Source: http://www.udo-leuschner.de/energie-chronik/171006d1.htm
Timestamp: 2017-11-21 06:01:16+00:00

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Wie es zur Erfindung der Offshore-Haftungsumlage kam
(zu 171006)
Die Strompreise für Kleinverbraucher – also für die Masse der Stromkunden – bestehen zu mehr als der Hälfte aus gesetzlich auferlegten Belastungen. Die größten Batzen sind EEG-Umlage, Mehrwertsteuer, Stromsteuer und Konzessionsabgaben, die zusammen etwa 51 Prozent der Stromrechnung ausmachen. Hinzu kommen noch der KWK-Aufschlag, die § 19 StromNEV-Umlage, die Offshore-Haftungsumlage und die Umlage für abschaltbare Lasten mit zusammen etwas über 3 Prozent (161103). Die Offshore-Haftungsumlage bildet in dieser Aufzählung momentan die kleinste der staatlich verfügten Belastungen: Mit 0,037 Cent pro Kilowattstunde hat sie sich auf einem erfreulich niedrigen Stand eingependelt, nachdem bei der Verabschiedung des Gesetzes vor fünf Jahren vorsichtshalber eine Obergrenze von 0,25 Cent/kWh eingezogen und dieser Maximalwert in den beiden ersten Jahren auch bis zum Anschlag ausgenutzt wurde (171006).
Alle größeren Risiken des privatisierten Geschäfts werden auf die Stromkunden abgewälzt
Trotzdem bleibt es ein Ärgernis, wie hier das Haftungsrisiko der Netzbetreiber einfach auf die Gesamtheit der Stromverbraucher abgewälzt wurde. Auch die vergleichsweise minimal anmutende Belastung von 0,037 Cent/kWh für das Jahr 2018 entspricht immerhin einem erwarteten Bedarf an 115 Millionen Euro "wälzbaren Kosten". Es wäre durchaus interessant zu erfahren, wie diese Kosten im einzelnen zustande kommen und wo es bei den Offshore-Netzanschlüssen klemmt. Solche Details gelten aber als Geschäftsgeheimnis. Ein öffentliche Rechenschaftslegung ist im Gesetz nicht vorgesehen.
Vor allem stört, wie hier einem der vier Übertragungsnetzbetreiber – denn im wesentlichen ging es nur um Tennet – aus einer Klemme geholfen wurde, die er selber zu verantworten hatte. Es verdichtet sich der Eindruck, daß die staatlich beaufsichtigten Übertragungsnetzbetreiber ihren Eigentümern unumstößlich garantierte Gewinne bescheren dürfen, während alle größeren Risiken des privatisierten Geschäfts und die daraus resultierenden Kosten auf die Energieverbraucher abgewälzt werden. Man erkennt hier im kleinen Maßstab dasselbe Muster, nach dem unlängst die vier Atomkonzerne gegen eine völlig unzureichende Einmal-Zahlung von ihren Entsorgungsverpflichtungen befreit und die Ewigkeitslasten der nuklearen Stromerzeugung den Steuerzahlern aufgebürdet wurden (siehe Hintergrund Juni 2017).
Als Tennet das Netz von E.ON übernahm, gab es die Offshore-Anschlußverpflichtung schon seit drei Jahren
Den Anstoß zur Einführung der Offshore-Haftungsumlage gab, daß Tennet sich 2011 außerstande sah, für den rechtzeitigen Netzanschluß der rund zwei Dutzend Windpark-Projekte zu sorgen, die bis dahin vom Bundesamt für Seeschiffahrt und Hydrographie in der Nordsee genehmigt worden waren. Mit dem Vorliegen der Genehmigung durften die jeweiligen Projekte verwirklicht werden. Sollte ein fertiggestellter Windpark mangels Netzanschluß nicht einspeisen können, hatte der Betreiber Anspruch auf Schadenersatz. Für Tennet ergab sich so ein Finanzbedarf in Milliardenhöhe. Andernfalls drohte ein noch höherer Aufwand durch die dann fälligen Schadenersatzleistungen. Aber auch organisatorisch war der Netzbetreiber überfordert damit, alle notwendigen Aufträge zu vergeben und die Arbeiten zu überwachen.
