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Timestamp: 2018-04-25 06:38:21+00:00

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Windenergie - MASLATON Rechtsanwaltsgesellschaft mbH
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21.02.2018 Auftakt zur ersten technologieübergreifenden Ausschreibung
21.02.2018 Ausschreibungsergebnisse für Windenergie an Land - Moratorium greift: Vor allem „reguläre“ Bieter nun mit Zuschlägen
Vorträge Windenergie
07.05.2018Entgegenstehende öffentliche Belange in der Windenergie
08.05.2018Zusammenarbeit mit Kommunen bei der Windparkplanung
Beitrag Sonne Wind & Wärme
„Kleiner Wind im großen Dschungel“
Auszug aus der Kleinwindbroschüre des BWE
„Genehmigung von Kleinwindenergieanlagen?“
Beitrag – (PDF, 15 kb)
„Militärische Radaranlage kann die Errichtung einer Windenergieanlage nicht verhindern“
Beitrag – (PDF, 14 kb)
„BVerwG bestätigt Zweifel an Landesentwicklungsplan Saarland“
Fördersystematik für Windenergieanlagen an Land
Direktvermarktung zur Inanspruchnahme der Marktprämie
Bestimmung der Förderhöhe für Windenergieanlagen an Land
Anlagen mit gesetzlich festgelegter Vergütungshöhe
Inbetriebnahme in 2017 und 2018
Inbetriebnahme ab 2019
Anlagen mit wettbewerblich ermittelter Vergütungshöhe
Weitere für Windenergieanlagen an Land relevante Bestimmungen des EEG 2017
Einspeisemanagement und Härtefallregelung
Wege-/Leitungsrechte
Schattenimmissionen
Zum 01.01.2017 ist die mittlerweile fünfte grundlegende Novelle des EEG, das EEG 2017, in Kraft getreten. Neben dem altbekannten Ziel, den Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromversorgung zu erhöhen, stand die Gesetzesreform insbesondere unter der Vorgabe, die künftigen Zubaumengen möglichst zielgenau zu steuern und durch wettbewerbliche Ermittlung die Förderkosten möglichst gering zu halten. Daher stellt der Gesetzgeber mit dem EEG 2017 das bisher auf gesetzlich festgelegten Vergütungssätzen basierende Fördersystem auf ein wettbewerbliches Ausschreibungsverfahren um. Dabei behält der Gesetzgeber die grundlegende Fördersystematik bei. D.h. die Direktvermarktung zum Erhalt der Marktprämie ist weiterhin die grundsätzlich verpflichtende Vermarkungsform, Einspeisevergütungen werden nur noch ausnahmsweise gewährt. Dabei bildet der sog. „anzulegende Wert“ die Berechnungsgrundlage für die gesetzliche Förderung nach dem EEG. Allerdings wird die Höhe der anzulegenden Werte nicht mehr länger gesetzlich vorbestimmt, sondern nunmehr nach EEG 2017 grundsätzlich durch Ausschreibungen wettbewerblich ermittelt. Dies gilt auch für Windenergie an Land.
I. Fördersystematik für Windenergieanlagen an Land
Die Fördersystematik für Windenergieanlagen an Land entspricht dem Grunde nach der Fassung des EEG 2014.
Windenergieanlagenbetreiber haben wie alle Betreiber von Anlagen, in denen ausschließlich erneuerbare Energien oder Grubengas eingesetzt werden, nach § 19 Abs. 1 EEG 2017 grundsätzlich einen Anspruch gegen den aufnehmenden Netzbetreiber auf die Zahlung einer Marktprämie oder je nach Einzelfall einer Einspeisevergütung. Die finanzielle Förderung wird dabei für einen Zeitraum von 20 Jahren gewährt. Ist die Förderhöhe gesetzlich vorbestimmt, verlängert sich dieser Zeitraum bis zum 31.12. des zwanzigsten Jahres.
Grundlegend zu beachten ist jedoch, dass die Förderung nach dem EEG – egal ob Marktprämie oder Einspeisevergütung - nicht mit vermiedenen Netzentgelten und seit dem 01.01.2016 auch nicht mehr mit Stromsteuerbefreiungen nach dem Stromsteuergesetz kumulierbar ist. Sofern für nach dem EEG geförderte Strommengen Stromsteuerbefreiungen zum Tragen kommen, sind diese vom anzulegenden Wert und damit letztlich von der Förderung, abzuziehen. Ferner entfällt der Anspruch auf Vergütung nach dem EEG unter den Voraussetzungen des § 51 EEG 2017 in Zeiten negativer Börsenstrompreise. Auch wenn Anlagenbetreiber gegen die ihnen seitens des EEG auferlegten Pflichten verstoßen, kann dies zu einer vorübergehenden Verringerung oder gar dem zeitweiligen Verlust des EEG-Vergütungsanspruchs führen.
1. Direktvermarktung zur Inanspruchnahme der Marktprämie
Die Direktvermarktung zur Inanspruchnahme der Marktprämie bildet auch nach dem EEG 2017 den Regelfall der gesetzlichen Förderung. Sie ist insofern die verpflichtende Vermarktungsform für alle Anlagen, die ab dem 01.08.2014 und bis zum 31.12.2015 in Betrieb genommen worden und eine installierte elektrische Leistung von mehr als 500 Kilowatt aufweisen sowie alle ab dem 01.01.2016 in Betrieb genommenen Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt. Insofern besteht nur noch für „kleine“ Anlagen die Möglichkeit, zwischen einer Einspeisevergütung und der Direktvermarktung frei zu wählen.
Im Rahmen der Direktvermarktung müssen Anlagenbetreiber den Strom aus ihren Anlagen primär über einen Direktvermarkter etwa an der Strombörse direkt vermarkten und können vom Netzbetreiber „lediglich“ die sogenannte Marktprämie beanspruchen. Die Marktprämie errechnet aus dem anzulegenden Wert abzüglich des sogenannten Monatsmarktwerts.
Für den Erhalt der Marktprämie sind die speziellen Fördervoraussetzungen des § 20 EEG 2017 einzuhalten. Dies erfordert u.a., dass die Anlage durch einen Direktvermarkter fernsteuerbar ist und der direktvermarktete Strom in einem (Unter-)Bilanzkreis bilanziert wird, in dem ausschließlich direktvermarkteter Strom bilanziert wird. Eine anteilige Direktvermarktung von Windenergieanlagen, die über dieselbe Messeinrichtung abgerechnet werden, ist auch weiterhin möglich. Relevant ist dies u.a. in dem Fall, dass zu einem bestehenden Windpark, der nicht der Direktvermarktungspflicht unterliegt, neue Anlagen hinzugebaut werden.
2. Einspeisevergütung
Die Einspeisevergütung wird nur noch ausnahmsweise in den gesetzlich ausdrücklich geregelten Fällen des § 21 EEG 2017 gewährt.
Insofern kann noch für kleine Neuanlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 Kilowatt eine Einspeisevergütung vom Netzbetreiber beansprucht werden. Im Gegenzug ist der Anlagenbetreiber jedoch verpflichtet, den gesamten, nicht selbstverbrauchten bzw. außerhalb des Netzes an einen Dritten gelieferten Strom aus der Anlage dem Netzbetreiber anzudienen. Die Teilnahme am Regelenergiemarkt ist für Anlagen in der Einspeisevergütung untersagt. Die Höhe der Einspeisevergütung entspricht dem anzulegenden Wert abzüglich 0,4 ct/kWh. Dieser Abzug resultiert aus der ehemaligen Managementprämie des EEG 2012, die im nunmehrigen Regelfall der verpflichtenden Direktvermarktung bereits in den anzulegenden Wert eingepreist ist.
Darüber hinaus zahlt der Netzbetreiber – unabhängig von der Pflicht zur Direktvermarktung –eine feste Einspeisevergütung nur noch in Ausnahmefällen (sog. Ausfallvergütung). Die Ausfallvergütung gilt als Auffangtatbestand für Fälle, in denen der Anlagenbetreiber den Strom nicht direkt vermarkten kann, etwa weil der Direktvermarkter insolvent ist. Die Ausfallvergütung kann, wie schon unter dem EEG 2014, voraussetzungslos in Anspruch genommen werden, wird jedoch nach dem EEG 2017 nur noch zeitlich begrenzt für drei Folgemonate und insgesamt maximal 6 Monate im Kalenderjahr gewährt. Eine Überschreitung dieser Höchstdauer führt zum Verlust der Ausfallvergütung; es wird nur noch der Monatsmarktwert gewährt. Die Höhe der Ausfallvergütung beläuft sich auf 80 % des jeweils anzulegenden Werts.
