am 01.01.1900 in Kraft trat, kamen die ersten elektrizitätserzeugenden Windenergieanlagen (WEA) auf.1 Eine genauere rechtliche Auseinandersetzung mit diesen noch primitiven Anlagen fand allerdings noch nicht statt.
Zu einer ersten rechtlichen Auseinandersetzung mit WEA kam es erst in den späten 1990er Jahren.2 Der zu dieser Zeit beginnende starke Ausbau von WEA im Binnenland wurde durch die Einstufung von WEA als nicht genehmigungsbedürftige Anlagen i.S.d. BImSchG begünstigt. Durch diese Einstufung wurde bei WEA das vereinfachte öffentlich-rechtliche Genehmigungsverfahren gemäß § 19 BImSchG durchgeführt.
Dieses ist ein „ ‚quasi behördeninternes‘ Genehmigungsverfahren“3, bei dem die Öffentlichkeit nicht aktiv im Genehmigungsverfahren der Behörde mitwirkt und bei welchem die Genehmigung lediglich von der Vollständigkeit der Antragsunterlagen abhängt.4 Ab dem Zeitpunkt der Einreichung der Unterlagen musste die zuständige Behörde innerhalb von drei Monaten über die Genehmigung entscheiden.
Seit 2001 veränderten sich die rechtlichen Rahmenbedingungen für WEA. Zunächst wurden in der 4. BImSchV Windparks als genehmigungsbedürftige Anlagen eingestuft. Windparks mit drei oder mehr WEA wurden somit genehmigungspflichtig, sofern sie dem selben Betreiber angehörten. Eine eindeutige Regelung trat am 01.07.2005 in Kraft.5 Durch Änderung des BImSchG und der 4. BImSchV gelten fortan jegliche WEA, die eine Gesamthöhe von mehr als 50 m aufweisen, als genehmigungsbedürftige Anlagen.6 Windparks selbst verloren mit dieser Änderung vorerst ihren Status als genehmigungsbedürftige Anlage, lediglich für die einzelnen WEA war die Gesamthöhe relevant.
Die derzeit rechtskräftigen Rahmenbedingungen für WEA auf See (Offshore-WEA) entstanden durch die Novellierungen des rechtlichen Rahmens zwischen Anfang 2012 und Mitte 2013.7
Diese Arbeit fasst die aktuellen Rahmenbedingungen für Offshore-WEA unter Bezugnahme der juristischen Rechtsgrundlage zusammen. Zunächst findet eine Unterscheidung der greifenden Rechtsregime abhängig vom Standort der WEA statt. Den Schwerpunkt hierbei bilden Offshore-WEA in der ausschließlichen Wirtschaftszone. Daraufhin wird auf die Beiden wichtigen Gesetze im Hinblick auf Offshore-WEA eingegangen, das Erneuerbare-Energien-Gesetz und das Energiewirtschaftsgesetz. Beim Energiewirtschaftsgesetz werden hierfür einzelne Normen besonders hervorgehoben und genauestens auf deren Rechtswirkung hin untersucht. Im letzten Teil der Arbeit wird auf die neue Umverteilung der Risikohaftung bei Netzstörungen eingegangen sowie kurz die Probleme der rechtlichen Rahmenbedingungen aus Sicht eines Logistik-Dienstleiters für Offshore-WEA dargestellt.