Die Tennet TSO GmbH ist die deutsche Tochter des niederländischen Netzbetreibers Tennet TSO B.V., der hundertprozentig dem Staat gehört und dem niederländischen Finanzministerium untersteht. Die Niederländer hatten Ende 2009 für rund eine Milliarde Euro das von den Alpen bis zur Nordsee reichende Übertragungsnetz des E.ON-Konzerns erworben (091101). Sie scheinen dabei jedoch nicht bedacht zu haben, daß sie auch die Milliarden-Lasten schultern mußten, die sich aus der Verpflichtung zur Netzanbindung aller Windkraftanlagen vor der deutschen Nordsee-Küste ergaben.
Diese Verpflichtung existierte damals schon seit drei Jahren: Im November 2006 hatte der Bundestag beschlossen, die Netzanbindung der Offshore-Windparks gemäß § 17 Abs. 2a des Energiewirtschaftsgesetzes den jeweils zuständigen Transportnetzbetreibern übertragen und die dadurch entstehenden Kosten über die Stromnetzentgelte auf die Verbraucher umzulegen (061102). Gemäß § 118 Abs. 3 galt das zunächst nur für Anlagen, mit deren Errichtung bis Ende 2011 begonnen wurde. Durch eine im Juni 2011 in Kraft getretene Neufassung des Gesetzes entfiel aber diese Einschränkung (110602). Damit war Tennet auf Dauer zur Herstellung der Netzanschlüsse in der Nordsee verpflichtet, während die Anschlüsse in der Ostsee größtenteils von der 50Hertz Transmission zu besorgen waren (110906).
Schon bei den ersten Windparks wurden die Netzanschlüsse nicht rechtzeitig fertig
Wie schon erwähnt, lief das Verfahren damals so ab, daß die Offshore-Projekte von privaten Entwicklern entworfen und nach amtlicher Genehmigung der Pläne mehr oder weniger schnell verkauft bzw. realisiert wurden. Die Investoren, die das genehmigte Projekt schließlich bauten und betrieben, gaben damit das Tempo vor, dem sich Tennet und 50Hertz mit der rechtzeitigen Fertigstellung der Netzanschlüsse anzupassen hatten. Das war sicher keine gute Lösung, weil damit die auf dem Festland übliche Anschlußverpflichtung für Stromerzeugungsanlagen allzu schematisch auf die anders gearteten Großprojekte vor der Küste übertragen wurde. Schon 2011 verzögerte sich die Inbetriebnahme des ersten kommerziellen Windparks vor der deutschen Küste, weil der zuständige Netzbetreiber 50Hertz die Drehstrom-Verbindung von "Baltic 1" in der Ostsee zum Festland nicht rechtzeitig fertiggestellt hatte. Die Energie Baden-Württemberg verlangte deshalb Schadenersatz (110508).
Dabei war 50Hertz noch in der glücklichen Lage, in der Ostsee nur eine geringe Anzahl von Netzanschlüssen bewältigen zu müssen, die sich zudem in konventioneller Weise als Drehstrom-Kabel ausführen ließen. Anders lagen die Verhältnisse in der Nordsee: Hier gab es ungleich mehr Projekte, die wegen der großen Entfernungen bis zur Küste fast durchweg mit der aufwendigeren Hochspannungs-Gleichstromübertragung (HGÜ) angeschlossen werden mußten. Schon bis 2007 lag für 15 Vorhaben die Genehmigung vor (070910). Bis Anfang 2012 waren 25 Projekte genehmigt und hatten damit Anspruch auf Netzanbindung (120205).