II. Bestimmung der Förderhöhe für Windenergieanlagen an Land
1. Anlagen mit gesetzlich festgelegter Vergütungshöhe
Für Windenergieanlagen an Land mit einer installierten Leistung bis einschließlich 750 Kilowatt ergibt sich die Höhe des Vergütungsanspruchs auch weiterhin unmittelbar aus dem Gesetz. Entsprechendes gilt unabhängig von der installierten Leistung für sog. Übergangsanlagen, also Windenergieanlagen an Land, die vor dem 01.01.2017 nach Bundesimmissionsschutzgesetz genehmigt worden sind, vor dem 01.02.2017 zum Anlagenregister gemeldet wurden und vor dem 01.01.2019 in Betrieb genommen werden. Diese Anlagen dürfen nicht an einem Ausschreibungsverfahren teilnehmen. Etwas anderes gilt für Übergangsanlagen, wenn der Anlagenbetreiber vor dem 01.03.2017 gegenüber der Bundesnetzagentur schriftlich den Verzicht auf den gesetzlich bestimmten Zahlungsanspruch erklärt hat. Ebenfalls von der Ausschreibung ausgenommen und damit nach der gesetzlich festgelegten Förderhöhe vergütungsfähig sind Pilotwindenergieanlagen an Land in einem Umfang von insgesamt bis zu 125 MW pro Jahr.
Die Höhe der Vergütung für Strom aus Windenergie an Land ergibt sich aus § 46 ff. EEG 2017. Zu unterscheiden ist dabei zwischen Windenergieanlagen an Land, die vor dem 01.01.2019 in Betrieb genommen werden, und jenen mit Inbetriebnahme ab diesem Stichtag.
a) Inbetriebnahme in 2017 und 2018
Kleine Windenergieanlagen an Land bzw. Übergangsanlagen, die in 2017 oder 2018 in Betrieb genommen worden sind, werden weiterhin nach dem zweistufigen Referenzertragsmodell gefördert. Danach beträgt der anzulegende Wert in den ersten fünf Jahren ab der Inbetriebnahme 8,38 ct/kWh (erhöhte Anfangsförderung). Dieser Zeitraum verlängert sich je nach Ertrag der Anlage um einen Monat je 0,36 % des Referenzertrages, um den der Anlagenertrag 130 % des Referenzertrages unterschreitet. Zusätzlich verlängert sich die Frist um einen Monat je 0,48 % des Referenzertrages, um den der Anlagenertrag 100 % des Referenzertrages unterschreitet. Nach Auslaufen der Anfangsvergütung verringert sich der anzulegende Wert auf die Grundvergütung von 4,66 ct/kWh, die dann für die verbliebene Förderdauer gilt. Dabei unterliegt sowohl die Anfangsvergütung als auch die Grundvergütung der zubauabhängigen Degression nach dem Prinzip des atmenden Deckels. Die Basisdegression beträgt im Zeitraum 01.03. bis 01.08.2017 jeweils zum Monatsersten 1,05 % gegenüber dem jeweils vorangegangenen Kalendermonat. Danach verringert sich der anzulegende Wert beginnend ab dem 01.10.2017 vierteljährlich um jeweils 0,4 %.
b) Inbetriebnahme ab 2019
Auf Windenergieanlagen an Land, die nach dem 31.12.2018 in Betrieb genommen werden, findet hingegen das mit dem EEG 2017 neu eingeführte sog. einstufige Referenzertragsmodell Anwendung. Danach gilt für den gesamten Förderzeitraum grundsätzlich derselbe anzulegende Wert. Die Höhe des anzulegenden Werts entspricht dabei dem Durchschnitt aus den Gebotswerten des jeweils höchsten noch bezuschlagten Gebots der Gebotstermine für Windenergieanlagen an Land im Vorvorjahr. Insofern wird dieser anzulegende Wert zumindest mittelbar wettbewerblich ermittelt. Er unterliegt daher auch keiner Degression mehr.
Der Gebots- bzw. Zuschlagswert und somit auch der vorstehend zu ermittelnde Durchschnittswert beziehen sich jedoch immer auf den sog. 100%-Referenzstandort. Der für die konkrete Anlage geltende anzulegende Wert ist daher unter Zugrundelegung der tatsächlichen Standortgüte (Verhältnis des Standortertrags zum Referenzertrag) und anhand der in § 36h EEG 2017 gesetzlich festgelegten Korrekturfaktoren zu berechnen.
2. Anlagen mit wettbewerblich ermittelter Vergütungshöhe
Für Windenergieanlagen an Land mit einer installierten Leistung von mehr als 750 Kilowatt ist die Höhe des anzulegenden Werts, auf Grundlage dessen sich die Förderhöhe bestimmt, wettbewerblich zu ermitteln. Damit besteht für diese Anlagen ein Vergütungsanspruch nach EEG 2017 nur noch, wenn für diese im Rahmen eines Ausschreibungsverfahrens ein Zuschlag erteilt worden ist.
Die Bundesnetzagentur führt jährlich mehrere Ausschreibungsrunden für Windenergie an Land zu den gem. § 28 Abs. 1 EEG 2017 gesetzlich vorgesehenen Gebotsterminen durch. Den jeweiligen Gebotstermin sowie die zu diesem auszuschreibende neu zu installierende Anlagenleistung (sog. Ausschreibungsvolumen) gibt die Behörde auf ihrer Internetseite bekannt.
An der Ausschreibung können sich all jene beteiligen, die die Errichtung einer neuen Windenergieanlage bzw. ein Repoweringprojekt planen und dafür bereits eine Genehmigung nach Bundesimmissionsschutzgesetz erhalten und beim Register gemeldet haben. Im Rahmen der Ausschreibung geben die Bieter einmalig verbindliche und verdeckte Gebote ab. Der Gebotswert bezieht sich entsprechend dem neuen einstufigen Referenzertragsmodell auf den anzulegenden Wert (in ct/kWh) des 100 %-Referenzstandorts. Die Höhe der Gebotswerte ist dabei durch den sog. Höchstwert, also den maximal zulässigen Gebotswert begrenzt. Dieser beträgt zunächst 7,00 ct/kWh (ebenfalls bezogen auf den 100 %-Referenzstandort), wird jedoch ab 01.01.2018 zum jeweiligen Gebotstermin nach § 36b Abs. 2 EEG 2017 angepasst. Ferner ist die Mindestgebotsgröße von 750 kW zu beachten, eine Maximalgebotsgröße gibt es hingegen nicht. Dabei ist es grundsätzlich auch zulässig, in einer oder mehreren Ausschreibungsrunden mehrere (Teil-)Gebote abzugeben. Für jedes Gebot hat der Bieter bis zum Gebotstermin eine Sicherheit in Höhe von 30 €/kW der gebotenen Anlagenleistung zu hinterlegen, um die Ernsthaftigkeit seines Gebots unter Beweis zu stellen. Die Zuschlagserteilung erfolgt anhand des Gebotswerts in aufsteigender Reihenfolge beginnend beim niedrigsten Gebotswert, bis das Ausschreibungsvolumen erreicht oder erstmalig überschritten ist. Zu beachten sind dabei etwaige Zuschlagsobergrenzen für im sog. Netzausbaugebiet geplante Windenergieanlagen an Land. Näheres dazu regelt § 36c EEG 2017 i.V.m. der Netzausbaugebietsverordnung.
Die erteilten Zuschläge werden von der Bundesnetzagentur auf ihrer Internetseite bekannt gegeben. Ab der öffentlichen Bekanntmachung haben die erfolgreichen Bieter dann 30 Monate Zeit, das bezuschlagte Projekt zu realisieren, sonst erlischt der Zuschlag einschließlich des damit verbundenen Förderanspruchs. Die Realisierungsfrist kann, wenn das jeweilige Projekt durch Dritte beklagt wird, unter den Voraussetzungen des § 36e Abs. 2 EEG 2017 einmalig verlängert werden. Da die Zuschläge projektbezogen erteilt werden, ist eine Veräußerung des Zuschlags oder Übertragung auf ein anderes Projekt nicht möglich.
Ein Zahlungsanspruch nach EEG 2017 besteht nur für den Strom aus Windenergieanlagen an Land, für die ein wirksamer Zuschlag besteht. Die Förderdauer von 20 Jahren beginnt dabei grundsätzlich mit der Inbetriebnahme der Anlage, spätestens jedoch 30 Monaten nach der Bekanntmachung des jeweiligen Zuschlags, so dass eine Verlängerung der Realisierungsfrist zu Lasten der Förderdauer geht. Die Förderhöhe bestimmt sich nach dem individuell bezuschlagten Gebotswert („pay-as-bid“). Der für die konkrete Anlage anzuwendende anzulegende Wert ist dabei unter Zugrundelegung des tatsächlichen Referenzstandorts nach § 36h EEG 2017 zu berechnen.
Für Bürgerenergiegesellschaften i.S.d. § 3 Nr. 15 EEG 2017 gelten im Ausschreibungsverfahren zum Teil abweichende Regelungen. Hintergrund ist, dass Ausschreibungen mit besonderen Planungs- und Investitionsrisiken verbunden sind, die sich insbesondere für kleinere Akteure und Bürgerenergiegesellschaften als Hindernis für eine Teilnahme am Ausschreibungsverfahren darstellen können. Um aber trotz der Umstellung auf Ausschreibungen den Bürgerenergiegesellschaften weiterhin eine Beteiligung am Ausbau der Windenergie an Land zu ermöglichen, sieht § 36g EEG 2017 u.a. folgende Sonderregelungen vor:
Projekte von Bürgerenergiegesellschaften bedürfen zum Gebotstermin noch keiner Genehmigung nach BImSchG, stattdessen reicht ein zertifiziertes Windgutachten.
