Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes 2011 gemäß 65 EEG

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1 Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes 2011 gemäß 65 EEG im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Vorhaben IId Spartenspezifisches Vorhaben Wasserkraft Endbericht Projektleitung: Ulrich Dumont Rita Keuneke Ingenieurbüro Floecksmühle Juni 2011

2 Bachstr Aachen el.: (0241) Fax: (0241) Ansprechpartner: Rita Keuneke Durchwahl: 41 rita.keuneke@floecksmuehle.com 2

3 Inhaltsverzeichnis Abbildungsverzeichnis... 6 Tabellenverzeichnis... 9 Abkürzungsverzeichnis Einleitung Grundlagen der Stromerzeugung aus Wasserkraft Stand der Markteinführung Einteilung von Wasserkraftanlagen Energieerzeugung aus Wasserkraft Methodisches Vorgehen Arbeitsschritte Daten- und Informationsermittlung Ergebnisse Auswertung der Daten zu Wasserkraftanlagen und EEG Statistische Auswertung Daten der Bundesnetzagentur Recherche bei Kreditinstituten Auswertung der Daten aus der Datenerhebung Anlagen mit Schwallbetrieb Auswertung der Daten aus der Datenerhebung der UBA- Studie Wasserkraft als erneuerbare Energie Bewertung der Ergebnisse Stromgestehungskosten Investitionen Betriebskosten Kapitalkosten und Abschreibung Stromgestehungskosten bei Neubau von Laufwasserkraftanlagen Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Laufwasserkraftanlagen bis 5 MW Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Laufwasserkraftanlagen ab 5 MW Kostenentwicklung bei Wasserkraftanlagen Vergütungsstruktur, Bewertung Derzeitige Regelungen im EEG Vergütungshöhe bei Neubau Vergütungshöhe bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis 5 MW Vergütungshöhe bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen ab 5 MW

4 4.3.5 Vergütungsdauer Empfehlungen zu den Vergütungssätzen Empfehlungen zu den Vergütungssätzen bei Meeresenergieanlagen Empfehlungen zur Vergütungsdauer Auswirkungen der Empfehlung Nutzung und Vermarktung Eigenstromversorgung Direktvermarktung Zertifikate und Gütesiegel für Ökostrom Technologieentwicklung und Potenziale Verbesserte Auslegungsmethoden und Einsatz neuer Turbinentechnik Optimierte Betriebsführung Variable Drehzahl Hochtemperatur-Supraleitende Generatoren Wasserkraftanlagen für kleine Fallhöhen Nutzung der Wasserkraft ohne Aufstau der Gewässer Diskussion und Bewertung der Technologieentwicklung Empfehlung Erläuterungen zur Empfehlung Einspeisemanagement Räumliche Verteilung von Wasserkraftanlagen Steuerung von Wasserkraftanlagen Kosten der Fernsteuerung (technische Einrichtung) Mögliche Auswirkungen der Fernsteuerung Steuerung der Stromproduktion Diskussion und Bewertung des Einspeisemanagements Empfehlung zum Einspeisemanagement Verbesserung des ökologischen Zustands Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands Fachliche Bewertung der Anforderungen Wirkung der ökologischen Anforderungen im EEG Wesentliche Inhalte von Bewirtschaftungsplänen der WRRL Wasserkraft und Ökologie im Ausland Beispiele für Mitnahmeeffekte Diskussion und Bewertung der Anforderungen an die Verbesserung des ökologischen Zustands Empfehlung zu den Anforderungen an die wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustands Nachweis der ökologischen Verbesserung Auswertung der Recherche bei Umweltgutachtern Empfehlung zum Nachweis der Verbesserung des ökologischen Zustands Errichtung von Querbauwerken zur Wasserkraftnutzung Empfehlung

5 4.10 Wirtschaftliche Angemessenheit Empfehlung zur wirtschaftlichen Angemessenheit Speicherkraftwerke Empfehlung zu Speicherkraftwerken Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke im Kontext von 3 Satz 1 EEG Empfehlung zu 3 Satz 1 EEG Wasserkraft in Trink- und Abwassersystemen Wasserkraft in Kanalnetzen Wasserkraft in Trinkwassernetzen Empfehlung zu Wasserkraft in Trink- und Abwassersystemen Großwasserkraftprojekte Anlagenübergreifende Vergütung Empfehlung zur anlagenübergreifenden Vergütung Gesetzliche Regelungen des Wasser- und Fischereirechts vor dem Hintergrund des EEG Einleitung Anwendungsbereiche des Bundes- und Landeswasserrechts EEG in Beziehung zum Wasser- und Fischereirecht Änderungsbedarf am EEG aus rechtswissenschaftlicher Sicht Zeithorizonte der Wasserrechte Meeresenergie Einführung in die technische Realisierung Potential der Meeresenergie in Deutschland Kostenentwicklung bei Meeresenergie Internationale Vergütung Vergütungsvorschlag Empfehlung zur Meeresenergie Vor- und Nachteile eines Anlagenregisters Empfehlung zum Anlagenregister Begriffe Zusammenfassung der Handlungsempfehlungen Literatur

6 Abbildungsverzeichnis Abb. 2.1: Aufbau einer Wasserkraftanlage mit Francis-Schachtturbine Abb. 2.2: Ausleitungskraft Abb. 2.3: Flusskraftwerk Abb. 4.1: Bestand der genutzten Wasserkraftanlagen in Deutschland; berücksichtigt wurden Wasserkraftanlagen mit EEG-Vergütung (BnetzA, 2007) und große WKA incl. Pumpspeicherkraftwerke (aus: BMU 2010a) Abb. 4.2: Gesamte EEG-Vergütung nach Vergütungssatz Abb. 4.3: Anzahl neu gebauter und modernisierter Anlagen in 2009 nach Leistungsklassen Abb. 4.4: Installierte Leistung modernisierter und neu gebauter Anlagen in 2009 nach Leistungsklassen Abb. 4.5: Wasserkraftanlagenentwicklung, Anlagenanzahl differenziert nach installierter Leistung und Inbetriebnahmejahr aus den BNetzA Daten Abb. 4.6: Anzahl neu gebauter und modernisierter Anlagen in 2009 nach Leistungsklassen (Ergebnisse der Datenerhebung) Abb. 4.7: Förderung der ökologischen Maßnahmen an WKA-Standorten aus Rückmeldungen gemäß der sieben im EEG 2009 genannten Maßnahmen Abb. 4.8: Spezifische Investitionen für den Neubau von Wasserkraftanlagen (ohne Kosten für Wehrbau) in Abhängigkeit von der installierten Leistung P Inst Abb. 4.9: Spezifische Investitionen für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen in Abhängigkeit von der installierten Leistung P inst Abb. 4.10: Spezifische Investitionen für den Bau von Fischschutz- und - abstiegseinrichtungen an Wasserkraftanlagen in Abhängigkeit von der installierten Leistung P inst Abb. 4.11: Vergleich von Stromgestehungskosten und Vergütung beim Neubau von Wasserkraftanlagen bezogen auf die Leistung P Inst Abb. 4.12: Vergleich der Stromgestehungskosten und der Vergütung bei Anlagen mit einer Leistung 4 MW < P Inst < 10 MW Abb. 4.13: Vergleich von spezifischen Maßnahmekosten und der Vergütung als Differenz zum Tarif nach EEG 2000 bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis einschl. 5 MW bezogen auf die Leistung P Inst

7 Abb. 4.14: Vergleich von perspektivischen Maßnahmekosten und der Vergütung als Differenz zum Tarif nach EEG 2000 bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis einschl. 5 MW bezogen auf die Leistung P Inst Abb. 4.15: Vergleich von spezifischen Maßnahmekosten und der Vergütung bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen ab 5 MW bezogen auf die zusätzliche Leistungssteigerung gestaffelt nach der jeweils durch die Maßnahme erzielten Leistungssteigerung Abb. 4.16: Vorgesehene Durchschnittsvergütung für Strom aus Wasserkraftanlagen im EEG 2012 im Vergleich zum EEG 2009; hier: für den Neubau und die Modernisierung (bis einschließlich 5 MW) sowie für den Neubau größer 5 MW Abb. 4.17: Vorgesehene Durchschnittsvergütung für Strom aus Wasserkraftanlagen gemäß Empfehlung für das EEG 2012 im Vergleich zum EEG 2009; hier: Zusätzlich installierte Leistung bei Modernisierung von Wasserkraftanlagen größer 5 MW Abb. 4.18: Geplante WKA in Bremen (3D-Simulation, Quelle: greenpeaceenergy.de) Abb. 4.19: Wasserkraftanlagen > 100 kw (EEG-vergütet) der vier großen Verteilnetzbetreiber in Bayern, gegliedert nach Leistung und Spannungsebenen Abb. 4.20: Wasserkraftanlagen > 100 kw (EEG-vergütet) der fünf großen Verteilnetzbetreiber in Baden-Württemberg, gegliedert nach Leistung und Spannungsebenen Abb. 4.21: Verteilung der Wasserkraftanlagen im Netz der E.ON Bayern AG auf die verschiedenen Spannungsebenen Abb. 4.22: Jahresganglinie von 2008 des Rheins bei Rheinfelden Abb. 4.23: Jahresganglinie von 2007 des Lech bei Landsberg Abb. 4.24: Jahresganglinie von 2006 der Mosel bei Cochem Abb. 4.25: Ausleitungs-Wasserkraftanlage mit Steuerungselementen Abb. 4.26: Fluss-Wasserkraftanlage mit Steuerungselementen Abb. 4.27: Matrix zur Ermittlung der Ökostrom-Grundanforderungen (EAWAG 2001) Abb. 4.28: Stromgestehungskosten WKA im Bereich Abwasser im Vergleich zu anderen Energieträgern (Quelle: Institut für Siedlungswasserwirtschaft der RWTH Aachen, 2007) Abb. 4.29: Albbruck-Dogern (Quelle Abb. 4.30: Angaben zu Befristungen der Wasserrechte von Wasserkraftanlagen, die eine Vergütung nach EEG 2009 erhalten Abb. 4.31: Schematische Darstellung eines Gezeitenkraftwerks Abb. 4.32: Seaflow-Turbine (ISET)

8 Abb. 4.33: Prinzipieller Aufbau eines Heaving / Pitching Device Abb. 4.34: Pelamis-Anlage (ALTDOTENERGY) Abb. 4.35: Schematischer Aufbau eines Overtopping Devices Abb. 4.36: Seawave Slot-cone Generator (SSG) Abb. 4.37: Schematische Darstellung eines OWC-Kraftwerks Abb. 4.38: Prinzip der Breakwater -Turbinen (VOITHHYDRO) Abb. 4.39: Schematischer Aufbau eines Osmose-Kraftwerks Abb. 4.40: Osmose-Kraftwerk der Firma Statkraft Abb. 4.41: Geschlossener Kreisprozess eines OTEC Abb. 4.42: Preisentwicklung und Lernkurve für die Wellenenergie (ASMUSSEN 2010) Abb. 4.43: Installation und Stromgestehungskosten für Meeresströmungen Abb. 4.44: Vergütung für Meeresenergie im internationalen Vergleich

9 Tabellenverzeichnis Tab. 3.1: Adressaten der Datenerhebung Tab. 4.1: Auswertung der Anlagenstammdaten der Bundesnetzagentur Tab. 4.2: Auswertung der Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur Tab. 4.3: WKA-Statistik Tab. 4.4: Tab. 4.5: Tab. 4.6: Auswertung der verknüpften Stamm- und Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur in den Berechnungsjahren 2007 und Auswertung aller Daten der Bundesnetzagentur im Berechnungsjahr 2009 nach Leistungsklassen Auswertung der verknüpften Daten der Bundesnetzagentur, die eine Vergütung nach EEG 2009 bekommen haben, nach Leistungsklassen Tab. 4.7: Finanzierte Wasserkraftanlagen der Umweltbank Tab. 4.8: Durchgeführte Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands Tab. 4.9: Spezifische Investitionen für Neubau und Modernisierung von Wasserkraftanlagen (die Angaben zur Leistung beziehen sich auf die installierte Leistung PInst) Tab. 4.10: Zinstabelle für Wasserkraftanlagen Tab. 4.11: Hauptparameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten für Klassen der installierten Leistung PInst Tab. 4.12: Stromgestehungskosten für den Neubau von Wasserkraftanlagen Tab. 4.13: Hauptparameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis 5 MW Tab. 4.14: Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis einschließlich 5 MW bezogen auf die Stromerzeugung für Klassen der Installierten Leistung PInst Tab. 4.15: Hauptparameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen größer als 5 MW (Basisjahr 2012) Tab. 4.16: Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen ab 5 MW bezogen auf die zusätzliche Stromerzeugung gestaffelt nach der erzielten Leistungssteigerung Tab. 4.17: Vergütungssätze nach EEG Tab. 4.18: Vorschlag für die Vergütungssätze für den Neubau und die Modernisierung von Wasserkraftanlagen im Vergleich zum EEG Tab. 4.19: Durchschnittliche Vergütungssätze für die Stromerzeugung aus Wasserkraftanlagen nach EEG 2009 im Vergleich zum Vorschlag zu den neuen Vergütungssätzen

10 Tab. 4.20: Eckdaten zur Stromerzeugung aus Wasserkraft (Quelle: BMU 2010a und BNetzA) Tab. 4.21: Abschätzung der Verteilung der Potenziale aus Wasserkraft (nach BMU 2010a) Tab. 4.22: Geschätzte Kosten für ggf. erforderliche technische Einrichtung zur Regelung und Steuerung einer 200 kw-wasserkraftanlage Tab. 4.23: Überblick über die jeweiligen Anforderungen an die Herstellung der Durchgängigkeit an Querbauwerken mit Wasserkraftnutzung nach Durchgängigkeitserlass (Quelle: Maßnahmenprogramm NRW; Lebendige Gewässer) Tab. 4.24: Kriterien im Managementbereich Anlagengestaltung (EAWAG 2001) Tab. 4.25: Auswertung der Zeithorizonte aus dem digitalen Wasserbuch RLP Tab. 4.26: Auswertung der Zeithorizonte aus dem digitalen Wasserbuch Niedersachsen Tab. 5.1: Vorschlag für die Vergütungssätze für den Neubau und die Modernisierung von Wasserkraftanlagen im Vergleich zum EEG

11 Abkürzungsverzeichnis Begriff/Abkürzung Bedeutung AG WK BayWG BDEW BDW BfN BMU BNetzA Bundesländer: Abkürzungen BW BY BE BB HB HH HE MV NI NW RP SL SN ST SH TH BWE DAU DB DGJ DVWK DWA EAWAG Arbeitsgemeinschaften Wasserkraftwerke Deutschland Bayerisches Wassergesetz Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft Bundesverband deutscher Wasserkraftwerke e.v. Bundesamt für Naturschutz Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit Bundesnetzagentur Baden-Württemberg Bayern Berlin Brandenburg Bremen Hamburg Hessen Mecklenburg-Vorpommern Niedersachsen Nordrhein-Westfalen Rheinland-Pfalz Saarland Sachsen Sachsen-Anhalt Schleswig-Holstein Thüringen Bundesverband Windenergie Deutsche Akkreditierungs- und Zulassungsgesellschaft für Umweltgutachter mbh Datenbank Deutsches Gewässerkundliches Jahrbuch Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft und Kulturbau Deutsche Vereinigung für Wasserwirtschaft, Abwasser und Abfall e. V. Eidgenössische Anstalt für Wasserversorgung, Abwasserreinigung und Gewässerschutz 11