Auch sonst waren die Bedingungen in der Nordsee schwieriger. Der erste Windpark "alpha ventus", der im Frühjahr 2010 offiziell eröffnet wurde, war deshalb ein von der Bundesregierung und der "Stiftung Offshore" gefördertes Gemeinschaftsunternehmen zu Testzwecken, dessen Betreiber-Konsortium aus drei Energiekonzernen bestand (100413). Es dauerte bis August 2013, ehe mit "Riffgat" der erste kommerzielle Windpark fertiggestellt wurde. Wie "alpha ventus" befand sich dieses Projekt nicht allzuweit von der Küste und konnte deshalb per Drehstromkabel angeschlossen werden. Trotzdem schaffte es Tennet nicht, die Netzanbindung rechtzeitig fertigzustellen. Anstatt Strom zu erzeugen, mußten die 30 Windkraftanlagen regelmäßig mit Strom aus Diesel-Aggregaten gedreht werden, um sie vor Korrosion zu schützen und notwendige Funktionen wie die Beleuchtung sicherzustellen (130803).
Die Tennet bekannte öffentlich, ihre Verpflichtungen nicht erfüllen zu können
Schon vor dieser Panne, die mit viel Hohn und Spott bedacht wurde, knirschte es bei Tennet gewaltig. In einer Pressemitteilung vom 14. November 2011 bekannte der Netzbetreiber öffentlich, daß er seine Verpflichtungen nicht erfüllen könne. Vorausgegangen waren drei Brandbriefe an die Bundesregierung, in denen er die "fehlenden personellen, materiellen und finanziellen Ressourcen aller Beteiligter" beklagte und eine "grundlegende Veränderung des Rechtsrahmens" verlangte (111104). Tennet ließ nun wissen, daß nur noch solche Anschlußprojekte unverändert durchgeführt würden, für die bereits Aufträge vergeben waren.
Im Februar 2012 präsentierte der Netzbetreiber außerdem ein "Beschleunigungs-Programm mit notwendigen Maßnahmen für eine nachhaltige Energieversorgung". Darin verlangt er neben einer verbindlichen Langfristplanung für die Offshore-Projekte und der Klärung der gesetzlichen Haftung bei Verzögerungen auch die Gründung einer "Deutschen Gleichstrom-Netzgesellschaft". Diese neue Gesellschaft sollte künftig nicht nur die HGÜ-Netzanbindungen in der Nordsee herstellen, sondern auch die quer durch Deutschland verlaufenden HGÜ-"Stromautobahnen", die in dem kurz darauf vorgelegten ersten Netzentwicklungsplan ausgewiesen wurden (120508).
Chance zur Ausweitung der Geschäftstätigkeit geriet zur drückenden Last
Der Vorschlag stieß bei den anderen drei Übertragungsnetzbetreiber allerdings auf Ablehnung. Sie befürchteten wohl, daß Tennet die gesetzlich auferlegte Verpflichtung zum Anschluß sämtlicher Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee zum Teil auf ihren Schultern abladen wollte. Zudem hätte die Tennet mit ihrem langgestreckten Transportnetz von der Nordsee bis zu den Alpen den größten Nutzen von einem überlagerten Gleichstrom-Transportnetz gehabt. "Es verwundert doch, daß sich Tennet nicht in der Lage sieht, die seit Jahren bekannten und gesetzlich fixierten Investitionen zum Bau von Offshore-Anschlüssen zu tätigen", meinte ein Amprion-Sprecher unter vorgehaltener Hand. Die Gründung einer gemeinsamen Deutschen Gleichstrom-Netzgesellschaft bringe da "keinerlei Mehrwert" (120205).
In der Tat konnte man Tennet vorwerfen, sich nicht rechtzeitig und gründlich genug auf die Ausdehnung des Übertragungsnetzes in die Nordsee vorbereitet zu haben. Vermutlich begann diese Schlafmützigkeit schon beim Vorläufer E.ON Netz bzw. Transpower (091101). Grundsätzlich sollte es aber für einen Netzbetreiber kein Problem sein, die für eine solche Aufgabe notwendigen finanziellen und personellen Ressourcen zu beschaffen. Es handelt sich für ihn sogar um eine einzigartige Chance zur Ausweitung seiner Geschäftstätigkeit, wie sie die sonst fest abgegrenzten Netzgebiete nicht bieten. Schließlich dürfen die notwendigen Investitionen über die Netzentgelte abgewälzt werden. Und der "Mehrwert", wie der zitierte Amprion-Sprecher die garantierten Renditen umschrieb, wächst nun mal mit dem Umfang des Geschäfts.