Die Sicherheitsleistung teilt sich in Erst- und Zweitsicherheit von je 15 €/kW der gebotenen Anlagenleistung auf.
Die Realisierungsfrist beträgt 54 Monate, statt 36 Monate.
Der Zuschlagswert entspricht dem Gebotswert des höchsten noch bezuschlagten Gebots der jeweiligen Ausschreibungsrunde (sog. „uniform-pricing“).
Hierbei ist die Größe der Projekte von privilegierten Bürgerenergiegesellschaften auf maximal sechs Windenergieanlagen mit insgesamt höchstens 18 MW begrenzt. Zudem müssen sehr strenge Voraussetzungen erfüllt sein, um als privilegierte Bürgerenergiegesellschaft zu gelten. So müssen u.a. mindestens 10 natürliche Personen stimmberechtigt sein und mindestens 51 Prozent der Stimmrechte bei natürlichen Personen liegen, die seit mindestens einem Jahr im Landkreis des beabsichtigten Anlagenstandorts mit ihrem Hauptwohnsitz gemeldet sind.
III. Weitere für Windenergieanlagen an Land relevante Bestimmungen des EEG 2017
1. Netzverknüpfungspunkt
Erneuerbare-Energien-Anlagen müssen nach § 8 EEG 2017 vom Netzbetreiber – dem Grund nach wie bisher auch schon – unverzüglich vorrangig an der Stelle an das Netz angeschlossen werden, die im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist und die in der Luftlinie kürzeste Entfernung zum Standort der Anlage aufweist, wenn nicht dieses oder ein anderes Netz einen technisch und wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunkt aufweist.
Eine Ausnahme von diesem Grundsatz findet sich in § 8 Abs. 2 EEG 2017, wonach Anlagenbetreiber einen anderen Verknüpfungspunkt desselben oder eines anderen Netzes wählen dürfen, es sei denn, dass die daraus resultierenden Mehrkosten des Netzbetreibers nicht unerheblich sind. Diese Einschränkung der Wahl des Anlagenbetreibers durch die nicht unerheblichen Mehrkosten des Netzbetreibers wird weder im Gesetz noch in der Gesetzesbegründung näher definiert und war in der Vergangenheit wiederholt Gegenstand juristischer Auseinandersetzungen. Das Landgericht Verden und das Landgericht Paderborn haben sich zuletzt in ihrer Rechtsprechung als soweit erste Gerichte an die Grenzziehung dieses unbestimmten Rechtsbegriffes herangewagt und in ihren Urteilen (LG Verden, Urt. v. 23.2.2015 – Az.: 10 O 57/12; LG Paderborn, Urt. v. 4.2.2015 – Az.: 3 O 439/11) festgestellt, dass entstehende Mehrkosten von 23,06% (LG Verden) bzw. weniger als 25% (LG Paderborn) gegenüber dem gesamtwirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt noch nicht rechtsmissbräuchlich seien. Angesichts dieser Rechtsprechung der Instanzengerichte bleibt offen, ob sich unter Umständen eine Grenze bei 25% etablieren wird. Eine weitere Entwicklung dieses Streits bleibt abzuwarten.
Interessant ist in diesem Zusammenhang auch, dass das Oberlandesgericht Hamm in einem Urteil aus dem Jahr 2011 einen Anspruch auf Ersatz der durch die Falschbenennung verursachten Mehrkosten gegen den Netzbetreiber zuerkannt hat, sofern dieser einen falschen Netzverknüpfungspunkt zuweist. Ähnlich hatte schon das Oberlandesgericht Düsseldorf in einem Urteil vom 09.12.2009 entschieden.
2. Technische Vorgaben
Schon seit Inkrafttreten des EEG 2009 am 01.01.2009 müssen Betreiber von Anlagen mit einer installierten Leistung von über 100 Kilowatt bestimmte technische Voraussetzungen erfüllen. Auch nach dem EEG 2017 müssen neu in Betrieb genommene Windenergieanlagen demnach mit folgenden technischen Einrichtungen ausgestattet sein:
Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung
und mit einer technischen Einrichtung zur Abrufung der jeweiligen Ist-Einspeisung, auf die der Netzbetreiber zugreifen darf.
Hierdurch soll gewährleistet werden, dass diese Anlagen am Einspeisemanagement teilnehmen können und zur Netzstabilität beitragen. Dabei können mehrere Anlagen, die gleichartige erneuerbare Energien einsetzen und über denselben Netzverknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind, gemeinsame Einrichtungen nutzen. Im Übrigen müssen Betreiber von Windenergieanlagen an Land, die vor dem 01.01.2017 in Betrieb genommen wurden, die Anforderungen der Systemdienstleistungsverordnung (kurz: SysDLV) einhalten.
Solange ein Anlagenbetreiber gegen seine Pflichten verstößt, indem er die technischen Vorgaben nicht einhält, verringert sich die finanzielle Förderung auf den Monatsmarktwert (vgl. § 52 Abs. 2 Nr. 1 EEG 2017).
3. Einspeisemanagement und Härtefallregelung
Der Gesetzgeber hat mit dem EEG 2017 die Regelungen zum Einspeisemanagement und der damit eng verknüpften Härtefallregelung in §§ 14 f. EEG 2017 unverändert beibehalten. Der Netzbetreiber ist damit nach wie vor berechtigt, Anlagen mit einer Leistung größer als 100 Kilowatt im Einzelfall und unter bestimmten Voraussetzungen im Rahmen des Einspeisemanagements zu regeln bzw. abzuschalten. Auch der Vorrang der Erneuerbaren Energien und der KWK bei der Anlagenreglung ist erhalten geblieben. Weiterhin dürfen sonstige Anlagen zur Stromerzeugung von der Regelung ausgenommen werden, sofern Systemsicherheit und Zuverlässigkeit dies erfordern.
Für den Fall, dass der Netzbetreiber die Einspeiseleistung gem. § 14 EEG 2017 reduziert, sieht auch das EEG 2017 für die vom Einspeisemanagement betroffenen Betreiber eine Kompensation im Rahmen der Härtefallregelung nach § 15 EEG 2017 vor. Ohne dass es einer gesonderten Vereinbarung mit dem Netzbetreiber bedarf, haben Anlagenbetreiber einen Anspruch auf Ersatz von 95% der entgangenen Einnahmen zuzüglich der zusätzlichen und abzüglich der ersparten Aufwendungen gegen den Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, die vom Einspeisemanagement betroffen ist. Erst wenn die entgangenen Einnahmen mehr als 1% der Jahreseinnahmen betragen, muss der Netzbetreiber ab diesem Zeitpunkt in vollem Umfang entschädigen.
Die konkrete Berechnung der Entschädigung stellt sich allerdings als problematisch dar, denn im Einzelfall – so bei Windenergie – ist unterbliebene Stromeinspeisung schwer feststellbar. Hilfestellung bei der Klärung des Problems liefert bisher einzig der Leitfaden 2.1 der BNetzA zur Abschaltreihenfolge und Entschädigung bei Maßnahmen gegenüber EEG- und KWK-Anlagen (Stand: 07.03.2014).
B. Grundstücksrecht
Die Entscheidung des EuGH vom 18.01.2007 und die daran anschließende Rechtsprechung der deutschen Gerichte bewirkten eine Ausdehnung des Vergaberechts, die für die städtebauliche Vertragspraxis von erheblicher Bedeutung waren und auf Windenergieanlagenprojekte angesichts des hohen Investitionsvolumens unmittelbaren Einfluss haben konnte. Nach dieser Rechtsprechung unterfielen eine Vielzahl von Grundstücksverträgen und städtebaulichen Verträgen unter Beteiligung der öffentlichen Hand dem Vergaberecht. Bei Missachtung dieses Regimes drohte die Nichtigkeit dieses Vertrages und damit das Scheitern eines beabsichtigten Windenergieanlagenprojekts insgesamt. Der Gesetzgeber versuchte mit der Vergaberechtsnovelle vom 20.05.2009, dieser ausufernden Rechtsprechung entgegen zu wirken. Im Zuge dessen entschloss sich das OLG Düsseldorf die von ihm vertretene Auffassung mit Beschluss vom 02.10.2008 dem EuGH zur Entscheidung vorzulegen. Dieser entschied nun in seinem Urteil vom 25.03.2010, dass der Verkauf von Grundstücken der öffentlichen Hand jedenfalls dann nicht dem Vergaberecht mangels „öffentlichen Bauauftrag“ unterfällt, wenn die Bauleistung dem Auftraggeber nicht wirtschaftlich zu Gute kommt, da der öffentliche Auftraggeber beim Verkauf lediglich in Ausübung von städtebaulichen Regelungszuständigkeiten handelt.
II. Wege-/Leitungsrechte
Häufig treten Schwierigkeiten mit Gemeinden und Privaten auf, die essentiell notwendige Anbindungsrechte auf ihren Grundstücken nicht gewähren wollen. Werden etwa Leitungsrechte einschließlich Dienstbarkeiten auf öffentlichen Wegen benötigt, bestehen auf Grundlage des Energiewirtschaftsgesetzes juristische Möglichkeiten, die Gemeinden zum Abschluss entsprechender Gestattungsverträge zu zwingen. Hier hilft die inzwischen anerkannte Energieversorgereigenschaft des Windparkbetreibers.