Bei Offshore-WEA sind - abhängig von deren Standort - drei unterschiedliche juristische Rechtsregime anzuwenden.8
Bei Offshore-WEA, die in Küstengewässern errichtet werden sollen, gelten die gleichen Regelungen wie bei WEA an Land. Küstengewässer erstrecken sich ab der eigenen Küstenlinie über 12 Seemeilen. Bei diesen sind somit das Bauordnungsrecht, das
Bauplanungsrecht, das Bundes-Immissionsschutzgesetz, das Bundesnaturschutzgesetz und das Gewässerschutzgesetz anzuwenden.9
Seit dem 02.03.2013 ist das Vorhandensein eines Windparks wieder entscheidend bei der Genehmigungsverfahrenszuordnung im Küstenmeer. Neben WEA mit der Gesamthöhe von 50 Metern ist gemäß Ziffer 1.6.1 des Anhangs zur 4. BImSchV auf Windparks, die aus mehr als 20 WEA bestehen, das Genehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG anzuwenden. Gemäß § 10 BImSchG wird bei genehmigungspflichtigen Anlagen ein Genehmigungsverfahren mit Öffentlichkeitsbeteiligung durchgeführt.10 Im Gegensatz zum einfachen Genehmigungsverfahren nach § 19 BImSchG wird nach Einreichen der vollständigen Unterlagen beim sogenannten „förmlichen Verfahren“
(Genehmigungsverfahren gemäß § 10 BImSchG) das Vorhaben von der Behörde in ihrem amtlichen Veröffentlichungsblatt sowie im Internet oder in örtlichen Tageszeitungen, die im Bereich des Standortes der Anlage verbreitet sind, veröffentlicht.11 Die Öffentlichkeit kann daraufhin gemäß § 10 BImSchG III S. 2 u. 4 während einer Frist von knapp sechs Wochen Einwände gegen die genehmigungsbedürftige Anlage äußern.12 Mit Ablauf dieser Frist sind alle Einwendungen ausgeschlossen. Die Behörde erörtert daraufhin die Einreden mit den Urhebern dieser und dem Antragssteller. Nach sorgfältiger Abwägung wird die Anlage genehmigt oder die Genehmigung abgelehnt.
Beim Genehmigungsverfahren nach § 10 BImSchG wird zudem die Umweltverträglichkeitsprüfung gemäß der Richtlinie 2014/52/EU des Europäischen Parlaments und des Rates durchgeführt und zur Entscheidung hinzugezogen. Diese Prüfung sorgt für eine schnellere und erhöhte Rechtssicherheit beim Betreiber einer WEA bei Klagen von Umweltverbänden.13 Aus diesem Grund besteht gemäß § 19 III BImSchG für die Antragsteller die Möglichkeit, anstatt der Durchführung des einfachen Genehmigungsverfahren die des förmlichen zu beantragen. Diese Regelungen sind für Offshore-WEA jedoch weitestgehend zu vernachlässigen.
Offshore-WEA fallen i.d.R. in die Kategorie der genehmigungsbedürftigen Anlagen. Aufgrund der höheren Investitionskosten von Offshore-WEA im Vergleich zu WEA aufm Festland (Onshore-WEA) werden Offshore-Anlagen installiert, die eine stärkere Leistung erbringen.14 Da die Leistung grundsätzlich von der Energie abhängt, die aus dem Wind gewonnen werden kann, und diese wiederum überwiegend von den Rotordurchmessern bestimmt wird, sind Offshore-WEA im Schnitt deutlich höher als Onshore-WEA. Deutsche Offshore-WEA haben i.d.R. einen Rotordurchmesser zwischen 107 und 126 Metern.15 Die neuesten Anlagen in Deutschland haben einen Rotordurchmesser von 150 Metern, International liegen die höchsten Rotordurchmesser bei 164 Metern.16 Bei einer Nabenhöhe von jeweils ungefähr 100 Metern ergeben sich so Gesamthöhen für Offshore-WEA von ungefähr 160 Metern.17 18
Zusammengefasst sind im Küstenmeer somit das Bauordnungsrecht, das Bauplanungsrecht, das Bundes-Immissionsschutzgesetz, das Bundesnaturschutzgesetz und das Gewässerschutzgesetz bei der Planung von Offshore-WEA zu berücksichtigen sowie die Anliegen der Öffentlichkeit.19
Bei Offshore-WEA, die auf Hoher See errichtet werden sollen, ist das deutsche Recht nicht anwendbar, da auf Hoher See, welche ab einer Entfernung von bis zu 212 Seemeilen vom Festland entfernt beginnt, keine Hoheitsbefugnisse des einzelnen Staates gelten. Eine energetische Nutzung natürlicher Ressourcen unterliegt in diesem Bereich somit grundsätzlich keinen Beschränkungen.20 In der Praxis wurden bisher jedoch keine Windparks auf Hoher See errichtet. Zurückzuführen ist dies auf die enormen Kosten, die durch die Errichtung von Anlagen in großen Meerestiefen entstehen würden sowie den Kosten der Netzanbindung, welche sich nicht nur aus den Fertigstellungskosten der
Leitung beschränken, sondern auch die Wartungs- und Instandhaltungskosten der Leitung sowie deren Leitungsverlust erfassen.