Gründung einer bundesweiten Gleichstrom-Netzgesellschaft hätte Bewegung in die verkrusteten Strukturen gebracht
Dennoch war der Vorschlag von Tennet durchaus überlegenswert: Die Gründung einer bundesweiten Gleichstrom-Netzgesellschaft, die sowohl die HGÜ-Netzanschlüsse vor der Küste als auch den Bau der neuen "Stromautobahnen" quer durch Deutschland besorgt, hätte endlich Bewegung in die verkrusteten Strukturen des Übertragungsnetzes gebracht. Das deutsche Nebeneinander von vier regional zuständigen Transportnetzbetreibern gibt es in keinem anderen Land der EU. Es ist auch keineswegs technisch bedingt, sondern ein historisches Relikt aus jener Zeit, als es bis zu neun "Verbundunternehmen" gab, deren Regelzonen mit bestehenden oder historischen Ländergrenzen übereinstimmten (100301). Die vier Übertragungsnetzbetreiber sind Nachkömmlinge dieser Verbundunternehmen. Sie entstanden aus der Abspaltung der Netzbetriebe zu eigenständigen Unternehmen und durch Zusammenlegungen. Zum Beispiel ergab sich der eigenartige Schlauch des Tennet-Netzes, der von der Nordsee bis zu den Alpen reicht, aus der Fusion der Verbundunternehmen Preussenelektra und Bayernwerk unter dem neuen Dach des E.ON-Konzerns (000704).
Schweiz hat vorgemacht, wie man acht Regelzonen zu einer einzigen zusammenlegt
Zu Zeiten der integrierten Stromversorgung war diese Aufsplitterung in regionale Regelzonen sinnvoll, weil Erzeugung, Netz und Vertrieb auf allen Stufen der Stromversorgung nicht getrennt waren. Das änderte sich mit der "Deregulierung" der Stromwirtschaft, die Ende der neunziger Jahre mit dem generellen Durchmarsch neoliberaler Dogmen einsetzte. Das Ergebnis dieser Deregulierung war dann allerdings eine noch viel umfassendere Regulierung, als sie vorher bestanden hatte. Das lag daran, daß das "natürliche Monopol" des Netzbetriebs nur dann von den anderen Geschäftsbereichen getrennt werden konnte, wenn es staatlich kontrolliert wurde. Das hat man nach jahrelangen Irrwegen schließlich auch in Deutschland eingesehen. Nicht genutzt wurde jedoch die Chance, gleich einen bundesweit zuständigen Übertragungsnetzbetreiber zu schaffen, wie das die stromwirtschaftlich ganz ähnlich strukturierte Schweiz vorgemacht hat: Dort gab es bis 2006 ebenfalls acht Betreiber von Regelzonen. Im Zuge der Anpassung an die Strommarktliberalisierung in den umgebenden EU-Ländern haben sie diese Aufgabe aber dem neu geschaffenen nationalen Netzbetreiber "Swissgrid AG" übertragen (040512, 050311).
Anders als in der Schweiz haben in Deutschland die Regelzonenbetreiber ihre Reviere hartnäckig verteidigt (080408). Einziges Zugeständnis war eine bessere Kooperation, um den Aufwand an Regelenergie zu verringern (100301). Auch der Netzanschluß der Windparks vor der deutschen Küste und der Bau der HGÜ-Stromautobahnen, die mehrere Bundesländer überspannen, wurden weiterhin nach regionalen Zuständigkeiten ausgeführt. Dabei hätte es den Finanzinvestoren, Pensionsfonds und anderen Kapitaleignern der Übertragungsnetze eigentlich egal sein können, ob die vom Staat gewährte Kapitalrendite von einem einzigen oder vier separaten Unternehmen erwirtschaftet wird. Auf das regulierte Geschäft haben sie sowieso keinen Einfluß.