Handelt es sich um nicht öffentliche Grundstücksflächen Privater oder einer Gemeinde, steht das Instrument der Enteignung und vorzeitigen Besitzeinweisung auf der Grundlage des Energiewirtschaftsrechts zur Verfügung. Auch Gemeinden können enteignet werden! Dies hat das Thüringer Landesverwaltungsamt kürzlich unter Berufung auf das überragende öffentliche Interesse an der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien entschieden.
Nach der Rechtsprechung des OVG Koblenz kann der Eigentümer oder Besitzer eines im Außenbereich gelegenen Grundstücks eine aus Art. 14 Abs. 1 GG abgeleitete subjektive Rechtstellung auf eine notwegeähnliche Benutzung des gemeindlichen Wirtschaftswegenetzes zum Zweck der ordnungsgemäßen Bewirtschaftung eines dort zugelassenen Rohstoffabbaubetriebes haben. Gleiches gilt für Windenergieanlagen. Die Benutzung dieser gemeindlichen Wirtschaftswege (die nicht der Öffentlichkeit gewidmet sind) kann auch nicht durch eine Benutzungssatzung der Gemeinde untersagt werden.
Auch auf Grundlage des Kartellrechts kann die Realisierung eines Windenergievorhabens gegen den Willen der örtlichen Gemeinde durchgesetzt werden. So urteilte der BGH im September 2008, dass die Verweigerung von Kabelrechten einer Gemeinde einen Missbrauch einer marktbeherrschenden Stellung bzw. eine unbillige Behinderung oder Diskriminierung i.S.d. §§ 19, 20 GWB darstellen kann, wenn die Gemeinde die einzige Anbieterin auf dem Markt „öffentliche Wege“ (auch nur tatsächlich öffentliche Wege) ist. Dies führt zu einem Anspruch auf Duldung der Kabelverlegung nach § 33 GWB.
C. Regionalpläne
Mit Urteil vom 26.06.2012 hat das Sächsische OVG in Bautzen das Kapitel der Windnutzung in der Gesamtfortschreibung des Regionalplans Südwestsachsen vom 10.Juli 2008 insoweit für unwirksam erklärt, als dieses Kapitel Vorrangs-/Eignungsgebiete für die Windenergienutzung ausweist. Entscheidend stellte das Gericht darauf ab, dass der Regionalplan lediglich acht Vorrang-/Eignungsgebiete mit einem Flächenanteil von nur einem Bruchteil eines Promilles, nämlich 0,02566 % der Fläche des Planungsgebietes (2.554 km²) für insgesamt etwa 25 WEA ausweise und damit der Windenergienutzung nicht substanziell Raum geben. Mit Beschluss des Bundesverwaltungsgerichtes vom 06.12.12 wurde dieses Urteil rechtskräftig.
Das Bundesverwaltungsgericht hat mit Urteil vom 11.04.2013 den Rechtsstreit um die Wirksamkeit des Kapitels Windnutzung des aktuellen Regionalplans Westsachsen zur erneuten Überprüfung an das Oberverwaltungsgericht Bautzen zurückverwiesen und dementsprechend das vorherige Normenkontrollurteil, welches den Regionalplan Westsachsen als rechtmäßig erachtete, aufgehoben. Das Bundesverwaltungsgericht stellte dabei gravierende Mängel im Planungskonzept fest. Insbesondere habe das OVG Bautzen in seiner Entscheidung unberücksichtigt gelassen, dass der Plangeber nicht zwischen „harten und weichen Tabukriterien“ unterschieden hat. Bei den „harten“ Tabuzonen handelt es sich um solche, auf denen aus rechtlichen oder tatsächlichen Gründen keine Windenergieanlagen errichtet oder betrieben werden können. Bei den „weichen“ Tabuzonen ist die Errichtung und der Betrieb von Windenergieanlagen zwar rechtlich und tatsächlich möglich ist, aber nach den Vorstellungen des Plangebers, die der Plangeber eigens entwickeln darf, sollen dort keine Windenergieanlagen aufgestellt werden. Zu einer erneuten Entscheidung kam es vor dem Oberverwaltungsgericht in Bautzen nicht, da die zugrunde liegende Klage – über die Gründe wird spekuliert – zurückgenommen wurde. Für die Fortschreibung des Regionalplans Westsachsen 2008 erfolgte in der Sitzung der Verbandsversammlung am 19.12.2013 der Aufstellungsbeschluss. Mit dem Aufstellungsbeschluss zur Gesamtfortschreibung des Regionalplans 2008 ist eine eigenständige Fortführung der Teilfortschreibung zum Kapitel 11 Energieversorgung und erneuerbare Energien nicht mehr zielführend. Diese wird daher in die Gesamtfortschreibung integriert. Das Jahr 2014 wird laut Regionalen Planungsverband Westsachsen dazu dienen, einen Entwurf für die Beteiligung nach § 6 Abs. 1 SächsLPlG zu erstellen. Die Beteiligung selbst soll voraussichtlich im I. Quartal 2015 erfolgen.
Unter Zugrundelegung der konsequenten Fortsetzung der Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichtes dürften sich erhebliche Mängel auch für zahlreiche weitere Planungsverbände und Regionalpläne in Sachsen, aber auch in anderen Bundesländern ergeben.
In seinen Urteilen vom 12.02.2014 hat das VG Chemnitz den Regionalplan Chemnitz-Erzgebirge und dessen Teilfortschreibung der Plansätze Windenergie als unwirksam betrachtet. Der Regionalplan 2002 leidet nach Auffassung des Gerichts an einem Ausfertigungsmangel, da die Ausfertigung des Planbeschlusses im Sächsischen Staatsanzeiger vom 17.01.2008 nicht dem sog. „Authentizitätsgebot“ genüge. Denn seit der Erarbeitung des ursprünglichen Regionalplans seien einige seiner Inhalte durch die zwischenzeitlich in Kraft getretenen Teilfortschreibungen desselben Plangebers sofort außer Kraft gesetzt worden, sodass der in seiner ursprünglichen Form ausgefertigte Regionalplan damit nicht mehr dem Willen des Plangebers entspräche. Auf diese fehlende Übereinstimmung von ausgefertigtem Regionalplan und Wille des Plangebers hätte der Verbandsvorsitzende in der Ausfertigung des Regionalplans hinweisen müssen. Ergebnis dieses Fehlers ist damit die Nichtigkeit des gesamten Regionalplans und in Folge auch die auf ihn aufbauenden Änderungen, so wie die Teilfortschreibung Windenergie 2005, welcher durch die Nichtigkeit des „Hauptplans“ nunmehr die Planungsgrundlage entzogen wurde. Darüber hinaus stellte das Gericht eindeutig fest, dass die Teilfortschreibung Windenergie zudem abwägungsfehlerhaft ist, da im zu Grunde liegenden Planungskonzept nicht korrekt zwischen „harten“ und „weichen“ Tabuzonen unterschieden wurde und teilweise auch Gebiete – z.B. „avifaunistisch bedeutsame Gebiete“ oder Vorsorgeabstände zu Siedlungen – fehlerhaft den „harten“ Tabuzonen zugeordnet wurden. Damit genügt die Teilfortschreibung 2005 offensichtlich nicht der bundesverwaltungsgerichtlichen Rechtsprechung und wurde vom Gericht auch deshalb für unwirksam erachtet. Gegen die Urteile wurde vom Regionalen Planungsverband und den jeweiligen Genehmigungsbehörden Antrag auf Zulassung der Berufung gestellt, die derzeit beim OVG rechtshängig sind.
Mit Urteil vom 08.04.2014 hat das OVG Weimar den Regionalplan Ostthüringen als unwirksam erachtet. Der Kläger beabsichtigte mehrere Windenergieanlagen außerhalb von den im Regionalplan vorgesehenen Vorranggebieten zu errichten. Außerhalb dieser Vorranggebiete war laut Regionalplan die Errichtung von Windenergieanlagen jedoch nicht zulässig. Der Plangeber muss bei einem entsprechenden Ausschluss jedoch deutlich machen, ob die Errichtung von Windenergieanlagen aus tatsächlichen oder rechtlichen Gründen („harte Tabuzonen“), oder nach seinen planerischen Vorstellungen („weiche Tabuzonen“) ausgeschlossen ist. Wird er dieser Anforderung nicht gerecht, liegt ein Fehler im Abwägungsvorgang vor, der zur Unwirksamkeit der Konzentrationsplanung führen kann. Die fehlende Differenzierung ist nicht etwa deshalb unschädlich, weil das BVerwG sie erstmals in seinem Beschluss vom 15.09.2009 und damit 5 Jahre nach Beginn des Planungsverfahrens herausgearbeitet hat. Dieses Urteil könnte in Zukunft auch Auswirkungen auf andere Regionalpläne in Thüringen haben, sofern in diesen ebenfalls eine Differenzierung zwischen „harten“ und „weichen“ Tabuzonen fehlt. In diesem Verfahren ist derzeit die Beschwerde gegen Nichtzulassung der Revision beim BVerwG anhängig.