12 Begriff/Abkürzung Bedeutung EG-WRRL EE EEG EEG-EB EMAS EnBW EVU EZG FAA FGG FGW FIW HMULV IBFM IKSR KfW LfULG LAVES LFischG LFischO LFU LG NRW LK LUWG LWG MQ MNQ MUNLV Europäische Wasserrahmenrichtlinie Erneuerbare Energien Erneuerbare Energien Gesetz EEG-Erfahrungsbericht Gemeinschaftssystem für das Umweltmanagement und die Betriebsprüfung der europäischen Union Energie Baden-Württemberg AG Energieversorgungsunternehmen Einzugsgebiet Fischaufstiegsanlage Flussgebietsgemeinschaft Fördergesellschaft Windenergie Forschungsinstitut für Wasser Landesministerium für Umwelt, Energie, Landwirtschaft und Verbraucherschutz, Hessen Ingenieurbüro Floecksmühle Internationale Kommission zum Schutz des Rheins Kreditanstalt für Wiederaufbau Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie Landesamt für Verbraucherschutz und Lebensmittelsicherheit, Niedersachsen Landesfischereigesetz Landesfischereiverordnung Landesamt für Umwelt, Bayern Landschaftsgesetz NRW Landkreis Landesamt für Umwelt, Wasserwirtschaft und Gewerbeaufsicht, Rheinland-Pfalz Landeswassergesetz Mittlerer jährlicher Abfluss Mittlerer Niedrigwasserabfluss Ministerium für Umwelt und Naturschutz, Landwirtschaft und Verbraucherschutz, NRW 12

13 Begriff/Abkürzung Bedeutung NLWKN NRW NVE OWK PEEG Q30 QBW QUIS SächsWG SMUL StMUGV TM TLUG UAG UBA UGA UM BW ÜNB VE-T VUE VNB WaStrG WEA WHG WKA WRRL Niedersächsischer Landesbetrieb für Wasserwirtschaft, Küsten- und Naturschutz Nordrhein Westfalen Norwegisches Direktorat für Wasser- und Energieverwaltung Oberflächenwasserkörper Leistung, die zur Klassifizierung der Vergütungszahlung innerhalb des EEG genutzt wird. Sie wird berechnet als Quotient aus der jeweiligen Jahresarbeit und h PEEG = Ea / h/a Abfluss, der im Jahr an 30 Tagen unterschritten wird Querbauwerk(e) Querbauinformationssystem Sächsisches Wassergesetz Staatsministerium für Umwelt und Landwirtschaft, Sachsen Bayerisches Staatsministerium für Umwelt und Gesundheit Turbinenmanagement Thüringer Landesanstalt für Umwelt und Geologie Umweltauditgesetz Umweltbundesamt Umweltgutachter Umweltministerium Baden-Württemberg Übertragungsnetzbetreiber Vattenfall Europe Transmission GmbH Verein für umweltgerechte Energie Verteilnetzbetreiber Bundeswasserstraßengesetz Windenergieanlage Wasserhaushaltsgesetz Wasserkraftanlage (n) Wasserrahmenrichtlinie 13

14 Vorbereitung und Begleitung der Erstellung des Erfahrungsberichtes gemäß 65 EEG 2011 Vorhaben IId Wasserkraft 1 Einleitung Nach 65 Erneuerbare-Energien-Gesetz (2009) (EEG) hat die Bundesregierung das EEG zu evaluieren und dem Bundestag bis zum und dann alle vier Jahre einen Erfahrungsbericht (EEG-EB) vorzulegen. Durch den Koalitionsvertrag haben sich Änderungen in der Zeitplanung ergeben, so dass der Erfahrungsbericht bereits bis zum vorliegen soll. Berichte über die Auswirkungen gesetzlicher Regelungen dienen der Selbstkontrolle des Gesetzgebers. Zu diesem Zweck benötigen Bundesregierung sowie der Gesetzgeber fundierte und umfassende wissenschaftliche Informationen. Seit Einführung des Stromeinspeisegesetzes im Jahre 1991 hat sich das deutsche Recht zur Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien (EE) stufenförmig weiterentwickelt. Mit dem Stromeinspeisegesetz und seinem Nachfolger, dem Erneuerbare-Energien-Gesetz, ist der Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung auf derzeit 16,1 % angestiegen soll dieser Anteil mindestens 30 % betragen. Mittlerweile sind die Erneuerbaren Energien zu einem systemrelevanten Element in der Stromversorgung geworden. Vor diesem Hintergrund hat das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit mehrere Vorhaben zur Vorbereitung und Begleitung bei der Erstellung des EEG-Erfahrungsberichts beauftragt. Schwerpunkt des Vorhabens IId ist die Betrachtung von Wasserkraftanlagen an Fließgewässern, jedoch sollen auch Speicherkraftwerke sowie Meeresenergieanlagen berücksichtigt werden. Die wesentlichen Ziele des Vorhabens sind die Untersuchung, die Darstellung und die Bewertung der Entwicklung der Stromgestehungskosten bzw. der Investitionsund Betriebskosten bei Wasserkraftanlagen, differenziert nach Anlagengröße und Charakter, der Technologieentwicklung bei Wasserkraftanlagen, 14

15 der Vergütungsstruktur und der Wirkungen des EEG in Bezug auf die Wasserkraftnutzung, der Auswirkungen der Wasserkraftnutzung auf Natur und Landschaft einschließlich technischer Weiterentwicklungen sowie die Entwicklung von Vorschlägen zur ökologischen Optimierung. Der Erfahrungsbericht für das Vorhaben IId Wasserkraft stellt in Kap. 2 die Grundlagen der Wasserkraftnutzung dar, enthält Erläuterungen zum methodischen Vorgehen (Kap. 3), präsentiert die Ergebnisse von Recherchen, die Darstellung der Wirkung des EEG sowie Änderungsvorschläge (Kap. 4). Die Änderungsvorschläge sind in Kap. 5 noch einmal zusammengefasst. Bei der Erstellung des Erfahrungsberichts haben mitgewirkt: Dr. Stephan Heimerl, Fichtner GmbH & Co. KG: Beratung in Fragen des Wasserkraftbetriebs, der Kosten, Informationen zu Speicherkraftwerken (Kap etc. Thorsten Müller, Universität Würzburg, Forschungsstelle Umweltenergierecht e.v.: Juristische Beratung und Bearbeitung des Kap Gesetzliche Regelungen des Wasser- und Fischereirechts vor dem Hintergrund des EEG Dr. Albert Ruprecht, Universität Stuttgart, Institut für Strömungsmechanik und Hydraulische Strömungsmaschinen: Bearbeitung des Kap Meeresenergie. 15

16 2 Grundlagen der Stromerzeugung aus Wasserkraft Die nachfolgenden Ausführungen beziehen sich vorrangig auf Anlagen, die durch die Regelungen des EEG 2009 erfasst werden. 2.1 Stand der Markteinführung Die Wasserkraft ist eine der ältesten Energiequellen der Menschheit. Durch sie wird Sonnenenergie, die den Wasserkreislauf antreibt, konzentriert an Gefällestufen der Gewässer genutzt. Die Wasserkraft besitzt am unmittelbaren Ort der Energieumwandlung eine sehr hohe Energiedichte mit entsprechenden Anforderungen an die Maschinen. Die baulichen Anlagen (Abb. 2.1) müssen insbesondere bei Hochwasser und Frost erheblichen Belastungen durch das Gewässer standhalten. Daher weisen Wasserkraftanlagen die höchsten spezifischen Investitionen aller regenerativen Energiequellen auf, was sich in langen Amortisationszeiten niederschlägt. Wasserkraftanlagen besitzen eine lange Lebensdauer und noch heute sind viele Turbinen aus dem Beginn des letzten Jahrhunderts in Betrieb. Abb. 2.1: Aufbau einer Wasserkraftanlage mit Francis-Schachtturbine 16

17 2.2 Einteilung von Wasserkraftanlagen Wasserkraftwerke können nach der Leistung eingeteilt werden in: Große Wasserkraftwerke > 1 MW bzw. im alpinen Bereich 5 MW Kleinkraftwerke 100 kw bis 1 (5) MW Mikro- oder Kleinstkraftwerke < 100 kw Alternativ ist eine Einteilung nach der Fallhöhe möglich: Hochdruckanlagen Fallhöhe > 100 m Mitteldruckanlagen Fallhöhe ca m Niederdruckanlagen Fallhöhe bis 15 m Grundsätzlich wird zwischen folgenden Anordnungen unterschieden: Ausleitungskraftwerke Das Gewässer wird durch ein Wehr aufgestaut und der zu nutzende Abflussanteil über einen Triebwerkskanal oder Mühlengraben aus dem natürlichen Gewässerbett zur Wasserkraftanlage ausgeleitet (Abb. 2.2). Auf diese Weise kann sowohl die Absturzhöhe am Wehr als auch das Gefälle bis zur Mündung des Unterwasserkanals genutzt werden. Das natürliche Gewässerbett zwischen dem Wehr und der Einmündung des Unterwasserkanals wird als Ausleitungstrecke oder Mutterbett bezeichnet. Da die Wasserkraftanlagen insbesondere aus wirtschaftlichen Gründen einen möglichst großen Wasseranteil (Ausbaudurchfluss Q A ) nutzen, verbleibt in der Ausleitungsstrecke häufig nur ein geringer Abfluss. Aus diesem Grunde wurde in vielen Regionen gesetzlich die Abgabe eines Mindestabflusses für das Mutterbett vorgeschrieben. Abb. 2.2: Ausleitungskraft 17

18 Flusskraftwerke Bei Flusskraftwerken entfällt die Ausleitung in einen seitlichen Kanal. Hier ist das Krafthaus unmittelbar neben dem Wehr angeordnet (Abb. 2.3). Die Rückführung des genutzten Abflusses in das Gewässer erfolgt meist direkt unterhalb des Querbauwerks, so dass keine Ausleitungsstrecke ausgebildet wird. Abb. 2.3: Flusskraftwerk 2.3 Energieerzeugung aus Wasserkraft Die im Wasser enthaltene potenzielle und kinetische Energie, kann an einer Gefällestufe mittels eines Wasserrades oder einer Turbine genutzt werden. Die Leistung ergibt sich aus der Formel: P = Q * H * g * ρ * η mit Q = Wasserabfluss in m 3 /s H = Fallhöhe in m g = Erdbeschleunigung (9,81 m/s²) ρ = Dichte des Wassers (0,001 kg/m³) η = Gesamtwirkungsgrad der Anlage Der Gesamtwirkungsgrad einer Anlage liegt in der Regel zwischen 70 % für ältere und 80 % für neue, hochwertige Anlagen. Innerhalb eines Jahres erzeugt eine Wasserkraftanlage eine bestimmte Energie, die so genannte Jahresarbeit E a. Diese kann mit EDV- Programmen auf der Basis der Jahresdauerlinie berechnet werden. Für überschlägige Betrachtungen kann folgende Formel genutzt werden: 18

19 E a = P * t voll mit E a = Jahresarbeit P = Leistung der Turbine t voll = Volllast-Stunden. Die Anzahl der Volllast-Stunden hängt vom Ausbaugrad der Anlage, dem Abflusstyp des Gewässers (gleichmäßig, ungleichmäßig), den technischhydraulischen Verhältnissen (z. B. am Wehr und in Kanälen) und der Höhe des Mindestabflusses Q min ab. Als mittlerer Wert für den Ausbaugrad 1 (Q A = MQ) können bei Mittelgebirgsanlagen ca jährliche Volllaststunden angesetzt werden. 19

20 3 Methodisches Vorgehen 3.1 Arbeitsschritte Auf der Basis der Leistungsbeschreibung und der Hintergrundinformationen wurde ein Arbeitsprogramm für das Vorhaben IId erstellt, das sich in 10 Arbeitsschritte untergliedert: Auswertung der Daten zu Wasserkraftanlagen und EEG Entwicklung der Stromgestehungskosten bzw. Kosten und Technologieentwicklung bei Wasserkraftanlagen Darstellung der Wirkung des EEG in Bezug auf die Wasserkraftnutzung Ökologische Bewertung von Standorten und Maßnahmen Gesetzliche Regelungen für die Wasserkraft und Auswertung Vergütungsstruktur ( 23), Bewertung und Änderungsvorschläge Nachweis der ökologischen Verbesserung Anlagenübergreifende Vergütung Wirtschaftlichkeit von Speicher- und Trink-/Abwasser-WKA Meeresenergie. 3.2 Daten- und Informationsermittlung Ermittlung von Daten Da die Daten der Bundesnetzagentur für das Jahr 2009, das erste Jahr nach der Novellierung des EEG, erst seit Februar 2011 zur Verfügung standen und dies für eine Anwendung im Rahmen des Erfahrungsberichts zu spät war, mussten andere Methoden der Datenermittlung gewählt werden. Es erfolgten daher Abfragen mit Hilfe von Fragebögen sowie Telefon- und persönliche Interviews. Auf diese Weise konnten auch zusätzliche Informationen, die in den Bundesnetzagenturdaten nicht enthalten sind, erfasst werden. Hierzu wurde ein Datenerhebungsbogen verschickt, der die erforderlichen fachlichen Informationen zu Anlagenstandort, Anlagendaten und durchgeführten ökologischen Maßnahmen erfragt. Des weiteren wurde nach Verbesserungsvorschlägen und Anforderungen an das EEG gefragt. Der Datenerhebungsbogen ist in Anlage 1 enthalten. An folgende Institutionen wurden Fragebögen verschickt: 20

21 Tab. 3.1: Adressaten der Datenerhebung Institution Anzahl Anfragen Anzahl Rückläufe Länder Hersteller 16 2 Planer 15 1 Betreiber durch Weiterleitung 31 Verbände 9 4 Händler/Makler 2 0 EVU 6 3 Gutachter 20 4 Summe Die 124 Anfragen an die Länder teilten sich wie folgt auf: 17 Wasserwirtschaftsämter in Bayern 44 Landratsämter in Baden-Württemberg 56 Obere Wasserbehörden 7 Oberste Wasserbehörden Von den 192 angefragten Institutionen haben 109 geantwortet. Es konnten 114 Datenerhebungsbögen erfasst und ausgewertet werden. An die Umweltgutachterinnen und -gutachter wurde ein zusätzlicher Fragebogen zur Bewertung der wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustands verschickt. Dieser Fragebogen ist in Anlage 1 enthalten. Ermittlung von Kosten Zur Ermittlung der Stromgestehungskosten wurden Anfragen zu Kosten an folgende Institutionen versendet: 16 Turbinenhersteller 18 Planungs- und Beratungsbüros Darüber hinaus sind Fragen zu den Kosten im Fragebogen enthalten, der an die Landesbehörden, Verbände und Energieversorgungsunternehmen 21