Das dritte Rechtsregime greift in der für Offshore-WEA aufgrund der günstigen Windverhältnisse und der Nähe zum Festland wichtigsten Zone, der ausschließlichen Wirtschaftszone (AWZ).21 Zu beachten sind hier grundsätzlich die im Seerechtsübereinkommen der Vereinten Nationen (SRÜ) definierten Hoheitsrechte und befugnisse sowie die internationalen Vereinbarungen des Übereinkommens über die biologische Vielfalt (CBD), des Abkommens zum Schutz der Meereswelt des Nordostatlantik (OSPAR) sowie der Erklärung über die Sicherung der Seefahrt und die Verfügbarkeit von Einsatzmitteln für Notfälle im Ostseegebiet (HELCOM).22
Primäre Rechtsgrundlage für Offshore-WEA in der deutschen AWZ bildet die im Rahmen des Seeaufgabengesetzes (SeeAufgG) erlassene Seeanlagenverordnung (SeeAnlV).23 Gemäß § 6 I SeeAnlV bedarf das Errichten, der Betrieb oder die wesentliche Änderung von Anlagen in der AWZ der Genehmigung. Zuständig für das Genehmigungsverfahren ist das Bundesamt für Seefahrt und Hydrographie.
2.1.3.1 Das Genehmigungsverfahren
Das Genehmigungsverfahren wird von der dafür zuständigen Behörde durchgeführt. In der 12-Seemeilen-Zone, beginnend ab der Küste, ist das an der Küste liegende Bundesland für das Genehmigungsverfahren zuständig. Bei dem Genehmigungsverfahren von Offshore-WEA in Küstengewässern greifen die gleichen Regelungen wie für WEA an Land.24 In der jenseits des Küstenmeeres liegenden deutschen AWZ, welche sich gemäß Art. 57 SRÜ (Seerechtsübereinkommen) bis zu 200 Seemeilen über jene hinaus erstreckt, ist das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) bei dem Genehmigungsverfahren zuständig. Bei dem BSH handelt es sich um eine Behörde des Bundesministeriums für Verkehr und digitale Infrastruktur.25
2.1.3.2 Die Planungsfeststellung
Im Jahr 2012 erfolgten weitere „wegweisende Novellierungen des rechtlichen Rahmens“26, um Planern von Offshore-WEA eine Finanzierung zu ermöglichen.
Gemäß § 2 Seeanlagenverordnung (SeeAnlV) bedürfen Offshore-WEA in der AWZ grundsätzlich der Planungsfeststellung. Dieses Verfahren, welches ebenfalls vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie durchgeführt wird, hat für Planer Vorteile der Konzentrationswirkung, da gemäß § 78 I SeeAnlV für mehrere selbstständige Vorhaben, für deren Durchführung Planfeststellungsverfahren vorgeschrieben sind, nur ein Planfeststellungsverfahren stattfindet, wenn für diese Vorhaben eine einheitliche Entscheidung möglich ist.27 Die Vorteile für Planer von Offshore-WEA liegen hier in dem einheitlichen Ergebnis, lediglich einer Frist und einem Verfahren.
Während in der 12 Seemeilen Küstenmeerzone die Länder das Genehmigungsverfahren durchführen, können sie ebenfalls auf das Errichten von Offshore-WEA in Teilen der AWZ Einfluss nehmen. So haben die anliegenden Länder die Möglichkeit, Teile der AWZ unter Naturschutz zu stellen.28
2.2 EEG -Erneuerbare-Energien-Gesetz
„Bei großen Projekten sind die rechtlichen Rahmenbedingungen regelmäßig äußerst umfangreich und komplex.“29 Aus wirtschaftlicher Sicht bilden das EEG und das Infrastrukturgesetz die beiden zentralen Gesetze bei Offshore-WEA.