Aufgrund aktueller gesetzgeberischer Entwicklungen und der Rechtsprechung des Bundesverwaltungsgerichtes sind nun auch andere regionalen Planungsverbände zum Handeln aufgefordert. So sieht in Sachsen der Planungsverband Oberes Elbtal/Osterzgebirge eine Integrierung der neuen Windenergieplanung in einer zweiten Gesamtfortschreibung des Regionalplans vor. Auf gleiche Art und Weise soll dies auch beim Regionalen Planungsverband Oberlausitz/Niederschlesien erfolgen. Ein besonderes Augenmerk soll dabei auf die bereits benannten „harten und weichen Tabuzonen“ gelegt werden.
D. Öffentliches Baurecht
Der Deutsche Bundestag hat am 08.04.2014 ein Gesetz „zur Einführung einer Länderöffnungsklausel zur Vorgabe von Mindestabständen zwischen Windenergieanlagen und zulässigen Nutzungen“ beschlossen. Es trat zum 01.08.2014 in Kraft. Das viel diskutierte Gesetz wurde durch eine Gesetzesinitiative des Bundesrates durch die Freistaaten Bayern und Sachsen initiiert. Der Bundesrat lehnte dieses Gesetz zunächst ab, stimmte jedoch am 11.07.2014 wider besseren Wissens und entgegen eindeutig ablehnender Stellungnahmen dennoch zu. Danach ist die Diskussion, ob es sich beim vorliegenden Gesetz um ein Einspruchs- oder Zustimmungsgesetz handelt, überflüssig geworden. Inhaltlich soll den Ländern durch eine Änderung des § 249 BauGB ermöglicht werden, durch Landesgesetz die „Anwendung“ des § 35 Abs. 1 Nr. 5 BauGB auf Windenergievorhaben, die einen bestimmten Abstand einhalten, zu beschränken. Nach dem nun beschlossenen Entwurf müssen aber die Länder ein solches Landesgesetz bis 31.12.2015 verkündet haben. Damit wird den Ländern, so die Gesetzesbegründung „sowohl hinsichtlich der Einführung und der Reichweite einer Abstandsregel als auch zur Größe des Abstandes Flexibilität eingeräumt“. Gleichzeitig haben damit die Länder zumindest theoretisch „freie Hand“, Windenergieanlagen von sämtlichen Nutzungsarten fernzuhalten. Dabei darf aber nicht vergessen werden, dass dieser neue Entwurf den Ländern gänzlich die Verantwortung überträgt, der weiterhin geltenden Privilegierung der Windenergie gem. § 35 Abs. 1 Nr. 5 BauGB und dem bundesverwaltungsgerichtlichen Postulat, der Windenergie „substanziell Raum zu verschaffen“, zur Geltung zu verhelfen. Eine völlige „Verbannung“ der Windenergienutzung aus einem Bundesland kann daher auch dieses sehr weitgehende Gesetz nicht ermöglichen. In Bayern ist schon ein gesetzlicher 10-H-Mindestabstand zu Wohnbebauung geplant. Die neue Mindestabstandsregel soll nach Willen der CSU am 1.11.2014 in Kraft treten. Der (bisherige) sächsische Staatsminister Morlok (FDP) verkündete noch vor der Landtagswahl, dass auch Sachsen als Mit-Initiator es vorsieht, schnellstmöglich einen landesgesetzlichen Mindestabstand einzuführen. Es bleibt abzuwarten, wie sich Sachsen nach der Abwahl der FDP im Rahmen der Landtagswahl und dadurch erforderlichen neuen Koalition zukünftig verhalten wird.
Am 1.Juli 2013 erging ein Urteil des Oberverwaltungsgerichtes in Nordrhein-Westfalen, in dem die Ausweisung von zwei Windkonzentrationszonen der Stadt Büren („Bürener Urteil“) für unwirksam erklärt wurde. In seiner Begründung führte das Gericht an, dass die Kommune keine hinreichende Differenzierung zwischen „harten Tabuzonen“ und „weichen Tabuzonen“ vorgenommen und die Gründe für die Unterscheidung nicht ausreichend dokumentiert hatte. Das Gericht berief sich dabei unter anderem auf ein Urteil des Bundesverwaltungsgerichts vom 13. Dezember 2012, in dem bereits festgestellt wurde, dass die Kommune zu dieser Differenzierung und einer entsprechenden Dokumentation verpflichtet ist, wenn sie einzelne Flächen aus der Planung ausschließen möchte. Das Gericht führte aus, dass folgende Flächen als „weiche“ Tabuzonen zu klassifizieren sind:
Abstandsflächen zu Siedlungsbereichen
Abstandsflächen zum Schutz der Tiere
Flächen mit Mindestgröße
Im Rahmen eines Windenergievorhabens erklärte das OVG Berlin-Brandenburg am 13.04.2011 eine Veränderungssperre für unwirksam. Nach § 14 Abs. 1 BauGB setzt der Erlass einer Veränderungssperre den Beschluss über die Aufstellung eines Bebauungsplans voraus. Fehlt ein Aufstellungsbeschluss, so ist eine gleichwohl erlassene Veränderungssperre unwirksam. Dies gilt auch, wenn ein Aufstellungsbeschluss zwar gefasst, aber entgegen § 2 Abs. 1 Satz 2 BauGB nicht, oder nicht wirksam (weil fehlerhaft) ortsüblich bekannt gemacht worden ist. Die ortsübliche Bekanntmachung des Aufstellungsbeschlusses ist materielle Rechtmäßigkeitsvoraussetzung der Veränderungssperre. Die Veränderungssperre dient der Sicherung der planerischen Ziele der Gemeinde. Sie begründet für den gesamten künftigen Planbereich, oder auch nur für einen durch die Veränderungssperre bestimmten Bereich eine Sperrwirkung. Demgegenüber bezieht sich die Zurückstellung von Baugesuchen nach § 15 BauGB auf konkret bestehende Vorhaben. Voraussetzung für beide Sicherungsmittel ist das Bestehen eines gemeindlichen Sicherungsbedürfnisses. Dieses ist insbesondere nicht gegeben, wenn der zugrundeliegende Bebauungs- oder Flächennutzungsplan rechtswidrig ist. Die Rechtswidrigkeit von Bauleitplänen, die darauf gerichtet sind Ausschlusswirkung für die Nutzung von Windenergieanlagen herbeizuführen, ist dann zu bejahen, wenn das Planungskonzept der Gemeinde nicht den bundesverwaltungsrechtlich entwickelten Anforderungen an eine schlüssige gesamträumliche Planung entspricht. (BVerwG, Urteil v. 11.04.2013;v. 13.12.2012)
Die Rechtswidrigkeit eines Planungskonzepts kann sich auch schon aus der Reduzierung der gesamten zur Verfügung stehenden Planungsfläche durch Anwendung von einheitlichen Schutzabständen ergeben. Nach dem Beschluss des VGH München vom 21.01.2013 überschreitet die Aufnahme von einheitlichen Schutzabständen ohne eine Unterscheidung der Schutzbedürftigkeit der einzelnen Siedlungsgebiete die Grenzen planerischer Gestaltungsfreiheit. Eine solche Unterscheidung der Schutzbedürftigkeit einzelner Wohngebiete treffen z.B. die Vorschriften der BauNVO und der TA Lärm. Danach richtet sich das Maß des immissionsschutzrechtlich Zumutbaren nach der Schutzbedürftigkeit und Schutzwürdigkeit des maßgeblichen Gebiets. Die Schutzwürdigkeit ist insoweit von der baurechtlichen Prägung der Situation, in der sich störende und gestörte Nutzung befinden und von etwaigen tatsächlichen oder planerischen Vorbelastungen abhängig. Folglich kann eine Gemeinde innerhalb eines Bauleitverfahrens die ihr insgesamt zur Verfügung stehende Planungsfläche nicht durch Anwendung von pauschalen (einheitlichen) Abstandsflächen zu Siedlungsgebieten verringern. Vielmehr ist sie verpflichtet dabei differenziert vorzugehen und die einzuhaltenden Abstandsflächen entsprechend der jeweiligen Schutzbedürftigkeit darzustellen/festzusetzen. Dementsprechend kann eine Wohnbebauung in allgemeinen Wohngebieten einen höheren Schutz vor Lärm beanspruchen als in Dorf- und Mischgebieten. Dahingehend beschloss das VG Augsburg am 02.08.2013, dass es bei einer Bestimmung von „Abstandsrichtwerten“ einer orts- und landschaftsbildbezogenen Rechtfertigung bedarf, um die Grenzen des kommunalen Gestaltungsspielraums zu wahren. Insbesondere steht es der Kommune nicht frei, Abstandsgrenzen nach freiem Ermessen und ohne rechtliche Grundlage zu verändern. Dies hat am 05.12.2013 auch der VGH München im Rahmen des Beschwerdeverfahrens bestätigt.