22 verschickt wurde. 65 Erhebungsbögen erhielten hierzu Informationen. Außerdem wurden Literaturquellen ausgewertet. Neben diesen Abfragen zur Ermittlung der Gestehungskosten wurde eine Recherche im Internet und in Fachzeitschriften zum Marktwert von Wasserkraftanlagen durchgeführt. In der Folge wurde angefragt bei: 2 Makler/Händler 11 Chiffre-Anzeigen zum Kauf/Verkauf von Wasserkraftanlagen. Für die Auswertung der Gesamtkosten konnten schließlich 65 Datenbögen, eine Datenquelle aus der Literatur und vier Datenquellen aus Angaben von Planern genutzt werden. Schwall und Sunk Ein weiterer Bearbeitungspunkt war die Ermittlung und Auswertung der Anzahl, der installierten Leistung und der Jahresarbeit von Wasserkraftanlagen mit Schwallbetrieb. Auch hierzu wurde eine Internetrecherche durchgeführt sowie eine Frage in den Fragebogen aufgenommen. Darüber hinaus wurden die Grundanforderungen der Schwall- und Sunkregelung des Zertifizierungsverfahrens der Schweiz zusammengestellt. Kreditinstitute Die Kreditanstalt für Wiederaufbau und die Umweltbank AG wurden bzgl. der Kreditvergabe der letzten Jahre im Bereich Wasserkraft befragt. Gespräche Um die Wirkung des EEG 2009 abschätzen zu können, wurden Gespräche mit den Umweltministerien der Länder, den Wasserkraftverbänden und den Verteilnetzbetreibern geführt. Mit den Umwelt-Ministerien folgender Länder wurden Gespräche geführt: Bayern Baden-Württemberg Sachsen Thüringen In Nordrhein-Westfalen fanden die Gespräche mit den Regierungspräsidien statt. Darüber hinaus wurden die für das Gespräch vorbereiteten Fragen vom hessischen Ministerium schriftlich beantwortet. Ähnliche Gespräche wurden mit den Verbänden BDEW, BDW und AG WK sowie den Netzbetreibern E.ON Bayern und Amprion geführt. Von EnBW liegt eine schriftliche Stellungnahme vor. Der Fragenkatalog und alle Gesprächsprotokolle befinden sich in Anlage 2. 22

23 4 Ergebnisse 4.1 Auswertung der Daten zu Wasserkraftanlagen und EEG Statistische Auswertung Daten der Bundesnetzagentur Auswertung für die Berechnungsjahre 2007 bis 2009 Die EEG-Daten wurden für die Berechnungsjahre 2007, 2008 und 2009 von der Bundesnetzagentur in Form von Excel-Dateien geliefert. Die Stammdaten und Bewegungsdaten sind in getrennten Tabellenblättern aufgeführt. Die Stammdaten enthalten Angaben zum Anlagenstandort, installierter Leistung, Zeitpunkt der Inbetriebnahme, Energieträger und Einspeisespannungsebene. Die Bewegungsdaten enthalten Angaben zur Vergütungskategorie, Vergütungskriterium, Vergütungssatz, Zeitpunkt der Inbetriebnahme, Jahresarbeit der EEG-Einspeisung und tatsächlich an den EEG- Anlagenbetreiber gezahlte Vergütung. Als erster Schritt der Auswertung erfolgte eine getrennte Analyse der Stamm- und Bewegungsdaten der Berechnungsjahre 2007, 2008 und Demnach sind in Anlagen mehr als in 2007 aufgeführt (Tab. 4.1). Die gesamte installierte Leistung lag in 2008 um ca. 32 MW niedriger als im Vorjahr. Im Berechnungsjahr 2009 wurden jedoch 280 Anlagen in den Stammdaten mit einer zusätzlichen Leistung von ca. 140 MW mehr aufgeführt. Tab. 4.1: Auswertung der Anlagenstammdaten der Bundesnetzagentur Zeitraum Berechnungsjahr 2007 Berechnungsjahr 2008 Berechnungsjahr 2009 Anzahl Anlagen Differenz zum Vorjahr Differenz in % + 0,77 + 4,04 Installierte Leistung [MW] Differenz zum Vorjahr [MW] Differenz in % - 2, ,03 23

24 Die Auswertungen der Bewegungsdaten weisen einen Rückgang der EEG Strommenge im Jahr 2008 um ca. 10% auf (Tab. 4.2). Dies spiegelt sich auch in der an die Anlagenbetreiber gezahlten Vergütung wieder, die sich um ca. 45 Mio. Euro verringerte. Im Jahr 2009 verringerte sich die Jahresarbeit der EEG Vergütung nochmals um 1,78 % zum Vorjahr. Die EEG Vergütung erhöhte sich in diesem Jahr um 5 Mio. Euro. Tab. 4.2: Auswertung der Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur Zeitraum Berechnungsjahr 2007 Berechnungsjahr 2008 Berechnungsjahr 2009 Jahresarbeit der EEG-Vergütung [GWh] Differenz zum Vorjahr [GWh] Differenz in % -9,7-1,78 Gesamtvergütung [Mio Euro] Differenz zum Vorjahr [Mio. Euro] 422,8 377,4 382,4-45,4 + 5,0 Differenz in % -10,7 + 1,29 Die Anlagenstammdaten und die Bewegungsdaten, die in unterschiedlichen Tabellen geführt werden, können über den Anlagenschlüssel verknüpft werden. Für das Berechnungsjahr 2007 standen Datensätze mit Jahresbewegungsdaten zur Verfügung. Die höhere Zahl der Bewegungsdatensätze ergab sich aus einer getrennten Auflistung der Vergütungskategorien für Anlagen mit P EEG > 500 kw. Es konnte eine Verknüpfung für insgesamt Anlagen durchgeführt werden. Für 110 Anlagenschlüssel lagen keine Bewegungsdaten vor (Tab. 4.3). Abb. 4.1 zeigt die Wasserkraftstandorte in Deutschland, die 2007 eine EEG- Vergütung erhalten haben und große Wasserkraftanlagen sowie Pumpspeicherkraftwerke. 24

25 Abb. 4.1: Bestand der genutzten Wasserkraftanlagen in Deutschland; berücksichtigt wurden Wasserkraftanlagen mit EEG-Vergütung (BnetzA, 2007) und große WKA incl. Pumpspeicherkraftwerke (aus: BMU 2010a) Den Datensätzen mit Anlagenstammdaten des Berechnungsjahres 2008 standen Datensätze aus der Bewegungsdatentabelle gegenüber. Es konnten nur Anlagenschlüssel verknüpft werden. 237 Anlagenschlüsseln der Stammdatentabelle konnte kein Anlagenschlüssel der Bewegungsdatentabelle zugeordnet werden. 25

26 In den Bewegungsdaten des Berechnungsjahres 2008 enthielten 126 Datensätze keine Angaben zu EEG-Jahresarbeit und Vergütungssumme. Neben einem möglichen Fehler bei der Datenerfassung kann ein Grund hierfür sein, dass diese Anlagen in 2007, aber nicht mehr in 2008 Strom eingespeist haben, aber weiterhin in der Anlagestatistik geführt werden. Eine stichprobenartige Überprüfung bestätigte diese Annahme. Im Abrechnungsjahr 2009 standen 6925 Stammdaten Datensätzen von Bewegungsdaten gegenüber. Die wesentlich höhere Zahl dieser Daten kommt zustande, da in den Bewegungsdaten auch die Direktvermarkter (nur bei Tarifwechsel im laufenden Abrechnungsjahr) und die vermiedenen Netznutzungsentgelte als Datensätze enthalten sind. Im Jahr 2009 konnten 385 Stammdaten nicht mit entsprechenden Bewegungsdaten über den Anlagenschlüssel verknüpft werden. Tab. 4.3: WKA-Statistik Berechnungsjahr 2007 Berechnungsjahr 2008 Berechnungsjahr 2009 Datensätze Stammdaten Datensätze Bewegungsdaten * Verknüpfte Datensätze Nicht verknüpfbare Stammdaten Bewegungsdaten ohne Angabe EEG- Jahresarbeit, Vergütung Verknüpfte Datensätze ohne Angabe EEG-Jahresarbeit, Vergütung * auch Direktvermarkter (Kategorie Wa---Direkt) und die vermiedenen Netznutzungsentgelte Die dargestellten Schwierigkeiten bei der Verknüpfung der Tabellen der Stammdaten und Bewegungsdaten führten jedoch nur zu relativ geringen Abweichungen in der summarischen Auswertung der Einzeltabellen im Vergleich zu den verknüpften Tabellen (vgl. Jahresarbeit und Vergütung (Tab. 4.2, Tab. 4.4). In den folgenden Darstellungen (Tab. 4.4 und Abb. 4.2) erfolgte die Betrachtung nur für die Berechnungsjahre 2007 und 2008, da die Vergleichsdaten von 2009 bei dieser Auswertung noch nicht vorlagen. In der Summe nahm die Zahl der vergüteten Anlagen (Stammdaten) im Jahr 2008 um etwa 1 % ab (Tab. 4.4). Betrachtet man aber die Vergütungskategorien, so ist eine vergleichsweise starke Abnahme bei der Zahl der WKA zu verzeichnen, die eine Vergütung von 7,67 ct/kwh erhalten. Von diesen 227 Anlagen sind möglicherweise einige außer Betrieb gegangen, da nur 155 zusätzliche WKA in die erhöhte Vergütungskategorie eingestuft wurden. Die Reduktion der Vergütungszahlungen im Jahr 2008 lag somit hauptsächlich im Bereich der Anlagen mit geringeren Vergütungssätzen. Bei Anlagen mit einem erhöhten Vergütungssatz von 9,67ct/kWh stieg die Anzahl um 16,5 % und die Gesamtvergütung um 8,6 %. 26

27 Tab. 4.4: Auswertung der verknüpften Stamm- und Bewegungsdaten der Bundesnetzagentur in den Berechnungsjahren 2007 und 2008 Berechnungsjahr 2007 Berechnungsjahr 2008 Differenz Differenz in % Anlagenanzahl ,2 Anlagen mit 6,65 ct/kwh ,4 Anlagen mit 7,67 ct/kwh ,1 Anlagen mit 9,67 ct/kwh ,5 Mischvergütung (> 5 MW) installierte Leistung [MW] Summe Jahreseinspeisung [GWh] Anlagen mit EEG- Bemessungsleistung < 0,5 MW Anlagen mit EEG- Bemessungsleistung 0,5-5 MW Anlagen mit EEG- Bemessungsleistung > 5 MW Zubau 0-0,5 MW Gesamtvergütung [Mio. Euro] , , , , , , ,4-42,6-10,1 Ein Vergleich mit dem EEG-Statistikbericht der Bundesnetzagentur von 2007 (BNetzA 2009) wies eine Differenz bei den Angaben zum Inbetriebnahmedatum auf. Der Statistikbericht nennt die Zahl von 77 Neuinbetriebnahmen für das Jahr 2007 im Bereich Wasserkraft. Die Auswertung der von der Bundesnetzagentur übermittelten Daten ergab ein Zahl von 278 Anlagen, die 2007 in Betrieb gingen. Auf Nachfrage bei der Bundesnetzagentur wurde mitgeteilt, dass als Grundlage für die Angaben zur Inbetriebnahme im Statistikbericht ausschließlich die Daten der Übertragungsnetzbetreiber verwendet wurden, während die oben ausgewerteten EEG-Daten sowohl die Veröffentlichungen der Übertragungs- wie auch der Verteilnetzbetreiber beinhalten. Die Datengrundlage des Statistikberichts ist demnach unvollständiger. 27

28 Mio Berechnungsjahr 2007 Berechnungsjahr davon 6,65 ct/kwh davon 7,67 ct/kwh davon 9,67 ct/kwh Abb. 4.2: Tab. 4.5: Gesamte EEG-Vergütung nach Vergütungssatz Auswertung aller Daten der Bundesnetzagentur im Berechnungsjahr 2009 nach Leistungsklassen Anzahl Leistung [MW] Jahresarbeit [GWh/a] Gesamtvergütung [Mio. ] 100 kw ,2 > kw ,4 >0,5-1 MW ,4 > 1-5 MW ,0 > 5 MW ,4 Summe ,4 Die Auswertung aller Daten für das Berechnungsjahr 2009 (Tab. 4.5) im Vergleich mit den Daten des Vorjahres (Tab. 4.4) zeigte eine Zunahme der Anlagenanzahl um 93 auf 6.501, der installierten Leistung um 7 % auf MW und der Vergütungssumme um 5 Mio. auf 382,4 Mio.. Die Jahreserzeugung hat im gleichen Zeitraum leicht abgenommen, was mit den Abflussverhältnissen zusammenhängt. Die Aufteilung in Leistungsklassen lässt erkennen, dass es sehr viele Anlagen < 100 kw gibt (74 %). Die größte installierte Leistung und die höchste Jahresarbeit wird aber in der Leistungsklasse 1 5 MW erzielt. 28

29 Die Auswertung anhand der Vergütungskategorien zeigte, dass nur ca. 8 % der Anlagen mit den höchsten Vergütungskategorien von 12,67 und 11,67 ct/kwh vergütet werden Auswertung der im Jahr 2009 neu gebauten oder modernisierten Anlagen Aus den verknüpften Stamm- und Bewegungsdaten konnten anhand der Vergütungskategorien des EEG 2009 Anzahl, Leistung, EEG-Jahresarbeit und erhaltene EEG-Vergütung von modernisierten und neu gebauten Anlagen für das Jahr 2009 ermittelt werden (Tab. 4.6). Tab. 4.6: Auswertung der verknüpften Daten der Bundesnetzagentur, die eine Vergütung nach EEG 2009 bekommen haben, nach Leistungsklassen Anzahl Leistung [MW] Jahresarbeit [GWh/a] Gesamtvergütung [Mio. ] 100 kw 32,7 3, > kw 112,7 13,3 >0,5-1 MW 59,7 6, > 1-5 MW 142,6 14,1 > 5 MW ,1 0,8 Summe ,7 38,9 Im Jahr 2009 wurden demnach 620 Anlagen mit einer Leistung von 215 MW neu gebaut oder modernisiert. Das sind knapp 10 % der Anlagen und 16 % der Leistung. Die Jahreserzeugung lag bei 360 GWh/a. Den größten Anteil daran hatten die Leistungsklassen 1 5 MW und 0,5 1 MW. Die Vergütung für diese Anlagen betrug 38,9 Mio.. Das sind etwa 10 % der gesamten EEG-Vergütung, die 2009 für Wasserkraftanlagen gezahlt wurde. In Abb. 4.3 und Abb. 4.4 ist die Anzahl und die installierte Leistung der neu gebauten und modernisierten Anlagen für das Jahr 2009 nach Leistungsklassen aufgeführt. In diesem Zeitraum wurden 78 neue Anlagen gebaut, die nach EEG vergütet werden. Davon fallen 73 Anlagen mit einer installierten Leistung von 8,77 MW in die Leistungsklasse bis 500 kw, vier WKA (P inst = 16,36 MW) in die Leistungsklasse zwischen 0,5 und 5 MW und eine Anlage (Albbruck-Dogern) weist eine Leistung von 27 MW auf. Im selben Jahr wurden 541 Anlagen modernisiert und ihnen nach EEG 2009 ein verbesserter ökologischer Zustand bescheinigt. Hiervon fielen 511 Anlagen mit einer installierten Leistung von 112 MW in die Leistungsklasse bis 500 kw und 30 WKA (P inst = 42,6 MW) in die Leistungsklasse zwischen 0,5 und 5 MW. Die relativ hohe Anzahl an Neubauten und auch an Modernisierungen lässt sich damit erklären, dass viele Anlagenbetreiber abgewartet haben, bis das neue attraktivere EEG am in Kraft trat. Das zeigt auch 29