Das EEG ist bei Offshore-WEA als zentrale rechtliche Rahmenbedingung zu betrachten. Grund dafür ist, dass Wirtschaftlichkeit und somit auch die Realisierbarkeit von OffshoreWEA-Projekten von der Höhe des Einspeisetarifs abhängt, da der Erlös aus dem Verkauf von Strom die einzige Einnahmequelle für WEA-Betreiber ist. Dieser Einspeisetarif ist seit dem 29.03.2000 im EEG geregelt.30 Aktuell gelten die Normen des EEG 2014.
Das EEG regelt die Ausbauförderung für Offshore-WEA im § 50 EEG, dem Paragraphen Windenergie auf See.
Gemäß § 50 I EEG beträgt der für Offshore-WEA anzulegende Grundwert 3,90 Eurocent pro Kilowattstunde. Laut Lönker sind geplante Offshore-Projekte jedoch selbst bei einer Vergütung von 9,1 Eurocent pro Kilowattstunde kaum finanzierbar.31 Daher ist der Einspeisetarif unterschiedlich gestaffelt. Abweichend von dem Grundwert i.H.v. 3,90 Eurocent ist gemäß § 50 II EEG ist in den ersten zwölf Jahren ab der Inbetriebnahme der Windenergieanlage auf See der Anfangswert i.H.v. 15,40 Eurocent pro Kilowattstunde anzulegen. Die festgelegte Dauer von zwölf Jahren ist jedoch nicht absolut. Der Anlegungszeitraum kann sich unter bestimmten Umständen verlängern. So verlängert sich dieser Zeitraum um 0,5 Monate für jede volle Seemeile die über zwölf Seemeilen hinausgeht, die die WEA von der Küstenlinie nach § 5 Nummer 36 zweiter Halbsatz EEG entfernt ist und um 1,7 Monate für jeden über eine Wassertiefe von 20 Metern hinausgehenden vollen Meter Wassertiefe, ausgehend von dem Seekartennull zu bestimmen. Diese rechtliche Norm begünstigt den Bau von WEA in einer weiteren Entfernung von der Küste in einer tieferen Wassertiefe.
1 Vgl. CEwind eG / Alois Schaffarczyk, 2012, S. 19.
2 Vgl. Agatz, 2015, S. 6.
3 Ruppel, 2015, S.80.
4 Vgl. Ruppel, 2015, S.80.
5 Vgl. Agatz, 2015, S. 6.
6 Vgl. Agatz, 2015, S. 6.
7 Vgl. Legler, 2013, S. 5.
8 Vgl. Klinski, 2001, S. 4.
9 Vgl. Klinski, 2001, S. 4.
10 Vgl. Giesberts/Reinhardt, Stand 01.01.2016.
11 Vgl. Giesberts/Reinhardt, Stand 01.01.2016.
12 Ein Monat plus zwei Wochen nach Ablauf dieses Monats.
13 Vgl. Agatz, 2015, S. 9.
14 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), 2015, S. 18.
15 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), 2015, S. 18.
16 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), 2015, S. 18.
17 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), 2015, S. 19.
18 RWE Innogy GmbH, S. 3.
19 Vgl. Klinski, 2001, S. 4.
20 Vgl. Jenisch, 1997, S. 373, 380 f.
21 Vgl. Klinski, 2001, S. 5.
22 Vgl. Köppel, 2006, S. 172.
23 Vgl. Klinski, 2001, S. 6.
24 Vgl. Klinski, 2001, S. 4.
25 Vgl. Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi), 2015, S. 10.
26 Legler, 2013, S. 5.
27 Vgl. Legler, 2013, S. 5.
28 Vgl. Klinski, 2001, S. 6.
29 Richter, 2009, S. 13.
30 Vgl. Richter, 2009, S. 13.
31 Lönker, 2005, S. 12.
9783668641068
9783668641075
v412968
Rechtliche Rahmenbedingungen offshore WEA Windenergie Windenergieanlagen see meer windparks
Die Bedeutung der Kundenbindung im Online-Handel. Rechtliche Rahmenbedingungen und Multi-Channel Vertrieb

References: § 17
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 § 50
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 § 19
 § 10
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 § 6
 Art. 57
 § 2
 § 78
 § 50
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 § 5