Soeben wurde bekannt, daß die Bundesregierung in Kürze eine Verordnung erlassen will, welche die Einheitlichkeit des deutschen Strommarktes festschreibt. Damit will sie verhindern, daß auf Verlangen der EU-Kommission die Übertragungsnetzbetreiber eine nördliche und südliche Preiszone bilden, um die bestehenden Nord-Süd-Engpässe im deutschen Netz technisch und finanziell besser in den Griff zu bekommen. Die Auftrennung in verschiedene Regelzonen gibt es ja bereits. Zur Aufspaltung in eine nördliche und südliche Strompreiszone müßte lediglich die Tennet-Zone an ihrer historischen Nahtstelle in Höhe des Mains wieder aufgetrennt werden. Bei einem bundesweit zuständigen Übertragungsnetzbetreiber täte sich die EU-Kommission erheblich schwerer mit ihrem jetzigen Vorstoß, zumal dann auch der Netzausbau vielleicht schneller vorangekommen wäre.
Schwarz-gelbe Koalition sah Notwendigkeit von Verbesserungen, beließ es aber bei den alten Revierzuständigkeiten
Die Tennet-Forderungen nach einer verbindlichen Langfristplanung für die Offshore-Projekte und Klärung der gesetzlichen Haftung bei Verzögerungen waren ebenfalls sinnvoll. Bei Gründung einer bundesweit zuständigen Gesellschaft für alle HGÜ-Projekte wäre es sicher kein Problem gewesen, dieser einerseits die notwendige Sicherheit bei der Planung zu bescheren und sie andererseits vollumfänglich haftbar zu machen, wenn durch ihr Verschulden ein Netzanschluß nicht rechtzeitig fertig werden sollte.
Die damals regierende schwarz-gelbe Koalition wollte indessen den Weg zu einem nationalen Netzbetreiber selbst ansatzweise nicht beschreiten, obwohl sie durchaus einsah, daß es so nicht weitergehen konnte: Schon in ihrem "Energiekonzept" vom September 2010 hielt sie eine Verbesserung des Raumordnungsplans für die "Ausschließliche Wirtschaftszone" vor der Küste für erforderlich, in der die meisten Offshore-Anlagen errichtet werden. Ferner wollte sie die Unübersichtlichkeit beseitigen, die durch die "Vorratshaltung" von genehmigten Windpark-Projekten entstand, ohne daß konkrete Realisierungsschritte folgten. Auch die Umstellung der Offshore-Projektvergabe auf Ausschreibungen, die erst sieben Jahre später erfolgte, tauchte in diesem Papier als "mittelfristiges" Ziel auf (100903). Ein parallel dazu vorgelegtes "10-Punkte-Sofort-Programm" änderte außerdem den Anspruch auf Netzanbindung dahingehend, daß diese künftig durch "Sammelanbindungen" erfolgen sollte, die benachbarte Windparks zu jeweils einem "Cluster" zusammenfassen (100903).
"Arbeitsgruppe Beschleunigung" schlug Abwälzung der Haftungspflicht auf Verbraucher vor
Unter dem Eindruck der intern verschickten Brandbriefe und dann auch noch öffentlich verkündeten Unfähigkeit von Tennet, die gesetzlichen Verpflichtungen erfüllen zu können, setzte die Bundesregierung im Januar 2012 eine "Arbeitsgruppe Beschleunigung" ein. Die Leitung übernahm die Stiftung Offshore-Energie. Weitere Beteiligte waren die Bundesnetzagentur, das Bundesamt für Seeschiffahrt und Hydrographie, Netzbetreiber, Betreiber von Offshore-Windparks, Zulieferindustrie und Versicherungsbranche. Im Juli präsentierte die Arbeitsgruppe dann ihr Beschleunigungskonzept. Es sah vor, den Anschluß von Offshore-Windparks künftig nicht mehr der in § 17 Abs. 2a des Energiewirtschaftsgesetzes festgelegten Anschlußverpflichtung des zuständigen Übertragungsnetzbetreibers zu überlassen, sondern in einem "Offshore-Netzentwicklungsplan" zeitlich festzulegen. Falls der Anschluß nicht rechtzeitig fertig wird oder später durch längere Defekte oder Wartungsarbeiten nicht zur Verfügung steht, sollten die Windparkbetreiber Anspruch auf eine Entschädigung in Höhe von 90 Prozent der entgangenen Einspeisungsvergütung haben. Diese sollte wie die EEG-Einspeisungsvergütung vom Netzbetreiber gezahlt werden, um sie dann mit den Netzkosten auf die Stromverbraucher abzuwälzen (120702).