30 Abb Darüber hinaus ist anzunehmen, dass die überwiegende Mehrzahl der 78 Neuanlagen an bereits bestehenden Wasserkraftstandorten gebaut wurde. Es handelt sich also wahrscheinlich in der Mehrzahl um Modernisierungen, die aufgrund der hohen Investitionen als Neubau definiert wurden Anzahl Neu gebaut bis 500 kw Neu gebaut 0,5-5 MW Neu gebaut > 5 MW Modernisiert bis 500 kw Modernisiert 0,5-5 MW Abb. 4.3: Anzahl neu gebauter und modernisierter Anlagen in 2009 nach Leistungsklassen , Leistung in MW ,00 42, ,77 16,36 0 Neu gebaut bis 500 kw Neu gebaut 0,5-5 MW Neu gebaut > 5 MW Modernisiert bis 500 kw Modernisiert 0,5-5 MW Abb. 4.4: Installierte Leistung modernisierter und neu gebauter Anlagen in 2009 nach Leistungsklassen 30

31 Langjährige Entwicklung der Anlagenzahl und installierter Leistung In Abb. 4.5 sind die Zahlen der Inbetriebnahmen von Wasserkraftanlagen in den Jahren 2002 bis 2009 und ihre summierte Leistung für die Jahre 2001 bis 2009 aufgeführt. Grundlage für die Auswertung für die Jahre 2001 bis 2008 waren die Angaben in den veröffentlichten EEG-Anlagenstammdaten für das Jahr 2009 im Attributfeld Inbetriebnahme. Das Inbetriebnahmejahr kennzeichnet hier das Jahr, in dem eine Anlage erstmals eine bestimmte Vergütung nach EEG bekommt. Das Inbetriebnahmejahr 2008 kennzeichnet also alle Anlagen, die in 2008 neu gebaut oder modernisiert wurden. Seit Inkrafttreten des EEG 2009 gilt eine andere Definition für die Inbetriebnahme, nämlich die erstmalige Inbetriebsetzung der Anlage nach Herstellung ihrer technischen Betriebsbereitschaft. Um die Daten von 2009 mit denen aus den vorher gehenden Jahren vergleichen zu können, wurden für das Jahr 2009 die Vergütungskategorien ausgewertet. Alle Anlagen, die nach dem EEG 2009 vergütet werden, haben eigene Vergütungskategorien. Für 2009 können daher alle Anlagen, die in 2009 neu gebaut oder modernisiert wurden, identifiziert werden. In den folgenden Jahren wird das nicht mehr möglich sein. Anzahl WKA 1400 MW 350 Anzahl WKA > 1000 kw 1200 Anzahl WKA kw Anzahl WKA kw E E G Anzahl WKA < 100 kw Installierte Leistung (MW) E E G Auswertung nach: Inbetriebnahme Vergütungskategorie Abb. 4.5: Wasserkraftanlagenentwicklung, Anlagenanzahl differenziert nach installierter Leistung und Inbetriebnahmejahr aus den BNetzA Daten 2009 Mit Einführung des EEG im Jahr 2000 konnten alle Wasserkraftanlagen bis 5 MW eine Vergütung nach EEG erhalten. Bei der großen Zahl der 31

32 Inbetriebnahmen in 2001 handelt es sich also überwiegend um bereits bestehende Anlagen, die erstmals eine Vergütung nach EEG bekommen haben. Weiterhin zeigt sich ein deutlicher Anstieg mit dem Inkrafttreten des EEG 2004, ein leichter Rückgang in 2006 und ein starker Abfall der Inbetriebnahmen in 2008, dem Jahr vor dem Inkrafttreten des EEG Im Jahr 2009 ist mit der höheren Vergütung des EEG 2009 eine deutliche Zunahme der Anlagenanzahl und der installierten Leistung verbunden Recherche bei Kreditinstituten Um zu ermitteln, ob das EEG dazu geführt hat, dass erhöhte Investitionen im Bereich Wasserkraft getätigt wurden, wurden auch Recherchen bei den Kreditinstituten durchgeführt. Insbesondere die Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) und die Umweltbank AG vergeben Kredite für Investitionen im Bereich Erneuerbare Energien und Umwelt. Die Kreditanstalt für Wiederaufbau hatte 2009 folgende Förderprogramme, mit denen der Bau oder die Modernisierung von Wasserkraftanlagen gefördert werden können: Erneuerbare Energien Standard Erneuerbare Energien Ergänzungsprogramm Erneuerbare Energien Premium Die KfW hat im Jahr Maßnahmen an Wasserkraftanlagen mit insgesamt etwa 15 Mio. und im Jahr Maßnahmen mit insgesamt 11 Mio. gefördert. In den Jahren 2007 und 2008 wurden die Kredite zum Teil kofinanziert, so dass ein direkter Vergleich der Förderungen nicht möglich war. Rückschlüsse auf eine veränderte Vergabe von Krediten bzw. auf eine veränderte Investitionstätigkeit im Bereich Wasserkraft konnten somit nicht gezogen werden. Die Umweltbank AG fördert Wasserkraftanlagen im Rahmen der Projektfinanzierung. Eine Auswertung der Fördermaßnahmen der letzten Jahre zeigt einen Rückgang in den Jahren 2009 und 2010 gegenüber dem Jahr 2007 (vgl. Tab. 4.7). 32

33 Tab. 4.7: Finanzierte Wasserkraftanlagen der Umweltbank Anzahl der Kredite Kredithöhe [Mio. ] Anzahl der Kredite Kredithöhe [Mio. ] Anzahl der Kredite Kredithöhe [Mio. ] Anzahl der Kredite Kredithöhe [Mio. ] < 100 kw kw kw > 500 kw Gesamt 2 2 0,29 0, ,29 0,35 1,5 6,2. 8, ,3 2, ,63 1,5 2,13 Die erhöhten Investitionen im Bereich Wasserkraft seit Inkrafttreten des EEG 2009 (siehe Kap ) spiegeln sich in der Kreditvergabe der Umweltbank nicht wieder Auswertung der Daten aus der Datenerhebung Aus der Datenerhebung konnten 113 Fragebögen für die Auswertung genutzt werden. Von den 113 Wasserkraftanlagen wurden 57 Anlagen nach EEG 2009 vergütet, 30 Anlagen nach EEG 2004, drei Anlagen nach EEG 2000 und für 23 Anlagen gab es keine Angabe. Die vorliegenden Daten wurden wie folgt ausgewertet: Unterscheidung nach Neubau oder Modernisierung Durchgeführte Maßnahmen nach EEG 2009 Befristung der Wasserrechte Ermittlung der Gesamtkosten Betriebsweise der Anlagen (Schwallbetrieb). In Abb. 4.6 sind die neu gebauten und modernisierten Anlagen nach Leistungsklassen dargestellt. Insbesondere bei den Anlagen bis 500 kw wurden wesentlich mehr Anlagen modernisiert als neu gebaut. Dieses Ergebnis deckt sich mit den von der BNetzA veröffentlichten EEG-Daten. 33

34 Gesamtanzahl Anzahl Modernisierung Anzahl Neubau Anzahl kw > kw > 500 kw keine Angabe installierte Leistung Abb. 4.6: Anzahl neu gebauter und modernisierter Anlagen in 2009 nach Leistungsklassen (Ergebnisse der Datenerhebung) Die Auswertung der abgefragten Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands zeigte, dass der Bau von Fischaufstiegsanlagen am häufigsten durchgeführt wurde (Tab. 4.8). Tab. 4.8: Durchgeführte Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands Maßnahmen nach EEG 2009 Anzahl FAA gebaut 52 Abgabe von Mindestabfluss 31 Bypass oberflächennah 10 Feinrechen 8 Fischfreundlicheres Betriebsmanagement 3 Bypass sohlennah 2 Die Auswertung der Angaben zu den Wasserrechten befindet sich in Kap und die Auswertung der Kosten in Kap Von den 113 in den Fragebögen aufgeführten Anlagen wurde nur für eine Anlage Schwallbetrieb angegeben Anlagen mit Schwallbetrieb Als Schwallbetrieb bezeichnet man eine Betriebsart von Wasserkraftanlagen, die dazu dient, die Stromerzeugung an den Strombedarf anzupassen. Zu den Zeiten des Spitzenstrombedarfs (z.b. an Werktagen um die Mittagszeit) wird möglichst viel Wasser turbiniert, was im 34

35 Fliessgewässer einen erhöhten Abfluss zur Folge hat. Man spricht hierbei von Schwall. Das Gegenteil, den geringeren Abfluss zu Zeiten niedrigeren Strombedarfs, wird Sunk genannt. Die Auswirkungen des Schwallbetriebes auf das Ökosystem der Fliessgewässer sind Gegenstand zahlreicher Untersuchungen (z.b. LIMNEX 2004, UBA 2001). Häufig festgestellt werden: Abdrift von Wirbellosen und Jungfischen Trübung des Gewässers und Kolmation der Sohle Temperaturänderung Trockenfallende Uferstreifen Geringe Verfügbarkeit geeigneter Laichplätze. Die Gespräche mit den Ministerien und Bezirksregierungen (siehe Anlage 2) zeigten, dass in fast allen Bundesländern der Schwallbetrieb grundsätzlich verboten ist. Erlaubt ist er nur dort, wo er ausdrücklich im Erlaubnisbescheid zugelassen ist. Dies ist häufig bei Altrechten der Fall. In Bayern wird der Schwallbetrieb an einigen Gewässern, z.b. dem Lech, zugelassen. In Baden-Württemberg gaben von 37 Landkreisen neun an, dass dort Wasserkraftanlagen im Schwallbetrieb gefahren werden. In zwei Landkreisen wird dies vermutet. Statistiken über die Betriebsweise von Wasserkraftanlagen werden in den Ländern nicht geführt, so dass genauere Angaben nicht vorliegen Auswertung der Daten aus der Datenerhebung der UBA- Studie Wasserkraft als erneuerbare Energie Im Rahmen der Studie Wasserkraft als erneuerbare Energie (Forschungskennzahl ) (UBA 2011) wurden alle Betreiber aus der EEG Statistik 2009 angeschrieben und anonym um Informationen zu möglichen ökologischen Maßnahmen an ihren Wasserkraftanlagen befragt. Ziel war es zum einen, einen Überblick zu erhalten über die ökologischen Maßnahmen, die bisher an Standorten von Wasserkraftanlagen durchgeführt wurden. Zum anderen sollte aus den Ergebnissen der Umfrage abgeschätzt werden, inwieweit Fördermaßnahmen oder die erhöhte Vergütung nach EEG einen positiven Einfluss auf die Durchführung ökologischer Maßnahmen ausüben. Von den 859 Antworten (ca. 15 % aller Befragten) gaben 26 % an, dass bisher keine Maßnahme durchgeführt wurde. Der überwiegende Teil der Rückmeldungen, nämlich 592 oder 69 % bezieht sich auf die Leistungsklasse < 100 kw. Für die Leistungsklasse 100 bis 500 kw wurden 172 oder 20 % Antworten gesendet. Die Rückmeldungen und die daraus ableitbaren Aussagen konzentrieren sich mit 90 % der Antworten also auf diese beiden Leistungsklassen. 576 oder 67 % der Rücksendungen beziehen sich auf Ausleitungskraftwerke. Für 64 % der Standorte mit Ausleitungskraftwerken wurde angegeben, dass ein Mindestabfluss abgegeben wird. 35

36 Zu den am häufigsten genannten Maßnahmen gehören die Abgabe von Q min und Maßnahmen zur Verbesserung der Durchgängigkeit: Fischaufstiegsanlagen wurden für 46 % der WKA-Standorte angegeben, wobei 36 % am Wehr und 11 % an der WKA gelegen sind. Trotz der Vielzahl der Ausleitungskraftwerke befinden sich die FAA also hauptsächlich an den Wehren. Unter der Annahme, dass für die meisten Wasserkraftanlagen, die über eine Fischaufstiegsanlage verfügen, eine Rückmeldung erfolgte, wird gefolgert, dass mindestens 0,46 * 0,15 = 0,7 oder 7 % aller EEG- Anlagen mit Fischaufstiegsanlagen ausgerüstet sind. Die Installation eines Feinrechens mit Stababstand < 20 mm wurde in 37 % der Rückmeldungen angekreuzt, wobei hier davon ausgegangen werden kann, dass es sich zum großen Teil um Rechen mit einem Stababstand von 20 mm handelt, wie er in einigen Bundesländern vorgeschrieben ist. Bei den Maßnahmen, die sich nicht auf die Durchgängigkeit beziehen, wurden Maßnahmen an der Uferstruktur mit 17 % mehr als doppelt so häufig genannt als andere. Werden die durchgeführten Maßnahmen nach Leistungsklassen aufgeschlüsselt, fällt auf, dass die Zahl der FAA an den Wasserkraftanlagen mit zunehmender Leistung prozentual größer wird, wogegen die Anzahl der Feinrechen relativ abnimmt. Auch wird die Zahl der Maßnahmen, die nicht im Zusammenhang mit der Durchgängigkeit stehen, bei zunehmender Leistung relativ geringer. Nach Abb. 4.7 wurde ein Großteil der in den Rückmeldungen angekreuzten ökologischen Maßnahmen durchgeführt, um dadurch eine erhöhte Vergütung nach EEG zu erhalten. Die Zahl dieser Maßnahmen überschreitet die durch die Bundesländer geförderten deutlich. Insbesondere der Bau von Fischaufstiegsanlagen an Wehr und WKA, aber auch die Abgabe eines Mindestabflusses und der Bau von Feinrechen konnte durch Fördermittel und EEG angeregt und unterstützt werden. Abb. 4.7 zeigt aber auch, dass an den gemeldeten Wasserkraftanlagen zahlreiche Maßnahmen durchgeführt wurden, ohne dass damit eine Förderung oder eine erhöhte Vergütung verbunden war. Dies gilt insbesondere für die Abgabe eines Mindestabflusses (Q min ) und den Bau von Rechenanlagen, die in vielen Bundesländern gesetzlich geregelt und in den Genehmigungen von (Ausleitungs-)Kraftwerken festgelegt sind. Da in den letzten Jahren überwiegend Rechenstababstände von 20 mm gefordert wurden, kann davon ausgegangen werden, dass sich die Mehrzahl der Rücksendungen auf diesen Stababstand beziehen. Die Maßnahmen, die nicht direkt die Durchgängigkeit betreffen (Stauraumbewirtschaftung etc.) wurden in mehr als 50 % der Fälle auch ohne Förderung oder erhöhte Vergütung durchgeführt. Mit dem EEG 2009 erhöhte sich die Anzahl der Maßnahmen in diesem Bereich um mehr als 30 %. 36