Das OVG Lüneburg urteilte am 10.02.2014, dass die erteilte Abweichung von den Regelungen der Grenzabstandsvorschrift des § 5 NBauO zugunsten eines Windkraftvorhabens fehlerhaft ist, wenn das Recht des Eigentümers des Nachbargrundstücks, dieses Grundstück selbst mit einem im Außenbereich privilegierten Vorhaben (ebenfalls Windenergienutzung) zu bebauen oder bebauen zu lassen, nicht mit dem gebotenen Gewicht in die Entscheidung eingestellt wird. Den schützenswerten nachbarlichen Belangen, insbesondere das (Grund-) Recht als Grundstückseigentümer, das Grundstück zu nutzen, es ggf. zukünftig zu bebauen, kommt erhebliches Gewicht zu. Maßgeblich sei insoweit die generelle Bebaubarkeit der einzelnen Grundstücke. Die Bauabsichten würden erheblich eingeschränkt bzw. unmöglich gemacht. Ähnlich urteilte auch schon das OVG Bautzen am 25.06.2011.
Bei der bauordnungsrechtlichen Planung von Windenergieanlagen wird aktuell in einem Nord-Süd-Gefälle innerhalb der Bundesrepublik hinsichtlich der Bemessung der Abstandsflächen, von zwei verschiedenen Modellen ausgegangen. Fraglich dabei ist, von welchem Punkt der Windenergieanlage die Abstandsflächen bemessen werden. Nach den Vorschriften der BauNVO der Länder sind Abstandsflächen von den Außenwänden der Gebäude einzuhalten. Dabei wird die Abstandsfläche senkrecht zur Wand gemessen. Bei Gebäuden mit versetzten Wandteilen, denen Windenergieanlagen aufgrund der aufeinanderfolgenden Verjüngung/ Verbreiterung der Anlagenteile am nächsten kommen, ist für jeden versetzten Wandteil eine entsprechende fiktive Wand zu konstruieren, nach deren Höhe H sich die jeweilige Abstandsflächentiefe unter Berücksichtigung der jeweils geltenden Höhenanrechnung bemisst. Dieses allgemeine „Gebäudeschema“ muss man nun auf Windenergieanlagen – die als technisches Bauwerk Besonderheiten aufweisen – übertragen werden. Dies wird einerseits mit Hilfe des Kugelmodells versucht. Demnach ist – bezogen auf die Windenergieanlagen – der höchste Punkt der Anlage im senkrecht nach oben stehenden Rotorblatt zu sehen. Der an der Gondel angebrachte Rotor ist wiederum zum Mastmittelpunkt versetzt (sog. Exzentrizität).Dieser Versatz stellt – senkrecht projiziert auf die Geländeoberfläche – die fiktive Außenwand dar, von der ab die nach der Gesamthöhe als Maß H berechneten Abstandsflächen einzuhalten sind. Nach dem Exzentrizitätsmodell ist der maßgebliche Ausgangspunkt für die Berechnung der relevanten Abstandsflächen von Windenergieanlagen die sogenannte fiktive Außenwand (Exzentrizität bzw. Rotorblattaufhängung). Derzeit ist strittig, welches dieser beiden Modelle Anwendung finden soll. Die Oberverwaltungsgerichte der jeweiligen Länder urteilen diesbezüglich auch keineswegs einheitlich. Somit entsteht das Problem, dass innerhalb Deutschlands divergierende Ausgangspunkte für die Bemessung von Abstandsflächen zu Grunde gelegt werden.
Der Bayerische VGH beschloss am 19.03.2014 bezüglich der Standsicherheit einer Windkraftanlage, dass beim Bau einer solchen in einem als Konzentrationsfläche ausgewiesenen Gebiet nicht auf den dauernden Fortbestand der örtlichen Windverhältnisse vertraut werden könne, sondern von vornherein damit gerechnet werden müsse, dass hinzukommende Windkraftanlagen die Windverhältnisse verändern könnten. Damit bestätigte der VGH auch die Auffassung des VG Würzburg, welches in zahlreichen Verfahren diese Entscheidungsgründe aufstellte. Grundsätzlich hat der Bauherr einer bestehenden Anlage für die Standsicherheit seiner Anlage einzustehen, wie eindeutig aus dem Wortlaut des Art. 10 Satz 1 BayOB folgt. Andererseits kann er nur in gewissen Umfang darauf vertrauen, dass die für die Standsicherheit seiner bestehenden Anlage maßgeblichen Umstände nicht zu seinen Lasten mit der Folge verändert werden, dass beispielsweise ein „Nachrüsten“ seiner Anlage erforderlich wird, um deren Standsicherheit auch nach solchen Veränderungen weiter zu gewährleisten. Außerdem könne einer vorhandene Gefährdung der Standsicherheit nicht nur durch eine Verhinderung neuer Anlagen vorgebeugt werden, sondern auch dadurch, dass für bereits errichtete benachbarte Anlagen nachträglich Beschränkungen der bereits erteilen Genehmigungen (z.B. sektorielle Leistungsbegrenzungen) angeordnet werden. Insbesondere gilt dies in Konstellationen, in denen sich mehrere Betreiber von Windenergieanlagen in einem bestimmten Gebiet ansiedeln, welches als Konzentrationsfläche für Windenergieanlagen ausgewiesen ist.
E. Immissionsschutz
I. Schallimmissionen
Nach Nr. 1 der TA Lärm gelten die Vorschriften der TA Lärm für Anlagen, die als genehmigungsbedürftige oder nicht genehmigungsbedürftige Anlagen den Anforderungen des Zweiten Teils des Bundesimmissionsschutzgesetzes unterliegen, Nr. 1 Abs. 2 TA Lärm. Damit ist die TA-Lärm auch auf Windenergieanlagen anwendbar. Sie sind insbesondere im Katalog der in Nr. 1 vom Anwendungsbereich der TA Lärm ausdrücklich ausgenommenen Anlagenarten nicht aufgeführt. Nach dem Urteil des BVerwG vom 29.08.2008 wird die generelle Eignung der Regelungen der TA Lärm für die von Windenergieanlagen verursachten Geräuschimmissionen nicht ernsthaft in Frage gestellt. Nach Nr. 3.2.1 Abs. 1 der TA Lärm ist der Schutz vor schädlichen Umwelteinwirkungen durch Geräusche vorbehaltlich der Regelungen in den Abs. 2 bis 5 sichergestellt, wenn die Gesamtbelastung am maßgeblichen Immissionsort die Immissionsrichtwerte nach Nr. 6 nicht überschreitet.
Nach Nr. 3.2.1 Abs. 2 TA Lärm darf die Genehmigung für die zu beurteilende Anlage bzw. Anlagen auch bei einer Überschreitung der Immissionsrichtwerte auf Grund der Vorbelastung aus Gründen des Lärmschutzes nicht versagt werden, wenn der von der Anlage verursachte Immissionsbeitrag im Hinblick auf den Gesetzeszweck als nicht relevant anzusehen ist. Dies ist in der Regel der Fall, wenn die von der zu beurteilenden Anlage ausgehende Zusatzbelastung die Immissionsrichtwerte nach Nr. 6 an den maßgeblichen Immissionsorten um mindestens 6 dB(A) unterschreitet. Diese Regelung der TA Lärm regelt eine Genehmigungsfähigkeit bzw. die Zulässigkeit eines Vorhabens trotz Richtwertüberschreitung. Nach dem Willen des Gesetzgebers ist eine Ablehnung der Genehmigungsfähigkeit in solchen Fällen nicht immer gerechtfertigt, da die Prüfung der Schutzpflicht nach § 5 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 BImSchG auch eine Kausalitätsprüfung erfordert und zudem die Erheblichkeit einer Belästigung bei einer geringfügigen Überschreitung eines Immissionsrichtwertes entfallen kann. Für den Fall des „Zubaus von Windenergieanlagen“ zu einem vorhandenen Bestandswindpark, welcher bereits als Vorbelastung die geltenden Immissionsrichtwerte deutlich überschreitet, wird insoweit die Auffassung vertreten, dass in einem solchen Fall besondere Umstände vorliegen, die ein Abweichen vom Regelfall begründen dürfen und müssen. Hintergrund hierfür ist das Argument, dass zu einem vorhandenen Bestand von Windenergieanlagen nach und nach weitere Windenergieanlagen hinzu gebaut werden könnten, sodass „eine Art Salamitaktik“ angewandt werden könnte. Denn für jedes einzelne Windrad, was hinzutreten würde, könnte sich der Betreiber bzw. Antragssteller auf das Irrelevanzkriterium berufen. Im Ergebnis könnte man also eine kontinuierliche Erhöhung der Lärmbelastung wohl nicht verhindern. Insofern wird die Auffassung vertreten, dass das „Regelfall-Irrelevanz-Kriterium“ (Zusatzbelastung liegt um mehr als 6 dB(A) unterhalb des Richtwertes) nur „einmalig von hinzukommenden Windenergieanlagen in Anspruch genommen werden kann“. Man geht unter Zugrundelegung dieser Auffassung davon aus, dass der Gesamtbeurteilungspegel dann um ca. 1 dB(A) über dem Richtwert liegt. Die einschlägige Kommentarliteratur verlangt für das Hinzutreten weiterer neuer Windenergieanlagen – nach erstmaliger Anwendung des Irrelevanzkriteriums – strengere Kriterien, um eine Irrelevanz annehmen zu können. Als Maßstab hierfür wird beispielsweise empfohlen, die Grenze des Einwirkungsbereiches (Unterschreitung des Richtwertes um mehr als 10 dB(A)) heranzuziehen. Dies würde zu einer rechnerischen Erhöhung der Gesamtbelastung um nur 0,3 dB(A) führen.. Tendenziell geht man in der Literatur mithin davon aus, dass jedenfalls bei Unterschreitung des Immissionsrichtwertes durch die Zusatzbelastung von mehr als 10 dB(A) die Irrelevanz stets gegeben ist. Ferner soll nach der Regelung Nr. 3.2.1 Abs. 3 TA Lärm die Genehmigung wegen einer Überschreitung der Immissionsrichtwerte nach Nr. 6 TA Lärm aufgrund der Vorbelastung auch dann nicht versagt werden, wenn durch eine Auflage sichergestellt ist, dass diese Überschreitung nicht mehr als 1 dB(A) beträgt.