Von Anfang an war also geplant, die Verbraucher dafür haften zu lassen, wenn es auf hoher See mit Zeitplänen und Technik nicht so recht klappen würde. Etwas anderes konnte wohl kaum bei einer solchen Runde herauskommen, in der zwar alle möglichen Beteiligten vertreten waren, aber nicht diejenigen, welche die Rechnung am Ende bezahlen sollten.
Bundesnetzagentur verweigerte Tennet die Zertifizierung als Netzbetreiber
Parallel dazu zeigte die Bundesnetzagentur der Tennet, die so ungeniert ihre Überforderung eingestanden hatte, ein bißchen die Daumenschrauben: Im Juli 2012 drohte sie mit der Verweigerung der Zertifizierung als Netzbetreiber, falls Tennet nicht die notwendige finanzielle Leistungsfähigkeit nachweise, um der gesetzlichen Anschlußverpflichtung nachzukommen (120904). Im November erhielten dann tatsächlich nur die drei anderen Netzbetreiber die nach § 4a EnWG erforderlich gewordene Zertifizierung (121105).
Ganz so heiß gegessen wurde die Suppe dann aber doch nicht: Zum einen bedeutete die Verweigerung der Zertifizierung noch lange nicht, daß der Tennet der Betrieb ihres Übertragungsnetzes untersagt worden wäre. Schließlich hätte dann wahrscheinlich ganz Deutschland im Dunkeln gesessen. Zum anderen machte die Bundesnetzagentur keinen Gebrauch von der näher liegenden Möglichkeit, eine empfindliche Geldbuße in Millionenhöhe zu verhängen, wozu sie nach § 95 Abs. 1 EnWG befugt gewesen wäre. Stattdessen stellte sie die Zertifizierung in Aussicht, sobald Tennet alle Aufträge für das sogenannte Startnetz im neu auszuarbeitenden Offshore-Netzentwicklungsplan vergeben haben würde (140311).
Mit dem neuen "Offshore-Netzentwicklungsplan" wurde der "Belastungsausgleich" auf Kosten der Verbraucher beschlossen
Mittlerweile waren nämlich der Offshore-Netzentwicklungsplan und andere Vorschläge, welche die "Arbeitsgruppe Beschleunigung" gemacht hatte, vom Bundeskabinett gebilligt (120805) und von der Regierungsmehrheit im Bundestag verabschiedet worden (121103). Dieses Artikelgesetz fügte dem Energiewirtschaftsgesetz sieben neue Paragraphen hinzu (§§ 17a - 17j). Die ersten fünf ersetzten die bisher in § 17 Abs. 2a enthaltene Regelung zum Netzanschluß von Offshore-Windkraftanlagen. Mit § 17a wurde der vom Bundesamt für Seeschiffahrt und Hydrographie zu erstellende "Bundesfachplan Offshore" neu eingeführt. Er bildet die Vorgabe für den "Offshore-Netzentwicklungsplan", den die Übertragungsnetzbetreiber erstellen und umsetzen müssen (§ 17b, § 17d). Ferner wurde durch § 17e der Anspruch auf Entschädigung bei Störungen oder Verzögerung der Anbindung von Offshore-Anlagen festgelegt.