37 32 Rücksendungen bzw. 3,7 % bezogen sich auf eine oder mehrere der fünf im EEG 2009 genannten ökologischen Maßnahmen, die weder die Durchgängigkeit noch Q min betreffen. Nur in 10 Fällen führten diese Maßnahmen alleine zu einer erhöhten Vergütung nach EEG Durchgängigkeit Qmin Stauraumbew. Feststoffbew. Uferstruktur Flachwasserzonen Altarmanbindung Weitere Anzahl ökol. Maßnahmen Maßnahme ohne Höherverg. EEG, ohne Förderung zusätzl. Förderung (z.b. Landesmittel) erhöhte Vergütung EEG 2009 erhöhte Vergütung EEG 2004 Abb. 4.7: Förderung der ökologischen Maßnahmen an WKA-Standorten aus Rückmeldungen gemäß der sieben im EEG 2009 genannten Maßnahmen Zusammenfassend lässt sich festhalten, dass Der Maßnahmenschwerpunkt liegt auf der Herstellung der Durchgängigkeit und der Abgabe eines Mindestabflusses. In der Regel wurde eine Maßnahmenkombination gewählt, die zur Höhervergütung geführt hat. In nur etwa 1 % der Fälle führten Maßnahmen ohne Herstellung der Durchgängigkeit oder Abgabe eines Mindestabflusses zu einer Höhervergütung. Mehr als 50 % der Maßnahmen wurden durchgeführt ohne eine Höhervergütung nach EEG oder eine andere Förderung zu erhalten. Die ökologische Wirksamkeit der Maßnahmen kann durch die Erhebung nicht abgebildet werden. Zahlreiche Anlagenbetreiber meldeten sich nach Erhalt der Umfrageunterlagen telefonisch mit Verständnisfragen und Anfragen bzgl. der Fördermöglichkeiten. 37

38 Die meisten telefonischen Anfragen kamen von Betreibern kleiner (< 100 kw) und sehr kleiner Anlagen (< 50 kw), die teilweise nicht mit dem EEG vertraut waren und/oder konkret nach Maßnahmen suchten, die an ihrer WKA zu einer erhöhten Vergütung führen würden. Auf den Rückmeldungen wurden auf die Frage Was kann Ihrer Meinung nach verbessert werden? in ca. 55 % der Fälle Anmerkungen gemacht. Die meisten hiervon lassen sich folgenden Themen zuordnen: Unzureichende Höhe der Vergütung; durchgeführte Maßnahmen führten zu erheblichen finanziellen Verlusten bzw. die Amortisationszeiten sind zu lang. Daher werden sie teilweise trotz Einsicht in ihren Sinn und ihre Notwendigkeit, nicht durchgeführt. Klage über zu viel Bürokratie und mangelnde Kooperation der Behörden mit den Betreibern, aber auch der Behörden untereinander Bewertung der Ergebnisse Betrachtet man die langjährige Entwicklung der Inbetriebnahmen von Wasserkraftanlagen in Abb. 4.5 so werden jedes Jahr im Durchschnitt etwa 200 Anlagen neu in Betrieb genommen. Gleichzeitig gehen auch Anlagen vom Netz, so dass die Gesamtanlagenanzahl von 2007 bis 2009 um ca. 330 Anlagen auf Wasserkraftanlagen angestiegen ist. Jedoch werden bei diesen Angaben auch Direktvermarkter aufgeführt und einer Vielzahl von Anlagen konnten keine Bewegungsdaten zugeordnet werden. Im Jahr 2008 ist die Anzahl der Inbetriebnahmen zurückgegangen und im Jahr 2009 deutlich wieder angestiegen. Das kann eine Folge des EEG 2009 sein. Anlagenbetreiber könnten die Fertigstellung ihrer Anlage verzögert haben, um die höhere Vergütung des EEG 2009 zu erhalten. Die meisten neuen Anlagen wurden entsprechend der relativ großen Zahl der potenziellen Standorte in der Leistungsklasse bis 500 kw gebaut. Aus den vorliegenden Daten können auf den Neubau von größeren Anlagen keine Wirkungen des EEG 2009 abgeleitet werden. Von den 620 Anlagen, die nach EEG 2009 vergütet werden, wurden 542 Anlagen oder 87 % modernisiert. Diese gehören vorwiegend der Leistungsklasse bis 500 kw an. Die Auswertung der Datenerhebungsbögen zeigt, dass die Herstellung der biologischen Durchgängigkeit für die Verbesserung des ökologischen Zustands als weitaus häufigste Maßnahme gewählt wurde. An zweiter Stelle folgt die Abgabe von Mindestwasser. Eine Erhebung von ökologischen Maßnahmen aus einem Projekt des Umweltbundesamts führte zu dem gleichen Ergebnis (UBA 2011). Aus den vorliegenden Daten kann eine positive Wirkung des EEG 2009, insbesondere in Bezug auf die Modernisierung von Anlagen bis 500 kw abgeleitet werden. Bei den Modernisierungsmaßnahmen handelt es sich in der Mehrzahl um Maßnahmen zur Herstellung der biologischen Durchgängigkeit, so dass, vorausgesetzt die Maßnahmen entsprechen 38

39 dem Stand des Wissens, das Ziel einer wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustands an diesen Anlagen wahrscheinlich erreicht worden ist. Auch die Entwicklung der installierten Leistung und der Jahreserzeugung sind positiv zu bewerten. Die installierte Leistung hat von 2007 bis 2009 um 4 % auf MW zu genommen, die Jahreserzeugung lag 2009 bei GWh. 4.2 Stromgestehungskosten Grundlage für die Ermittlung der Stromgestehungskosten von Wasserkraftanlagen sind die Investitionen für die Energieerzeugungsanlage, für die Maßnahmen zu deren ökologischer Anpassung sowie die Betriebskosten. In der vorliegenden Untersuchung wurden diese Kosten durch eine Recherche ermittelt. Die Annuität ergab sich mit Ansatz typischer Kapitalverzinsungen und des Betrachtungszeitraums von 20 Jahren. Unter Berücksichtigung der Inflationsrate wurden die mittleren jährlichen Kosten für den Betrachtungszeitraum bestimmt und durch Bezug auf die jährliche Energieerzeugung die Stromgestehungskosten abgeleitet. Zusätzlich erfolgte eine Differenzierung nach Neubau und Modernisierung. Bei der Modernisierung wurde zwischen Anlagen größer und kleiner 5 MW unterschieden, da bei Anlagen kleiner 5 MW der gesamte Stromanteil und bei Anlagen größer 5 MW nur der Anteil der zusätzlichen Strommenge vergütet wird. Der Berechnung sind jeweils Daten exemplarischer Anlagen verschiedener Leistungsklassen zu Grunde gelegt. Die Stromgestehungskosten von Wasserkraftanlagen sind in sehr starkem Maße standortabhängig, weshalb eine Definition repräsentativer Modellfälle nicht möglich war Investitionen Die relevanten Kosten für Wasserkraftanlagen wurden bei Behörden, Planern, Herstellern und Betreibern recherchiert. Ermittelt wurden Gesamtkosten für den Neubau und Kosten für die Modernisierung einzelner Anlagenteile und Maßnahmen wie bauliche Veränderungen, Wehr(um)bau, ökologische Anpassung, Elektrotechnik/Maschinenbau und Zusatzkosten. Insgesamt konnten die Kostenangaben aus 59 Datenbögen ausgewertet werden. Hinzu kamen Daten aus aktuellen Projekten von Planern sowie Daten von neuen großen Wasserkraftwerken wie Albbruck-Dogern (ROST 2010) sowie Kostenangaben aus vorliegenden älteren Untersuchungen. In Tab. 4.9 sind die Kosten für die Modernisierung oder den Neubau von Wasserkraftanlagen nach Leistungsklassen sortiert dargestellt. Für die Leistungsklassen > 1 MW installierte Leistung lagen wegen der geringen Zahl von Projekten nur wenige Kostenangaben vor, so dass diese Werte keine statistisch gesicherten Aussagen liefern. Für die Leistungsklasse 0,5 bis 1 MW konnte keine Aussage getroffen werden. 39

40 Tab. 4.9: 100 kw > kw Spezifische Investitionen für Neubau und Modernisierung von Wasserkraftanlagen (die Angaben zur Leistung beziehen sich auf die installierte Leistung P Inst ) Gesamtkosten Modernisierung Gesamtkosten Neubau Anzahl WKA 27 3 Kostenspanne in /kw mittlere Kosten in /kw Anzahl WKA 21 5 Kostenspanne in /kw mittlere Kosten in /kw >0,5-1 MW > 1-5 MW > 5 MW Summe Anzahl WKA Kostenspanne in /kw mittlere Kosten in /kw Anzahl WKA 3 3 Kostenspanne in /kw mittlere Kosten in /kw Anzahl WKA 1 3 Kostenspanne in /kw mittlere Kosten in /kw Gesamtanzahl WKA Kostenspanne in /kw mittlere Kosten in /kw Aus Tab. 4.9 wird deutlich, dass die spezifischen Kosten mit zunehmender Anlagengröße abnehmen. Des weiteren ist die große Streuung der spezifischen Kosten, insbesondere bei den Anlagen P Inst 100 kw abzulesen. Abb. 4.8 und Abb. 4.9 zeigen die Bandbreite der Kostenangaben für die Modernisierung und den Neubau von Wasserkraftanlagen. Neben den Einzelwerten ist eine Trendlinie dargestellt. Die aus der Datenerhebung ermittelten spezifischen Investitionen stimmen gut mit anderen Angaben in der Literatur (z.b. BMU 2007, BÜRO AM FLUSS 2011) überein. 40

41 spez. Kosten in /kw installierte Leistung in kw Abb. 4.8: Spezifische Investitionen für den Neubau von Wasserkraftanlagen (ohne Kosten für Wehrbau) in Abhängigkeit von der installierten Leistung P Inst In den Kosten für den Neubau sind die Gesamtkosten für die Herstellung der Energieerzeugungsanlage ohne eventuelle Kosten für den Bau eines Wehres, aber inklusive der Kosten für ökologische Maßnahmen, Maschinentechnik etc. enthalten. Die spezifischen Investitionen für Anlagen mit einer installierten Leistung > 5 MW können aus den vorliegenden Angaben zu etwa /kw abgeschätzt werden. Für Anlagen < 20 MW liegen die Investitionen etwas höher, für größere Anlagen etwas niedriger. Sind Wehrumbauten oder sanierungen erforderlich, fallen zusätzliche Kosten in Höhe von ca. 500 /kw an. 41

42 spez. Investitionskosten Gesamtausbauleistung in kw Abb. 4.9: Spezifische Investitionen für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen in Abhängigkeit von der installierten Leistung P inst In den Kosten für die Modernisierung sind allgemeine Baukosten und Kosten für ökologische Maßnahmen enthalten. Kosten für Wehrumbauten oder Maschinentechnik sind nicht enthalten. Die Auswertung der Daten aus der Datenerhebung und der Studie Wasserkraft als erneuerbare Energie (UBA 2011) zeigt, dass der Bau von Fischaufstiegsanlagen die häufigste Maßnahme zur Verbesserung des ökologischen Zustands ist. Ein Vergleich der spezifischen Kosten für den Bau von Fischaufstiegsanlagen mit den hier ermittelten spezifischen Investitionen für die Modernisierung zeigt, dass diese nahezu gleich sind. Zur Herstellung der Durchgängigkeit ist neben dem Bau einer Fischaufstiegsanlage auch der Fischabstieg sicher zu stellen. Dafür sind Fischschutz- und -abstiegseinrichtungen vorzusehen. Die Kosten dieser Einrichtungen hängen vor allem von den Kosten für eine Wasserhaltung ab. Abb zeigt die spezifischen Kosten in Abhängigkeit von der installierten Leistung der Wasserkraftanlage. Die Kosten für die übrigen Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands sind im Vergleich zu den Kosten für die Herstellung der Durchgängigkeit gering. Ein weiterer relevanter Kostenfaktor ist die Revision von Turbinen und Generatoren, mit denen auch eine Leistungserhöhung erreicht werden kann. Die spezifischen Kosten liegen bei etwa /kw für eine 5 MW- Anlage und bei etwa /kw für eine 15 MW-Anlage. 42

43 spez. Kosten Schutz /kw Leistung in kw Abb. 4.10: Spezifische Investitionen für den Bau von Fischschutz- und -abstiegseinrichtungen an Wasserkraftanlagen in Abhängigkeit von der installierten Leistung P inst Betriebskosten Nach Angaben des Bundesverbands Erneuerbare Energien (BEE 1994) können für die laufenden Betriebs- und Instandhaltungsaufwendungen von Wasserkraftanlagen ohne Kapitalkosten 4 % der Investitionen angesetzt werden. Hinzu kommen nach BEE (1994) 1,5 2 % der Investitionssumme für das Unternehmerwagnis. Nach GIESECKE (2009) betragen die jährlichen Aufwendungen für Betrieb und Unterhaltung ohne Personalkosten bei Wasserkraftanlagen 3,5 bis 5 % der Investitionen. In diesem Ansatz sind die Kapitalkosten enthalten. Alternativ können nach Aussage des gleichen Verfassers die Betriebs- und Unterhaltungskosten ohne Personalaufwand zu % der jährlichen Erträge angesetzt werden. Die durchgeführte Recherche bei Betreibern von Anlagen mit einer installierten Leistung zwischen 1 MW und 7 MW ergab Betriebskosten in Höhe von ca. 4 % der Investitionssumme. Da die Anlagen bereits abgeschrieben sind, enthalten diese Angaben keine Kapitalkosten. Für die Berechnung der Stromgestehungskosten wurden differenzierte Werte für die Betriebskosten angesetzt. Die Einzelwerte befinden sich in Tab und Tab

44 4.2.3 Kapitalkosten und Abschreibung Durch Recherche bei verschiedenen Investoren (Privatinvestoren, EVU) und Banken wurden für die Berechnung der Kapitalkosten die Zinssätze sowie das typische Verhältnis von Fremd- zu Eigenkapital bei Wasserkraftanlagen ermittelt. Das Ergebnis ist in Tab dargestellt. Tab. 4.10: Zinstabelle für Wasserkraftanlagen Anteil in % Zinssatz in % Privatinvestor Fremdkapital Eigenkapital Gewerblicher Investor Fremdkapital Eigenkapital Privatpersonen investieren vor allem im Leistungsbereich bis 500 kw, während die gewerblichen Investoren eher bei größeren Anlagen tätig sind. Der Eigenkapitalanteil sinkt mit der Größe der Anlage, die angestrebte Eigenkapitalverzinsung nimmt zu. Daraus ergeben sich für die einzelnen Anlagengrößen die in Tab angegebenen Mischzinssätze. Bei Wasserkraftanlagen ist der Betrachtungszeitraum für Wirtschaftlichkeitsuntersuchungen (hier: 20 Jahre) bzw. die Abschreibungsdauer in der Regel wesentlich geringer als die tatsächliche technische Lebens- und Nutzungsdauer. Für die baulichen Anlagen eines Wasserkraftwerks, deren Anteil an den Investitionen ca. 70 % beträgt, wird in GIESECKE (2009) eine durchschnittliche Nutzungsdauer von ca. 60 Jahren angegeben. Die übrigen Investitionen entfallen auf die maschinelle und elektrische Ausrüstung, deren Lebensdauer ca. 30 Jahre beträgt Stromgestehungskosten bei Neubau von Laufwasserkraftanlagen Die Stromgestehungskosten wurden für exemplarische Anlagen verschiedener Leistungsklassen auf Grundlage typischer Kosten und betriebswirtschaftlicher Hauptparameter ermittelt. Dabei wurden folgende jährliche Kosten berechnet bzw. angesetzt: Annuität für typische Kapitalverzinsungen und Lebensdauern Betriebskosten für Instandhaltung, Versicherungen, Verwaltung, Pacht und Unvorhergesehenes Peronalkosten. Die jährlichen Kosten wurden auf die typischen Investitionen pro kw installierte Leistung entsprechend Abb. 4.8 bezogen und in Tab mit allen zugrunde gelegten Ansätzen zusammengefasst. 44