In einer Gemengelage können die für die betroffenen Gebiete geltenden Immissionsrichtwerte auf einen geeigneten Zwischenwert der für die aneinandergrenzenden Gebietskategorien geltenden Werte erhöht werden. In der bundes- und oberverwaltungsgerichtlichen Rechtsprechung ist bereits durchgehend anerkannt, dass die Zwischenwertbildung aus der Pflicht zur gegenseitigen Rücksichtnahme resultiert, sodass die Regelung der Nr. 6.7 der TA-Lärm auch auf Gemengelagefälle eines Wohngebiets und des Außenbereichs entsprechend anwendbar ist.
In seinem aktuellen Urteil vom 21.2.2013 (Az.: 7 C 22.11) hat das BVerwG entschieden, dass ein in einer Anlagengenehmigung festgesetzter Immissionswert für Schallimmissionen bei Windenergieanlagen nicht geeignet ist, die Funktion eines Kontrollwertes zu erfüllen. Danach müssen Kontrollwerte einen unmittelbaren Anlagenbezug aufweisen. Dieser Funktion könnten nur Emissionswerte, nicht dagegen mmissionswerte gerecht werden, weil nur Emissionswerte verlässliche Rückschlüsse auf Mängel des Anlagenbetriebes zulassen.
II. Schattenimmissionen
Durch die Rotorbewegungen verursachen Windenergieanlagen periodischen Schattenwurf,der als Immission im Sinne des Bundes-Immissionsschutzgesetzes zu werten ist. Windenergieanlagen sind so zu errichten und zu betreiben, dass schädliche Umwelteinwirkungen und sonstige Gefahren, erhebliche Nachteile und erhebliche Belästigungen für die Allgemeinheit und die Nachbarschaft nicht hervorgerufen werden können. Damit schützt das BImSchG nur vor erheblichen Belästigungen. Nach den Hinweisen zur Ermittlung und Beurteilung der optischen Immissionen von Windenergieanlagen des LAI sind die an einem Immissionsort tatsächlich auftretenden bzw. wahrnehmbaren Immissionen, die nur bei bestimmten Wetterbedingungen auftreten können, von Relevanz. Eine Einwirkung durch zu erwartenden periodischen Schattenwurf wird danach als nicht erheblich belästigend angesehen, wenn die astronomisch maximal mögliche Beschattungsdauer unter kumulativer Berücksichtigung aller WEA-Beiträge am jeweiligen Immissionsort in einer Bezugshöhe von 2 m über Erdboden nicht mehr als 30 Stunden pro Kalenderjahr und darüber hinaus nicht mehr als 30 Minuten pro Kalendertag beträgt. Das OVG Lüneburg geht sogar davon aus, dass die Faustformel 30h/a und 30 min/d „konservativ“ ist und diese deswegen nicht rechtssatzartig angewendet werden darf. Ab einer bestimmten Entfernung werden die Schatten von dem für die Betrachtung maßgeblichen Durchschnittsbetrachter überhaupt nicht mehr als belästigend empfunden und sich bis zum Erreichen dieser Entfernung der Eindruck gleichwohl noch beachtlicher Schatten deutlich abmildert. Daher kann von dieser Faustformel nach oben abgewichen werden, weil die Schattenintensität mit zunehmender Entfernung nachlässt. Bei Überschreitung der Werte für die astronomisch maximal mögliche Beschattungsdauer kommen unter anderem technische Maßnahmen zur zeitlichen Beschränkung des Betriebes der WEA in Betracht. Eine wichtige technische Maßnahme stellt als Gegenstand von Auflagen und Anordnungen die Installierung einer Abschaltautomatik dar, die die Windenergieanlage außer Betrieb setzt, wenn das zulässige tägliche oder jährliche Beschattungskontingent erschöpft ist.
F. Luftverkehr
Bezüglich der Planung und Genehmigung von Windenergievorhaben aber auch bei der Aufstellung von Bauleit- oder Regionalplänen, die die Ausweisung von Flächen für die Windenergienutzung zum Ziel haben, gilt es, einige wichtige luftverkehrsrechtliche Vorschriften zu beachten. Dreh- und Angelpunkte sind vor allem die §§ 12, 14, 17, 18a LuftVG.
Sollten etwa Windenergieanlagen im Bauschutzbereich von Flugplätzen errichtet werden, statuieren §§ 12, 17 LuftVG hierfür ein spezielles Mitwirkungserfordernis (sogenannte „luftfahrtbehördliche Zustimmung“) der jeweils örtlich zuständigen Luftfahrtbehörde. Zwar resultiert hieraus kein absolutes Errichtungsverbot für die geplanten Windenergieanlagen, ihre Genehmigung ist jedoch von der Erteilung der luftfahrtbehördlichen Zustimmung abhängig.
Gleiches gilt für Anlagenplanungen, die zwar außerhalb von Bauschutzbereichen geplant sind aber bestimmte Höhen überschreiten (§ 14 LuftVG). Da einerseits spätestens bei einer Höhe von 100 m über Grund hierdurch ebenfalls eine luftfahrtbehördliche Zustimmung erforderlich wird, andererseits moderne Windenergieanlagen kaum noch niedriger als 100 m reichen, wird faktisch an der Mitwirkung der Luftfahrtbehörde im Genehmigungsverfahren im absoluten Regelfall kaum ein Weg vorbeiführen.
Inhaltlich ist insbesondere bei den Fragen, nach welchem Maßstab die Beurteilung vorgenommen wird, wer was darzulegen hat, was im Zweifel vom Luftverkehr an Beeinträchtigung hinzunehmen ist, vieles hoch umstritten (vgl. etwa OVG Münster, Urt. vom 09.04.2014). Andererseits konnten gerade auch durch gezielte und frühzeitige Schritte zur Bewältigung potentieller Konfliktlagen Zustimmungsversagungen der Luftfahrtbehörde vermieden werden. So ist es etwa möglich in klassischen Konfliktfeldern (Radarführungsmindesthöhen – MRVA, Platzrunden, Anflugverfahren, Tieflugstrecken usw.) Anpassungen des Luftfahrtbetriebs vorzunehmen oder aber den Nachweis zu führen, dass befürchtete Gefahren reell gar nicht existieren.
Selbst wenn bereits die Zustimmung versagt wurde, ist nicht zwingend davon auszugehen, dass dies formell oder in der Sache rechtmäßig erfolgte; häufig tritt in diesen Fällen schon vorher eine Fiktion in Kraft (vgl. VG Minden, Urt. vom 22.09.2010).
Von unabweisbarer Bedeutung ist daher, sich zunächst einen profunden Überblick über die Sach- und Rechtslage zu erarbeiten; um von dieser Basis aus weitere Schritte zu planen. Meist stellt sich die Angelegenheit nach eingehender Prüfung als doch lösbar oder jedenfalls nicht so aussichtslos, wie ursprünglich geglaubt, heraus.
Gleiches gilt für den großen Komplex des § 18 a LuftVG. Nach dieser Vorschrift dürfen Bauwerke nicht errichtet werden, wenn durch sie Flugsicherungseinrichtungen gestört werden können. Klassische Flugsicherungseinrichtungen sind Radaranlagen und Funknavigationsanlagen (VOR/DVOR).
Diese stellen in den letzten Jahren auch den weit häufigsten Hinderungsgrund für die Genehmigung von Windenergieanlagen im Rahmen den § 18 a LuftVG dar (vgl. OVG Lüneburg, Urteil vom 03.12.2014; VG Halle, Urteil vom 14.04.2014; VG Düsseldorf, Urteil vom 24.07.2014; VG Aachen, Urteil vom 24.07.2013). Darüber hinaus erfasst die Vorschrift aber deutlich mehr Einrichtungen (wie z.B.: Flugfunkempfangsanlagen, NDB, DME, usw.). Verfahrensmäßig wird den Betroffenen häufig mitgeteilt, dass das Bundesaufsichtsamt für Flugsicherung (BAF) entschieden habe, dass das jeweilige Bauwerk (meist also die WEA) nicht errichtet werden dürfe, weil dadurch eine Flugsicherungseinrichtung gestört werden könne.