Der folgende § 17f zum "Belastungsausgleich" sorgt dann dafür, daß diese Entschädigungen größtenteils von den Stromverbrauchern zu bezahlen sind: Einzige Ausnahme ist vorsätzliches Handeln des Netzbetreibers, das aber in der Praxis keine Rolle spielt oder zumindest schwer nachzuweisen wäre. In allen anderen Fällen, in denen die Schadenersatzansprüche durch Fahrlässigkeit entstehen und einen Eigenanteil von 17,5 Millionen übersteigen, werden sie zunächst unter den Übertragungsnetzbetreibern ausgeglichen und dann über die Netzentgelte abgewälzt. In den Stromrechnungen wird diese zusätzliche Belastung als separater Aufschlag auf die Netzentgelte bzw. als "Offshore-Haftungsumlage" ausgewiesen. Vorsichtshalber darf sie pro Jahr nicht mehr als 0,25 Cent pro Kilowattstunde betragen. Die Differenz aus einem höheren Finanzbedarf kann aber vorgetragen und in späteren Jahren geltend gemacht werden.
Immerhin hatte man wieder mal an die notleidenden Großstromverbraucher gedacht: Wenn der Letztverbrauch eine Gigawattstunde übersteigt, darf die Offshore-Haftungsumlage statt 0,25 Cent höchstens 0,05 Cent pro Kilowattstunde betragen. Für Industrieunternehmen reduziert sich dieser Satz nochmals um die Hälfte, sofern ihre Stromkosten im vorangegangenen Kalenderjahr mehr als vier Prozent des Umsatzes ausmachten.
Milliarden-Entschädigung kostet Netzbetreiber höchstens 50 Millionen
Nur bei "grober Fahrlässigkeit" des Netzbetreibers wird dessen Eigenbeteiligung von 17,5 Millionen Euro höher: Bei Schäden bis 200 Millionen Euro im Kalenderjahr sind es dann 20 Prozent oder maximal 40 Millionen Euro. Für darüber hinausgehende Schäden sinkt der Selbstbehalt in drei weiteren Stufen bis auf 5 Prozent, so daß für einen Schaden von einer Milliarde Euro auch nur 50 Millionen aus eigener Tasche zu zahlen sind.
Diese enorme Reduzierung des Haftungsrisikos wurde damit begründet, daß sonst kein Versicherer bereit wäre, den Netzbetreibern den in § 17h verlangten Abschluß von Versicherungen zu ermöglichen. Wie schon in der"Arbeitsgruppe Beschleunigung" haben sich anscheinend auch beim anschließenden Gesetzgebungsprozeß hier die Versicherungswirtschaft und andere Beteiligte wechselseitig die Bälle zugeworfen.
Verbessserte Regulierung sorgte für Absinken der anfangs hohen Entschädigungsforderungen
Einen der ersten Anträge auf Entschädigung nach dem neuen Offshore-Haftungsgesetz stellte der Energiekonzern EWE, weil sein Windpark "Riffgat" nicht rechtzeitig angeschlossen worden war (140211). Bekannt wurde ferner der Antrag einer Tochter der Hypo-Vereinsbank, weil beim Windpark "Bard 1" mysteriöse Oberschwingungen bei der Frequenzumrichtung auftraten, wodurch er zeitweilig überhaupt nicht am Netz war oder nur mit halber Kapazität einspeisen konnte (140612, 141108). Ein weiterer Problemfall war der Windpark "Global Tech 1", der 2014 fertig wurde, aber erst 2015 einspeisen konnte (140905). – Kein Wunder, daß die Offshore-Haftungsumlage in den beiden ersten Jahren bis zum Anschlag in Anspruch genommen wurde. So belief sich 2014 die Summe aller "wälzbaren Kosten" auf 764,5 Millionen Euro, was aber nicht ganz unter die vom Gesetz vorgegebene Deckelung paßte, weshalb gut 2 Millionen in das Jahr 2015 vorgetragen wurden.