45 Die Volllaststunden wurden so gewählt, dass die typischen Jahreserzeugungen der verschiedenen Leistungsklassen widergespiegelt werden. Der Ansatz der Volllaststunden entspricht den Angaben in Tab Tab. 4.11: Hauptparameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten für Klassen der installierten Leistung P Inst Installierte Leistung P Inst 100 kw 500 kw 1 MW 2 MW 5 MW 20 MW 50 MW Kalkulat. Betrachtungszeitraum a Lebensdauer baulicher Anteil (70%) Lebensdauer masch. und elektr. Ausrüstung (30%) a a Mischzinssatz nominal % 5,7 6,0 7,0 7,25 7,2 7,2 7,2 Inflationsrate % 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 Betriebskosten (prozentualer Anteil zur Investition) Instandhaltungskosten Neubau % 1,8 1,7 1,5 1,3 1,1 0,8 0,5 Instandhaltungskosten Altbau % 2,4 2,2 2,1 2,1 2,0 1,8 1,6 Versicherungen % 0,20 0,18 0,12 0,10 0,08 0,06 0,04 Verwaltung % 0,10 0,10 0,10 0,12 0,12 0,12 0,12 Miete bzw. Pacht % 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 Unvorhergesehenes % 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,30 0,3 Personalkosten Anzahl Mitarbeiter (MA) MA 0,10 0,25 0,60 1,20 2,50 5,00 8,00 spezifischer Personalaufwand T /MA jährlicher Personalaufwand T /a Volllaststunden pro Jahr h/a Invest Neubau (aus Abb. 4.8) /kw Unter den in Tab genannten Hauptparametern ergeben sich die Stromgestehungskosten für neu errichtete Wasserkraftanlagen an bestehenden Stauanlagen (d.h. in der Regel ohne Wehrneubau). Je nach Abflussverhalten des Gewässers und Ausbaugrad der Anlage ergeben sich unterschiedliche Volllaststunden. Durch Berücksichtigung dieser 45

46 unterschiedlichen Volllaststunden im Anlagenbetrieb ergibt sich die in Tab dargestellte Bandbreite der Stromgestehungskosten. Die Vergütung wird mit Hilfe einer fiktiven Bemessungs-Leistung P EEG, die zur Klassifizierung der Vergütungszahlung innerhalb des EEG genutzt wird, ermittelt. Sie wird berechnet als Quotient aus der jeweiligen Jahresarbeit (Leistung * Volllaststunden) und h P EEG = E a / h/a. Der durchschnittliche Vergütungssatz wurde ebenfalls unter Berücksichtigung unterschiedlicher Volllaststunden gemäß Tab ermittelt und zeigt daher eine Bandbreite. Tab. 4.12: Stromgestehungskosten für den Neubau von Wasserkraftanlagen Installierte Leistung P Inst Stromgestehungskosten ct/kwh Durchschnittliche EEG-Vergütung* ct/kwh 100 kw 21,36 27,46 12, kw 12,34 15,43 12,67 1 MW 11,27 14,09 12,17 12,67 2 MW 9,00 11,10 10,31 10,70 5 MW 6,75 8,25 8,93 9,21 bzw. 6,29 6,32 20 MW 5,37 6,45 6,03 6,12 50 MW 5,06 6,20 5,20 5,40 * Bei Inbetriebnahme in 2012 Bei den angegebenen Stromgestehungskosten ist zu beachten, dass die Anlagen nach der Betrachtungszeit von 20 Jahren noch einen Restwert haben. Der Barwert des Restwerts, also der auf heute bezogene Restwert, liegt bei den betrachteten Anlagen zwischen 13 % und 19 % der Investitionen Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Laufwasserkraftanlagen bis 5 MW Die Investitionen für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen wurden bestimmt aus der Datenerhebung von Maßnahmen, die im Jahr 2009 durchgeführt wurden (siehe Abb. 4.9). Mit Hilfe der in Tab aufgeführten Hauptparameter konnten daraus die spezifischen Maßnahmenkosten bezogen auf die installierte Leistung der Wasserkraftanlage abgeleitet werden. Folgende Hauptparameter sind gegenüber dem Neubau verändert: Die mittlere Lebensdauer wurde zur Berücksichtigung des hohen Anteils baulicher Maßnahmen zu 40 Jahren gewählt. 46

47 Aus dem gleichen Grund gehen die Betriebs- und Instandhaltungskosten für Modernisierungsmaßnahmen mit 1,5 bis 2,5 % ein. Tab. 4.13: Hauptparameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis 5 MW Installierte Leistung P Inst 100 kw 500 kw 1 MW 2 MW 5 MW Kalkulat. Betrachtungszeitraum a Lebensdauer (Durchschnitt) a Mischzinssatz nominal % 5,7 6,0 7,0 7,25 7,2 Inflationsrate % 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 Betriebs- und Instandhaltungskosten (prozentualer Anteil zur Investition) % 1,5-2,5 1,5-2,5 1,5-2,5 1,5-2,5 1,5-2,5 Volllaststunden pro Jahr h/a Investition für Modernisierung nach Abb. 4.9 /kw Mit Hilfe der spezifischen Investitionen und der in Tab dargestellten Hauptparameter wurden spezifische Maßnahmekosten ermittelt (Tab. 4.14). Von 6501 EEG-Anlagen haben im Jahr 2009 ca Anlagen eine Vergütung nach dem EEG 2000 erhalten. Gerade diese Anlagen kommen für Modernisierungsmaßnahmen in Frage. Vor diesem Hintergrund wird auch im Rahmen der Berechnung der Stromgestehungskosten für modernisierte Anlagen bis 5 MW die Grundannahme getroffen, dass die Anlagenbetreiber vor der Modernisierung eine Vergütung nach dem EEG 2000 erhalten. Daher werden die Kosten der Modernisierungsmaßnahmen je erzeugter Kilowattstunde ermittelt und der durchschnittlichen Mehrvergütung gegenübergestellt, die sich aus dem EEG 2009 verglichen mit der zuvor für den Strom aus der jeweiligen Altanlage erhaltenen Vergütung gemäß EEG 2000 ergibt. 47

48 Tab. 4.14: Installierte Leistung P Inst Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis einschließlich 5 MW bezogen auf die Stromerzeugung für Klassen der Installierten Leistung P Inst Spez. Maßnahmekosten ct/kwh Durchschnittliche Mehrvergütung ct/kwh 100 kw 3,94 5,73 4, kw 2,06 2,57 4,00 1 MW 1,59 2,23 3,75 4,00 2 MW 1,15 1,58 2,83 3,02 5 MW 0,83 1,13 2,32 2, Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Laufwasserkraftanlagen ab 5 MW Während Strom aus Wasserkraftanlagen bis einschließlich einer Leistung von 5 MW grundsätzlich und in Gänze nach EEG vergütet werden kann, besteht ein Vergütungsanspruch nach EEG für Anlagen größer 5 MW erst seit dem Inkrafttreten des EEG 2004 am Eine bestehende Altanlage größer 5 MW, die vor dem in genommen wurde und nach dem nicht modernisiert wurde, erhält damit keine Vergütung nach EEG. Vergütet wird bei Anlagen über 5 MW nur die Stromerzeugung, die zusätzlich an einem Standort gewonnen wird. Damit hat der Neubau z. B. einer 10 MW-Anlage an einem noch ungenutzten Standort für die gesamte Strommenge Anspruch auf EEG-Vergütung. Eine Anlage, deren Leistung durch Modernisierung z. B. von 8 MW auf 10 MW gesteigert wird, hat dagegen nur für den zusätzlichen Stromanteil (2 MW) Anspruch auf Vergütung. Stark vereinfacht bedeutet dies, dass im vorgenannten Beispiel lediglich etwa 20 % des erzeugten Stroms aus der modernisierten 10 MW-Anlage über das EEG vergütet werden. Der Rest des Stroms ist weiterhin anderweitig zu vermarkten. 48

49 Tab. 4.15: Hauptparameter für die Berechnung der Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen größer als 5 MW (Basisjahr 2012) Höhe der Erweiterung der installierten Leistung 100 kw 500 kw 1 MW 2 MW Kalkulat. Betrachtungszeitraum a Lebensdauer (Durchschnitt) a Mischzinssatz nominal % 7,2 7,2 7,2 7,2 Inflationsrate % 2,0 2,0 2,0 2,0 Betriebs- und Instandhaltungskosten (prozentualer Anteil zur Investition) % 1,5-2,5 1,5-2,5 1,5-2,5 1,5-2,5 Volllaststunden pro Jahr h/a Investition für Modernisierung /kw , Dargestellt sind nur die Kosten von Maßnahmen für eine Erhöhung der Leistung der Anlage, obwohl auch hier der Vergütungsanspruch an die wesentliche ökologische Verbesserung der Anlage gebunden ist und deshalb auch Kosten für Maßnahmen zur ökologischen Optimierung anfallen. Diese hier nicht berücksichtigten Kosten können erheblich sein und sind insbesondere in Bezug auf einen geeigneten Fischschutz noch nicht absehbar, da hier kein Stand der Technik vorliegt. Zudem streuen Anlagengröße, Zubaupotenzial, Anlagenalter und Kosten für notwendige ökologische Maßnahmen sehr stark. Daher musste darauf verzichtet werden, die Kosten für ökologische Maßnahmen in die Berechnung der Stromgestehungskosten einzubeziehen. Die Kosten für ökologische Maßnahmen sind auch deshalb hier nicht einbezogen, weil sie sich nicht allein über den Vergütungsanreiz der hinzugewonnen Strommenge refinanzieren müssen, sondern über eine gesamtwirtschaftliche Betrachtung der Anlage. Die Vergütung nach EEG kann für diese Anlagen trotzdem als Anreiz für die Modernisierung und Erweiterung der Anlagen wirken, da sie zumindest für einen Teil der Investitionen fest kalkulierbare Einnahmen garantiert. 49

50 Tab. 4.16: Höhe der Leistungssteigerung Stromgestehungskosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen ab 5 MW bezogen auf die zusätzliche Stromerzeugung gestaffelt nach der erzielten Leistungssteigerung Spez. Maßnahmekosten ct/kwh Durchschnittliche Mehrvergütung * ct/kwh 100 kw 12,67 16,95 7, kw 10,14 13,56 7,08 1 MW 8,45 11,30 6,83 6,96 2 MW 8,45 11,30 6,48 6,55 * Bei Inbetriebnahme in Kostenentwicklung bei Wasserkraftanlagen Die Wasserkraft ist eine Jahrhunderte alte Technologie, deren Entwicklungsstand auf einem hohen Niveau ist. Mit wesentlichen Preissenkungen durch Lerneffekte ist daher nicht zu rechnen. Insbesondere bei Modernisierungen handelt es sich um individuelle Lösungen, so dass kaum standardisierte und somit preisgünstigere Komponenten eingesetzt werden können. Durch erhöhte Anforderungen an ökologische Anpassungsmaßnahmen und durch steigende Rohstoffkosten ist eher eine Steigerung der Investitionen zu erwarten. Die steigenden Kosten lassen sich auf der Basis der Erzeugerpreisindices nachvollziehen. Der Baupreisindex bei den Nichtwohngebäuden erhöhte sich im August 2010 gegenüber August 2009 um 1,3 %. Der Erzeugerpreisindex für Turbinen stieg im gleichen Zeitraum um 0,7 % (STATISTISCHES BUNDESAMT 2010). Aufgrund der Wirtschaftskrise sind die Preissteigerungen im betrachteten Zeitraum im Vergleich zu langjährigen Betrachtungen eher niedrig. 4.3 Vergütungsstruktur, Bewertung Derzeitige Regelungen im EEG 2009 Bei der Vergütung von Wasserkraftstrom wird unterschieden zwischen Anlagen bis 5 MW und Anlagen größer als 5 MW. Historisch gesehen geht diese Trennung auf das Stromeinspeisegesetz als Vorläufer des EEG zurück, wenngleich die klassische Trennung zwischen der so genannten großen und kleinen Wasserkraft in Deutschland eigentlich bei P Inst = 1 MW liegt. Ebenso wird differenziert zwischen Anlagen, die neu gebaut wurden, und solchen, die modernisiert wurden. Dabei wird bei modernisierten Anlagen größer als 5 MW nur die Stromerzeugung aus der zusätzlich installierten Leistung vergütet. Mit dem Ziel der Vereinheitlichung und Vereinfachung wurde im EEG 2009 die Vergütungsdauer für die Stromerzeugung aus Wasserkraft bis 5 MW von zuvor 30 Jahren auf 20 Jahre reduziert. Im Gegenzug wurden die Vergütungssätze angehoben. Zusätzlich wurde für Strom aus neuen Wasserkraftanlagen eine neue 50

51 Leistungsklasse von 0,5 MW bis 2 MW eingeführt, um die Spreizung der Stromgestehungskosten zwischen Anlagen im unteren und oberen Leistungsbereich besser abbilden zu können. Im Leistungssegment über 5 MW wurden u. a. die Vorgabe einer im Modernisierungsfall mindestens zu erreichenden Leistungserhöhung sowie die obere Leistungsgrenze von 150 MW aufgehoben. Dagegen wurde der Vergütungszeitraum von 15 Jahren hier beibehalten und insoweit auf eine Vereinheitlichung verzichtet. Auch bei der Degression wird weiterhin differenziert: Anlagen bis 5 MW unterliegen keiner Degression, für Anlagen über 5 MW beträgt die Degression 1 % pro Jahr. Die ökologischen Anforderungen für Wasserkraftanlagen wurden mit dem neuen EEG erweitert und konkretisiert; sie sind für alle Leistungsklassen bindend. Als Nachweis für den guten ökologischen Zustand wurde neben der wasserrechtlichen Zulassung die Möglichkeit der Bescheinigung durch einen Umweltgutachter oder durch die zuständige Wasserbehörde neu aufgenommen. Die Erzeugung aus Speicherkraftwerken ist nach 23 (5) 1 EEG von der Vergütung ausgenommen. Dabei ist die Unterscheidung zwischen Laufund Speicherwasserkraftwerke in der Praxis nicht immer eindeutig darstellbar. Beide Wasserkraftwerkstypen werden ausschließlich durch natürlichen Zufluss gespeist. Die Stromerzeugung in einem Laufwasserkraftwerk zeichnet in etwa den Tagesgang des abfließenden Wassers nach. Speicherkraftwerke können Abflussspitzen nivellieren oder bedarfsgerecht Strom einspeisen. Tab zeigt die heutigen Vergütungssätze für Strom aus Wasserkraftanlagen. 51