Während die Bundeswehr sich in den letzten Jahren bei diesem Thema sehr kooperativ gezeigt und proaktiv nach Lösungsmöglichkeiten gesucht (und häufig auch gefunden) hat, erweisen sich das BAF und der Betreiber der meisten zivilen Flugsicherungseinrichtungen (die Deutsche Flugsicherung GmbH – DFS) als eher reserviert. Vor diesem Hintergrund ist die Rechtsprechung zu diesem Themenkomplex insbesondere zu den Störungen von Windenergieanlagen auf VOR/DVOR äußerst komplex und dynamisch. Daher empfiehlt es sich die Einschätzung des BAF und der DFS in jedem Einzelfall einer kritischen Prüfung zu unterziehen. Oftmals stellt sich heraus, dass die angenommenen Störpotenziale oder die Ermittlungsmethoden fehlerhaft sind. Gerade in jüngster Vergangenheit und im Nachgang zur Rechtsprechung des Oberverwaltungsgerichts Lüneburg verdichten sich erneut die Anzeigen dafür, dass breite Teile der Fachweilt die Beurteilungsmethoden von DFS und BAF an Funknavigationsanlagen für nicht tragfähig halten.
Gleichermaßen werden hoch relevante Aspekte des konkreten Einzelfalles (etwa Vorbelastung, Redundanzsysteme, luftfahrtbetriebliche Nutzung des jeweiligen Navigationssystems, usw.) überhaupt nicht berücksichtigt. Bei zutreffender Würdigung ist es nicht ausgeschlossen, dass zunächst aussichtslos scheinende Projekte doch noch Realisierungschancen in sich tragen. Gerade im Falle einer angeblich unterstellten Störung in Flugsicherungseinrichtungen wie Radaranlagen oder Funknavigationsanlagen sollte man die Einschätzungen der beteiligten Stellen substantiiert überprüfen.
G. Deutscher Wetterdienst
Der Errichtung und dem Betrieb einer Windenergieanlage könnte auch die Funktionsfähigkeit eines Wetterradars entgegenstehen. Ein Wetterradar ist eine Radaranlage im Sinne des § 35 Abs. 3 S. 1 Nr. 8 BauGB, deren potentielle Störung einem Windenergievorhaben entgegenstehen kann. Man muss sich dabei immer mit der Frage auseinandersetzen, ob eine Störung der Wetterradarstation durch die WEA zu befürchten wäre und ob eine etwaige Störung der Radaranlage von solcher Intensität wäre, dass sich die Belange des DWD gegenüber der privilegiert zulässigen Windenergienutzung durchsetzen.
Der VGH München hat am 18.09.2015 (Az. 22 B 14.1263) entschieden, dass der Betrieb einer Windenergieanlage im Regelfall zu einer geringen Störung der Funktionstüchtigkeit einer angrenzenden Wetterradarstation führen wird, die eine Versagung der Genehmigung grundsätzlich nicht rechtfertigt. Die Erstellung der „Warnprodukte“ des Deutschen Wetterdienstes wird dadurch im Allgemeinen nicht verhindert, verzögert oder spürbar erschwert. Im Übrigen ist an den Erlass von Nebenbestimmungen zu denken, bevor eine Genehmigungsversagung in Betracht kommt.
Das OVG Koblenz hat am 13.01.2016 entschieden, dass auch der Betrieb von drei Windenergieanlagen im Kreis Bitburg-Prüm nicht ohne Weiteres Störungen der Funktionstätigkeit einer Wetterradarstation von solcher Intensität erwarten lässt, dass dadurch eine Genehmigungsversagung gerechtfertigt wäre. Dabei ist insbesondere auch zu beachten, dass gegebenenfalls unbeeinflusste Radarinformationen zur Verfügung stehen, die die Aufgabenverwirklichung des DWD hinreichend gewährleisten. Im Ergebnis ist die Rechtsprechungssituation in Hinblick auf DWD-Radare eher positiv. Insbesondere sind pauschale Abstandsforderungen und Höhenbeschränkungen für Bauwerke im Umfeld von Wetterradaranlagen, wie sie der DWD in vielen Verfahren fordert, nach einhelliger Rechtsprechung nicht geeignet, eine Genehmigungsversagung zu begründen. In der Sache ist immer der konkrete Einzelfall entscheidend.
H. Naturschutz
Im Rahmen des Naturschutzrechts spielen nach wie vor die speziellen Verbote des Artenschutzrechts nach § 44 NatSchG eine entscheidende Rolle für die Genehmigungsfähigkeit eines Vorhabens.
Im Bereich des Tötungsverbotes ist durch Rechtsprechung inzwischen geklärt, dass die Erfüllung des Tatbestandes ein signifikant erhöhtes Kollisionsrisiko schafft. Dabei sind ebenso Vermeidungs- und Schutzmaßnahmen bereits auf Tatbestandsebene zu berücksichtigen. Allerdings darf die Frage einer signifikant erhöhten Tötungsgefahr nach herrschender Rechtsprechung nicht davon abhängig gemacht werden, ob eine Beeinträchtigung der lokalen Population der betreffenden Tierart droht, da das Tötungsverbot nach § 44 Abs. 1 Nr. 1 BNatSchG individuenbezogen zu verstehen sei. (BVerwG. Urt. v. 14.07.2011 (9 A 12.10) mit Verweis auf eigene ältere Rechtsprechung)
Nach dem Urteil des BVerwG vom 14.07.2011 (9 A 12/10) sind Umstände, die für die Beurteilung der Signifikanz der Erhöhung einer kollisionsbedingten Tötungsgefahr eine Rolle spielen, insbesondere artspezifische Verhaltensweisen, häufige Frequentierung des betroffenen Raums und die Wirksamkeit vorgesehener Schutzmaßnahmen. Hieraus zieht die Rechtsprechung den Schluss, dass die Frage, ob eine signifikante Erhöhung des Tötungsrisikos für eine bestimmte Art vorliegt, im Wesentlichen von zwei Faktoren abhängt. Es muss sich erstens um eine Tierart handeln, die aufgrund ihrer artspezifischen Verhaltensweisen gerade im Bereich des Vorhabens ungewöhnlich stark von dessen Risiken betroffen ist. Zweitens muss sich die Tierart häufig – sei es zur Nahrungssuche oder beim Zug – im Gefährdungsbereich des Vorhabens aufhalten. Ein signifikant erhöhtes Tötungsrisiko ist danach erst anzunehmen, wenn die Untersuchung der Aufenthaltswahrscheinlichkeiten nicht ergibt, dass die Windenergieanlage gemieden oder nur selten überflogen wird. (vgl. VGH München, Urt. v. 18.6.2014 (22 B 13.1358))
Im Bereich des Störungsverbots und § 44 I Nr. 2 BNatSchG werden in der Rechtsprechung des BVerwG Kompensationsmaßnahmen bzw. „vorgezogene Ausgleichsmaßnahmen“ bereits auf Tatbestandsebene des Störungsverbotes nach § 44 Abs. 1 Nr. 2 BNatSchG akzeptiert, indem bei der Prüfung einer drohenden Verschlechterung des Erhaltungszustandes der lokalen Population diese Kompensationsmaßnahmen zu berücksichtigen sind. Erweisen sich die Kompensationsmaßnahmen als geeignet, eine Verschlechterung des Erhaltungszustandes der lokalen Population zu vermeiden, lehnt das BVerwG bereits die Erfüllung des Tatbestandes des Störungsverbotes nach § 44 Abs. 1 Nr. 2 BNatSchG ab.
Generell gesteht die Rechtsprechung der Genehmigungsbehörde bei der Prüfung der Verbotstatbestände eine naturschutzfachliche Einschätzungsprärogative zu. Begründet wird dies damit, dass zur fachgerechten Beurteilung dieser Frage ornithologische Kriterien maßgeblich seien, die zu treffende Entscheidung prognostische Elemente enthalte und überdies naturschutzfachlich allgemein erkannte standardisierte Maßstäbe und rechenhaft handhabbare Verfahren fehlten. Die gerichtliche Prüfung sei deshalb auf eine Vertretbarkeitskontrolle beschränkt. Allerdings sei für eine solche Rücknahme der gerichtlichen Kontrolldichte Voraussetzung, dass eine den wissenschaftlichen Maßstäben und den vorhanden Erkenntnissen entsprechende Sachverhaltsermittlung vorgenommen worden ist. Nach der neuen Rechtsprechung des BVerwG wurde diese Einschätzungsprärogative auch auf die Bestandserfassung ausgedehnt und gleichsam wurde auch die Zuhilfenahme amtlicher Naturschutzhelfer gebilligt, ohne diese jedoch zu konkretisieren.

References: § 19
 § 51
 § 20
 § 21
 § 46
 § 36
 § 28
 § 36
 § 36
 § 36
 § 36
 § 3
 § 36
 § 8
 § 8
 § 52
 § 14
 § 15
 EuGH 
 EuGH 
 Art. 14
 BGH 
 § 33
 § 6
 § 249
 § 35
 § 35
 § 14
 § 2
 § 15
 § 5
 Art. 10
 § 5
 § 18
 § 18
 § 35
 § 44
 § 44
 § 44
 § 44
 § 44