Dann aber ließen die Probleme deutlich nach. Das lag hauptsächlich an dem neuen Offshore-Netzentwicklungsplan, den die Übertragungsnetzbetreiber zu erstellen haben und der von der Bundesnetzagentur zu genehmigen ist. Damit hat die Netzanbindung nicht mehr der Errichtung von Windparks zu folgen, sondern umgekehrt: Wo es keine von der Regulierungsbehörde genehmigte Netzanbindung gibt, wird die Errichtung neuer Windparks sinnlos.
Zugleich verfügte die nunmehr regierende schwarz-rote Koalition in § 3 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes eine drastische Absenkung der bisherigen Ausbauziele für Offshore-Windstrom: Bis zum Jahr 2030 sollen jetzt nur noch 15 statt 25 Gigawatt installiert werden. Bis 2020 sind höchstens 7,7 Gigawatt zulässig. Durch den Stopp neuer Genehmigungen wurden rund vierzig Projekte im küstenfernen Bereich sogar komplett auf Eis gelegt (150501), denn bei den 2017 neu eingeführten Ausschreibungen sind bis auf weiteres nur bereits genehmigte Projekte zugelassen. Die anderen dürften erst ab Mitte der zwanziger Jahren wieder Chancen haben.
Inzwischen lahmt der Offshore-Ausbau, während sich die einst fußkranke Tennet in Hochform fühlt
Die fünf norddeutschen Bundesländer bereuen inzwischen ihre Zustimmung zur drastischen Deckelung des Zubaues vor der Küste, wie sie 2014 mit der Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) eingeführt wurde. Gemeinsam mit der Windkraft-Industrie machen sie geltend, daß die damalige Deckelung unter Kostengesichtspunkten erfolgt sei und die Begründung nun nicht mehr greife: Die erste Ausschreibungsrunde für Offshore-Windparks, bei der drei der vier bezuschlagten Projekte ganz ohne Förderung auskamen (170401), habe die Wettbewerbsfähigkeit der Offshore-Windenergie eindrucksvoll gezeigt und gleichzeitig verdeutlicht, welchen kostengünstigen Beitrag die Windenergie auf See für die Energiewende leisten könne. Das alte Ausbauziel müsse deshalb auf mindestens 20 Gigawatt bis 2030 und mindestens 30 Gigawatt bis 2035 erhöht werden. Die Netzentwicklungsplanung und die Netzanschlußkapazitäten seien entsprechend anzupassen (170905).
Der einst fußkranke Übertragungsnetzbetreiber Tennet ist unter den neuen Umständen wieder genesen. Als er im Herbst 2015 endlich die Zertifizierung von der Bundesnetzagentur erhielt (150908), konnte Vorstandschef Hartmann die Fertigstellung von rund 4.000 MW Anbindungskapazität verkünden. Die Erzeugungsleistung der bisher installierten Windparks betrage demgegenüber nur knapp 2.900 MW. Das für die Nordsee festgelegte Ausbauziel von 6.500 MW bis zum Jahre 2020 sei damit schon jetzt zu zwei Dritteln erreicht. Die gesetzliche Anforderung einer durchschnittlichen Mindestverfügbarkeit der Netzanbindungen in Höhe von 92,3 Prozent werde mit durchschnittlich 96,4 Prozent deutlich übertroffen (150910).
Die Tennet sieht die Verpflichtung zum Anschluß sämtlicher Windparks in der deutschen Nordsee inzwischen sogar ausgesprochen positiv und als jene Chance zur Ausweitung der eigenen Geschäftstätigkeit, die sie schon immer war: Im Juli dieses Jahres wandte sie sich deshalb gegen einen Vorschlag von Dong Energy, den Windpark-Betreibern auch die Herstellung der Netzanbindungen zu überlassen. Vorstandschef Hartmann konterte diese Wilderei im eigenen Gehege mit der Ankündigung von Kostensenkungen: Soeben habe man bei den Verhandlungen über die Vergabe der Netzanbindung DolWin6 eine deutliche Verbilligung erreicht (170711).

References: § 19
 § 17
 § 118
 § 17
 § 4
 § 95
 § 17
 § 17
 § 17
 § 17
 § 17
 § 17
 § 3