52 Tab. 4.17: Vergütungssätze nach EEG 2009 Neuanlagen bis einschließlich P Inst = 5 MW Vergütungsdauer bis einschließlich 500 kw 12,67 ct/kwh 20 Jahre bis einschließlich 2 MW bis einschließlich 5 MW 8,65 ct/kwh 7,65 ct/kwh Modernisierte Anlagen bis einschließlich P Inst = 5 MW bis einschließlich 500 kw 11,67 ct/kwh 20 Jahre bis einschließlich 5 MW 8,65 ct/kwh Neuanlagen P Inst > 5 MW bis einschließlich 500 kw 7,29 ct/kwh 15 Jahre bis einschließlich 10 MW 6,32 ct/kwh Degression 1 % p.a. bis einschließlich 20 MW bis einschließlich 50 MW ab 50 MW 5,80 ct/kwh 4,34 ct/kwh 3,50 ct/kwh Modernisierte Anlagen P Inst > 5 MW (für die zus. Stromerzeugung) bis einschließlich 500 kw 7,29 ct/kwh 20 Jahre bis einschließlich 10 MW 6,32 ct/kwh Degression 1 % p.a. bis einschließlich 20 MW bis einschließlich 50 MW ab 50 MW 5,80 ct/kwh 4,34 ct/kwh 3,50 ct/kwh Vergütungshöhe bei Neubau Für eine Bewertung der Vergütungshöhe für Wasserkraftanlagen sind die Stromgestehungskosten maßgeblich. Diese wurden in Kap dieses Berichts analysiert und berechnet. Abb zeigt die Spanne der ermittelten Stromgestehungskosten sowie die heutige Vergütung für Wasserkraftanlagen unterschiedlicher Leistung P Inst. Berücksichtigt ist die Degression der Vergütungssätze bei einer Inbetriebnahme im Jahr

53 28 nominale Stromgestehungskosten [ct/kwh] ,41 13,89 12,68 12,67 12,67 12,56 unterer Grenzfall Mittelwert oberer Grenzfall EEG-Vergütung 2012 EEG- Vergütung 10,05 bis 10,48 einschl. 5 MW 9,06 7,50 6,72 5,91 6,30 6,22 6,07 EEG- Vergütung ab 5 MW 5,68 5,29 0 Abb. 4.11: 100 kw 500 kw 1 MW 2 MW 5 MW 10 MW 20 MW 50 MW Vergleich von Stromgestehungskosten und Vergütung beim Neubau von Wasserkraftanlagen bezogen auf die Leistung P Inst Leistungsbereich P Inst 500 kw Im Leistungsbereich < 500 kw werden beim Neubau von Anlagen in der Regel Stromgestehungskosten erreicht, die über den EEG-Vergütungssätzen liegen. Für sehr kleine Anlagen (< kw) ist die EEG- Vergütung bei weitem nicht auskömmlich. In der Praxis werden dennoch in diesem Leistungsbereich neue Anlagen errichtet. Bei den Betreiberinnen und Betreibern handelt es sich typischer Weise um engagierte Unternehmer oder Privatpersonen oder lokale Energieversorgungsunternehmen, die auch folgende Kriterien bei der Wirtschaftlichkeitsberechnung berücksichtigen: Längere Nutzungsdauer Geringere Kapitalzinsen Fördergelder Reduzierung der Betriebskosten durch Eigenarbeit Steuerliche Abschreibungsmöglichkeiten Krisensichere Kapitalanlage Ideelle Werte. Leistungsbereich 500 kw < P Inst 1 MW Unter günstigen Bedingungen werden die Investitionen in diesem Leistungsbereich beim Neubau von Anlagen durch die Vergütung nach EEG gedeckt. Bei Anlagen dieser Leistungsklasse ist die Grenze der Wirtschaftlichkeit stark abhängig von den Randbedingungen, insbesondere von den Zinssätzen, den baulichen Gegebenheiten und dem 53

54 Betrachtungszeitraum. Wird ein längerer Betrachtungszeitraum als 20 Jahre gewählt (was der Lebensdauer der Anlage entspräche), so sinken die spezifischen Gestehungskosten unter den Vergütungssatz. In diesem Leistungsbereich werden Investitionen getätigt, sofern die Voraussetzungen sowohl baulich als auch finanziell günstig sind. Leistungsbereich 1 MW < PInst 5 MW Besonders im Leistungsbereich zwischen 2 und 5 MW können die Stromgestehungskosten von neuen Anlagen niedriger sein als die Vergütung nach EEG. Die Vergütungssätze liegen hier um bis zu 3,5 ct/kwh höher als die Stromgestehungskosten. Trotzdem wiesen in 2009 nur drei von insgesamt 78 Neuanlagen eine Leistung zwischen 1 und 5 MW auf. Die Zahl der ausbaufähigen Standorte in diesem Leistungsbereich ist zwar begrenzt. Aber lange Planungs- und Genehmigungszeiten können eine Ursache dafür sein, dass im ersten Jahr des EEG 2009 nur wenig Neubauten realisiert werden konnten. Leistungsbereich PInst > 5 MW Zwischen diesem und dem vorherigen Leistungsbereich gibt es einen relativ starken Abfall in der Vergütungshöhe. Das zeigt sich besonders deutlich im Bereich um 5 MW. Die Vergütungssätze nach EEG sind zwischen 5 und 15 MW nur unter günstigen Bedingungen ausreichend. Abb veranschaulicht exemplarisch für fiktive Musteranlagen mit steigender installierter Leistung den deutlichen Sprung der Vergütung bei 5 MW. Das führte dazu, dass mit der Einführung dieser Regelung im EEG 2004 einige bestehende Anlagen dauerhaft gedrosselt oder neue Standorte energetisch nur suboptimal ausgebaut wurden. Bei Anlagen von etwa 20 MW und mehr liegt der Vergütungssatz etwa innerhalb der Bandbreite der Stromgestehungskosten. 54

55 16 nominale Stromgestehungskosten [ct/kwh] ,00 9,41 9,21 7,77 7,50 9,06 7,29 7,13 6,29 Stromgestehungskosten EEG-Vergütung ,10 6,72 6,27 6,26 6, MW 4,5 MW 5 MW 5,5 MW 6 MW 7 MW 10 MW Abb. 4.12: Vergleich der Stromgestehungskosten und der Vergütung bei Anlagen mit einer Leistung 4 MW < P Inst < 10 MW Teilweise wird der erzeugte Strom aus Wasserkraftanlagen dieses Leistungsbereichs direkt vermarktet. Die Wirtschaftlichkeit ist dann nicht abhängig vom EEG. Dies trifft in der Regel auf alle Wasserkraftanlagen >> 5 MW zu. Die garantierte Vergütung nach EEG liefert aber nach Aussage der Betreiber einen wichtigen Anreiz für die Investitionsentscheidung durch die damit verbundene Absicherung im Sinn garantierter Mindesteinnahmen Vergütungshöhe bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis 5 MW In Abb sind die spezifischen Maßnahmekosten für die Modernisierung von Wasserkraftanlagen und die Mehrvergütung im Vergleich zum EEG 2000 dargestellt. Grundlage waren die aus der Datenerhebung ermittelten mittleren Investitionen im Jahr Die Darstellung beinhaltet demnach tatsächlich durchgeführte Maßnahmen. Es zeigt sich, dass die Mehrvergütung für Maßnahmen im Leistungsbereich < 100 kw in der Regel nicht ausreichend war, um die Kosten zu decken. In den höheren Leistungsbereichen war die Vergütung im Durchschnitt für die durchgeführten Maßnahmen ausreichend bzw. höher als die Kosten. 55

56 nominale spezifische Maßnahmenkosten bei Modernisierung bezogen auf die Stromerzeugung [ct/kwh] unterer Grenzfall 9,68 Mittelwert oberer Grenzfall durchschnittliche Mehrvergütung bei Modernisierung 4,84 4,00 4,00 4,00 3,88 2,32 2,92 1,91 1,37 2,35 0,98 20 kw 100 kw 500 kw 1 MW 2 MW 5 MW Abb. 4.13: Vergleich von spezifischen Maßnahmekosten und der Vergütung als Differenz zum Tarif nach EEG 2000 bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis einschl. 5 MW bezogen auf die Leistung P Inst Die ermittelten Maßnahmen bestanden häufig im Bau von Fischaufstiegsanlagen. Die Maßnahmekosten wurden für in der Vergangenheit durchgeführte Investitionen ermittelt. Eine Analyse der Qualität der Maßnahmen, insbesondere in Hinblick auf die Forderungen des WHG (2010), zeigt jedoch, dass hier eine deutliche Anhebung der ökologischen Effektivität erforderlich ist (BMU 2011). Weiterhin werden die Anforderungen in WHG zu erhöhten Maßnahmekosten führen. Zudem sollten zur Sicherung des heutigen Kraftwerksbestands Maßnahmen zur technischen Modernisierung stärker berücksichtigt werden. Auch diese Maßnahmen werden zu erhöhten Kosten führen. In Abb sind perspektivische Maßnahmekosten dargestellt. Sie enthalten neben den in Abb dargestellten Kosten für Modernisierungsmaßnahmen beispielhaft zusätzliche Kosten für Fischschutz- und abstiegsmaßnahmen (vgl. Abb. 4.10). Kosten für eine technische Modernisierung sind nicht enthalten. 56

57 nominale spezifische Maßnahmenkosten bei Modernisierung bezogen auf die Stromerzeugung [ct/kwh] unterer Grenzfall 9,68 Mittelwert oberer Grenzfall durchschnittliche Mehrvergütung bei Modernisierung 5,50 4,30 4,00 4,00 3,88 3,19 2,92 2,40 2, kw 500 kw 1 MW 2 MW 5 MW Abb. 4.14: Vergleich von perspektivischen Maßnahmekosten und der Vergütung als Differenz zum Tarif nach EEG 2000 bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen bis einschl. 5 MW bezogen auf die Leistung P Inst Vergütungshöhe bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen ab 5 MW Die vorliegende Darstellung (Abb. 4.15) zeigt die spezifischen Kosten für eine Leistungssteigerung großer Anlagen um 1-3 Prozent. Hier liegen auch die wesentlichen Zubaupotenziale bei großen Anlagen. Bei einer 50 MW-Anlage bedeutet z. B. eine Leistungssteigerung um 2 % eine zusätzliche Leistung von 1 MW. Wie die Ergebnisse in Abb zeigen, liegen die Kosten allein für technische Maßnahmen deutlich über den Vergütungssätzen. Berücksichtigt ist die Degression der Vergütungssätze bei einer Inbetriebnahme im Jahr Eine Leistungssteigerung über diese Größenordnung hinaus erfordert in der Regel weitaus umfassendere Maßnahmen. So können größere Zuwächse in der installierten Leistung in der Regel nur über neue Turbinen, neue Generatoren und umfassende wasserbauliche Maßnahmen erschlossen werden. Die Stromgestehungskosten für größere Erweiterungsmaßnahmen und für den Neubau nähern sich entsprechend an. 57

58 18 unterer Grenzfall nominale spezifische Maßnahmenkosten bei Modernisierung bezogen auf die Stromerzeugung [ct/kwh] ,81 11,85 Mittelwert oberer Grenzfall EEG-Vergütung für die zus. Stromerzeugung ,08 7,08 6,89 9,88 9,88 6, kw 500 kw 1 MW 2 MW Höhe der Leistungssteigerung nach der Modernisierungsmaßnahme Abb. 4.15: Vergleich von spezifischen Maßnahmekosten und der Vergütung bei der Modernisierung von Wasserkraftanlagen ab 5 MW bezogen auf die zusätzliche Leistungssteigerung gestaffelt nach der jeweils durch die Maßnahme erzielten Leistungssteigerung Vergütungsdauer Die Vergütungsdauer beträgt für den Neubau und die Modernisierung von Wasserkraftanlagen mit einer Leistung bis einschließlich 5 MW 20 Jahre. Für Anlagen > 5 MW wird die Vergütung beim Neubau für 15 Jahre, bei Modernisierungsmaßnahmen für 20 Jahre gezahlt. Im Leistungsbereich bis ca. 1 MW sind meist Privatpersonen und kleinere Unternehmen tätig, deren wirtschaftliche Kalkulationen i. d. R. langfristiger angelegt sind. Die Auswertungen zeigen, dass auch bei einer Vergütungsdauer von 20 Jahren, die deutlich unter der Lebensdauer einer Wasserkraftanlage liegt, Investitionen in diesem Bereich getätigt werden. Große Wasserkraftanlagen werden dagegen von Energieversorgungsunternehmen gebaut. Deren Investitionsentscheidungen basieren auf einer betriebswirtschaftlichen Betrachtung der ersten 10 bis 15 Betriebsjahre. Nach Angaben von einigen Vertretern der Energieversorgungsunternehmen (BDEW) hat die Vergütungsdauer von 15 Jahren bei der Neuerrichtung von Wasserkraftanlagen > 5 MW keinen Einfluss auf den Ausbau der Wasserkraft. 58

59 4.3.6 Empfehlungen zu den Vergütungssätzen Grundsätzlich wird empfohlen, die Vergütungshöhe an den Stromgestehungskosten zu orientieren. Weiterhin sollten Überlegungen hinsichtlich der absoluten Höhe der Vergütung im Sinn einer gesamtwirtschaftlichen Angemessenheit sowie hinsichtlich der gewässerökologischen Verträglichkeit der Wasserkraft und dem damit verbundenen Aufwand berücksichtigt werden. Die Wasserkraft ist eine vergleichsweise kostengünstige erneuerbare Energie. Die noch nicht erschlossenen Potenziale sollten möglichst genutzt werden. Die Berechnung der Stromgestehungskosten zeigt, dass in einigen Kategorien Anpassungen der Vergütungshöhe erforderlich sind. Gerechtfertigt ist diese Anpassung gerade dort, wo die größten zusätzlichen Potenziale der Wasserkraft liegen, also bei der Leistungssteigerung an großen Wasserkraftanlagen. Die Mehrheit der großen Wasserkraftanlagen weist dabei ein Zubaupotenzial an installierter Leistung im Bereich weniger Prozentpunkte auf, also von 100 kw bis 2 MW. Bislang hat das EEG für die hierfür notwendigen Investitionen zu geringe Anreize gesetzt. Auch sind mit der Umsetzung der Vorgaben der Europäischen Wasserrahmenrichtlinie erhöhte ökologische Anforderungen zu beachten, die zu weiteren Kosten führen werden. Für Anlagen < 500 kw wird empfohlen, dass der Gesetzgeber grundsätzlich prüft, ob ein höherer Vergütungssatz als 12,67 ct/kwh im Kontext der Vergütungssätze aller erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen angemessen ist. Falls dies nicht der Fall ist, sollte der heutige Vergütungssatz beibehalten werden. Mit drei verschiedenen Gruppen (modernisierte Anlagen unter 5 MW Neuanlagen unter 5 MW Anlagen über 5 MW) weist die derzeitige Vergütungssystematik im EEG 2009 ein hohes Maß an Komplexität auf. Hier soll eine Vereinfachung angestrebt werden, die insbesondere das Vergütungsniveau der Anlagen unter und über 5 MW vereinheitlicht, da die an dieser Schwelle derzeit bestehende Ungleichbehandlung nicht durch entsprechend unterschiedliche Stromgestehungskosten zu begründen ist. Deutlich wird dieser Unterschied bei Gegenüberstellung der durchschnittlichen Vergütung einer Neuanlage mit einer installierten Leistung von knapp unter 5 MW und einer Neuanlage knapp über 5 MW. So würde beispielsweise eine Neuanlage mit 4,9 MW mit durchschnittlich etwa 9,06 ct/kwh vergütet, während eine 5,1 MW Anlage lediglich eine Vergütung von etwa 6,29 ct/kwh für den erzeugten Strom erhalten würde (vgl. Abb. 4.12). Das ist ein ungewünschter Anreiz, am jeweiligen Standort nicht das volle zur Verfügung stehende Potenzial zu nutzen. Daher sollen künftig alle Vergütungsgruppen zusammengeführt und einheitlich behandelt werden. Dies bedeutet eine kontinuierliche Reduzierung der Vergütungshöhe entsprechend dem kontinuierlichen Absinken der Stromgestehungskosten bei steigender installierter Leistung. 59

60 Tab gibt einen Überblick über die vorgeschlagenen neuen Vergütungssätze. Tab. 4.18: Vorschlag für die Vergütungssätze für den Neubau und die Modernisierung von Wasserkraftanlagen im Vergleich zum EEG 2009 Vergütungshöhen in ct/kwh EEG 2009 Empfehlung 2012 Leistungsanteil bis einschl. 5 MW ab 5 MW bis einschl. 5 MW ab 5 MW P Inst bis einschl. Neubau Modernisierung Neubau, Erweiterung (inkl. Degression bei Inbetriebnahme 2012) Neubau, Modernisierung Neubau, Erweiterung 500 kw 12,67 11,67 7,29 (7,08) 12,7 12,7 2 MW 8,65 8,3 8,3 5 MW 7,65 8,65 6,32 (6,14) 6,3 6,3 10 MW 5,5 20 MW 5,80 (5,62) 5,3 50 MW 4,34 (4,22) 4,2 ab 50 MW 3,50 (3,41) 3, Empfehlungen zu den Vergütungssätzen bei Meeresenergieanlagen Entsprechende Empfehlungen befinden sich in Kap Empfehlungen zur Vergütungsdauer Die Stromgestehungskosten beim Neubau von Wasserkraftanlagen und die Mehrvergütungen bei Modernisierungen wurden für einen Betrachtungszeitraum von 20 Jahren bestimmt. Die vorgeschlagenen Vergütungssätze für den Neubau von Wasserkraftanlagen liegen bei diesem Betrachtungszeitraum innerhalb der Bandbreite der Gestehungskosten. Aus den dargelegten Überlegungen soll die Vergütungsdauer einheitlich für alle Leistungsklassen auf 20 Jahre festgelegt werden. Da zukünftig auch im Bereich der größeren Anlagen über 5 MW keine signifikanten Kostensenkungen möglich sind (siehe auch Kap ), kann die Degression keinen Innovationsanreiz setzen. Im Gegenteil sind hierdurch nicht zuletzt durch die langen Planungszeiträume und aufgrund der Durchsetzung von Anforderungen des Gewässer- und Fischschutzes eher negative Effekte zu erwarten, d. h. weitere Anlagen werden aufgrund der degressiv sinkenden Vergütung zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme nicht mehr wirtschaftlich betrieben werden können und daher nicht gebaut. Um die größtmögliche Nutzung der Wasserkraft zu ermöglichen, soll daher 60

61 die Degression auch für die Leistungsklasse ab 5 MW aufgehoben werden Auswirkungen der Empfehlung Die nachfolgende Tabelle zeigt, wie sich die durchschnittlichen Vergütungen gemäß der vorgenannten empfohlenen neuen Vergütungssätze gegenüber den Vergütungssätzen auswirken, die nach dem EEG 2009 für 2012 gelten würden. Tab. 4.19: Durchschnittliche Vergütungssätze für die Stromerzeugung aus Wasserkraftanlagen nach EEG 2009 im Vergleich zum Vorschlag zu den neuen Vergütungssätzen Durchschnittliche Vergütungssätze in ct/kwh für die Stromerzeugung aus Laufwasserkraftanlagen Mit Blick auf die Vergleichbarkeit ist jeweils Inbetriebnahme in 2012 unterstellt. EEG 2009 Vergütungsdauer: - für Anlagen 5 MW: 20 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr - für Anlagen > 5 MW: 15 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr Empfehlung 2012 Vergütungsdauer: für alle Anlagengrößen: 20 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr Anlagenleistung (Volllaststunden [h/a]) bis einschl. 5 MW ab 5 MW bis einschl. 5 MW ab 5 MW Neubau Modernisierung Neubau, Erweiterung Neubau, Modernisierung Neubau, Erweiterung 500 kw (4.500) 12,67 11,67 7,08 12,70 12,70 2 MW (4.800) 10,48 10,03 6,57 10,31 10,31 5 MW (5.000) 9,06 9,18 6,30 8,47 8,47 20 MW (5.500) 6,07 6,27 50 MW (5.500) 5,29 5,29 Diese neue Struktur hat folgende Auswirkungen: Für Neuanlagen bis 5 MW bleiben die Vergütungssätze für den Leistungsanteil bis 500 kw und bis 2 MW annähernd gleich. Für den Leistungsanteil zwischen 2 und 5 MW kommt es zu einer leichten Absenkung der Vergütungshöhe. Bei modernisierten Anlagen bis 5 MW kommt es für den Leistungsanteil bis 500 kw zu einer leichten Vergütungserhöhung, für die Leistungsanteile zwischen 2 und 5 MW zu einer Vergütungsabsenkung. Unter der Annahme, dass in den nächsten Jahren etwa genau so viele Anlagen modernisiert werden wie in 2009, müssten jedes Jahr ca. 1,6 Mio. mehr an Vergütung für diese Leistungsklasse gezahlt werden. Bei der Betrachtung ist zu berücksichtigen, dass die Anlagen, die die vorgeschlagene Vergütung erhalten werden, heute eine Vergütung 61

62 nach EEG 2000 oder EEG 2004 für eine unbegrenzte Zeit oder für 30 Jahre erhalten, während die vorgeschlagene Vergütung nur für 20 Jahre gezahlt wird. Bei modernisierten Anlagen größer 5 MW soll auch weiterhin nur der Stromanteil über das EEG vergütet werden, der einer Leistungserhöhung zugeordnet werden kann. Die Vergütung für die Erhöhung der Leistungsanteile um bis zu 20 MW soll erhöht werden. Bislang war es in Einzelfällen attraktiver, nur das Zubaupotenzial bis einschließlich 5 MW zu erschließen. Im Bereich der Erweiterungen um bis zu 5 MW soll die Vergütung deutlicher erhöht werden. In diesem Bereich der Modernisierung und in der Erweiterung bestehender Standorte liegen langfristig die wesentlichen technischen und ökologisch verträglichen Ausbaupotenziale der Wasserkraft (BMU 2010a). Jedoch wurden in diesem Segment in der Vergangenheit nur wenige Projekte umgesetzt. Die vorgesehene Vergütungsstruktur bedeutet z.b. für eine Anlage über 5 MW, die ihre Leistung um 1 MW erhöht, dass die durchschnittliche Vergütung für diese zusätzliche Leistung also nicht für die Gesamtleistung von bisher rund 7 ct/kwh auf künftig etwa 12,5 ct/kwh steigt. Beim Neubau von Anlagen größer 5 MW wird nur im Leistungsbereich zwischen 5 und 20 MW eine Erhöhung der durchschnittlichen Vergütung vorgeschlagen. Diese liegt bei rund 2 ct/kwh bei Anlagen knapp über 5 MW und nimmt mit zunehmender Größe kontinuierlich ab (Abb. 4.16). Auch hierdurch wird die Erschließung der Zubaupotenziale im Bereich zwischen 5 und 20 MW stärker als bislang angereizt. Auch beim Neubau war es in Einzelfällen attraktiver, nur das Zubaupotenzial bis einschließlich 5 MW zu erschließen. Bei Neubau oder Modernisierung von Anlagen größer 20 MW bleibt die Vergütungshöhe etwa gleich. Durch die Verlängerung der Vergütungsdauer beim Neubau von Anlagen größer 5 MW von bisher 15 auf 20 Jahre ist keine signifikante Erhöhung der Differenzkosten zu erwarten. Ursache dafür sind die steigenden Stromhandelspreise. In 15 Jahren (2027) wird der durchschnittliche Börsenpreis für Strom gemäß Leitstudie (BMU 2010b) bei einer mäßigen Preisentwicklung bei 6,8 ct/kwh liegen. Demnach ist es für Anlagen mit einer installierten Leistung über 13 MW attraktiver, den Strom außerhalb des EEG zu vermarkten. 62

63 Abb. 4.16: Vorgesehene Durchschnittsvergütung für Strom aus Wasserkraftanlagen im EEG 2012 im Vergleich zum EEG 2009; hier: für den Neubau und die Modernisierung (bis einschließlich 5 MW) sowie für den Neubau größer 5 MW 63

64 Abb. 4.17: Vorgesehene Durchschnittsvergütung für Strom aus Wasserkraftanlagen gemäß Empfehlung für das EEG 2012 im Vergleich zum EEG 2009; hier: Zusätzlich installierte Leistung bei Modernisierung von Wasserkraftanlagen größer 5 MW 4.4 Nutzung und Vermarktung Neben der Vermarktung im Sinne des EEG kann der in Wasserkraftanlagen produzierte Strom zur Eigenversorgung genutzt oder direkt vermarktet werden. Von den ca Wasserkraftanlagen in Deutschland (BMU 2010a) haben in 2009 ca Anlagen eine Vergütung nach EEG erhalten. Die übrigen gut 10% der Anlagen haben den erzeugten Strom selbst genutzt und/oder direkt vermarktet. Insbesondere die großen Anlagen vermarkten den erzeugten Strom direkt, so dass ca. 75 % der Erzeugung und zwei Drittel der Gesamtleistung auf Nicht-EEG-Anlagen entfallen. 64

65 Tab. 4.20: Eckdaten zur Stromerzeugung aus Wasserkraft (Quelle: BMU 2010a und BNetzA) Gesamt Anlagen mit EEG- Vergütung (2009) Prozentualer Anteil Anzahl der WKA ca ca ca. 88 % Leistung [MW] ca ca ca. 33 % Erzeugung [GWh/a] ca ca ca. 25 % Eigenstromversorgung Der Anteil der Eigenstromversorgung wird statistisch nicht erfasst und ist somit unbekannt. Viele kleine Anlagen, z.b. Mahlwerke oder Sägewerke, aber auch größere wie einzelne Gewerbebetriebe oder die Bundesbahn nutzen die Eigenstromversorgung. Auch wird bei fast allen Anlagen in der Regel nur der Überschuss ins Netz eingespeist, während zunächst die Eigenstromversorgung sichergestellt wird Direktvermarktung Die großen Anlagen können ihren Strom an der Leipziger Strombörse (EEX) verkaufen. Hier werden langfristige Termingeschäfte und der kurzfristige Spotmarkt unterschieden. In den letzten fünf Jahren bewegte sich der durchschnittliche Spotmarktpreis in einer Bandbreite zwischen 30 und 70 /MWh (3 bis 7 ct/kwh). Im Jahr 2010 betrug der Durchschnittspreis 4,4 ct/kwh (DIW 2011). Die Strompreise für die langfristigen Termingeschäfte sind ähnlich. Kleinere Anlagen können ihren Strom wegen Mindesthandelsmengen nicht an der Strombörse verkaufen. Bei ihnen erfolgt die Direktvermarktung in der Regel über einen Stromhändler. Es gibt Bestrebungen Wasserkraftanlagenpools oder virtuelle Kraftwerke zu bilden, um durch den Zusammenschluss vieler kleiner Anlagen so prognostizierbar und disponibel zu sein wie Großkraftwerke. Betreiber kleinerer Anlagen, die in der Regel ins Niederspannungsnetz einspeisen, können zusätzlich zum Börsenpreis die vermiedenen Netznutzungsentgelte, die im Niederspannungsnetz nicht anfallen, vom Händler erhalten. Liefert ein Stromhändler mindestens 50 % der gesamten von ihm gelieferten Strommenge aus EEG-Anlagen an Letztverbraucher, wird er von der Zahlung der EEG-Umlage an den Übertragungsnetzbetreiber befreit. Dieses so genannte Grünstromprivileg befähigt den Händler, den Anlagenbetreibern zusätzlich zum Börsenpreis und den vermiedenen Netznutzungsentgelten die EEG-Umlage zu bezahlen. Der Preis pro Kilowattstunde Strom kann so auf ca. 10 ct/kwh ansteigen. Dies gilt nicht nur für Wasserkraftanlagen, sondern für alle EEG-Anlagen. 65

66 Für Wasserkraftanlagenbetreiber liegt der Preis damit im Bereich der Vergütung nach EEG Der Anreiz, eine Verbesserung des ökologischen Zustands zu erreichen, entfällt daher unter diesen Bedingungen bei der Direktvermarktung. Es wird befürchtet, dass das Grünstromprivileg dazu führt, dass Anlagen mit relativ niedrigen EEG-Vergütungssätzen in die Direktvermarktung umsteigen und nur Anlagen mit höherer Vergütung weiterhin nach EEG vergütet werden. Das würde zu einer Erhöhung der EEG-Umlage führen Zertifikate und Gütesiegel für Ökostrom Inzwischen bieten in Deutschland rund 500 Stromanbieter Ökostrom- Tarife an. In den meisten Fällen handelt es sich um einen Strom-Mix aus regenerativer Energie und Energie aus Kohle- und Atomkraftwerken. Es gibt zurzeit kein einheitliches Zertifikat oder Gütesiegel für Ökostrom. Die Bezeichnung von Strom aus konventionellen Energieträgern als Ökostrom wird möglich durch das Renewable Energy Certificate System (RECS), das Teil des "European Energy Certificate Systems" (EECS) ist RECS-Zertifikate Die Zertifikate des Renewable Energy Certificate System (RECS) werden von der Organisation RECS Deutschland e.v. herausgegeben. Das RECS gibt es seit 2002 in 15 europäischen Ländern. Das System soll einen Länder übergreifenden Handel auf der Basis festgelegter Kriterien für Strom aus erneuerbaren Energien mit Herkunftsnachweisen ermöglichen. Strom aus erneuerbaren Energien besitzt unter marktstrategischen Aspekten einen ideellen Mehrwert. Dieser kann im RECS-System durch seinen Erzeuger vom physischen Strom abgespalten und in Form von Zertifikaten gehandelt werden. Das RECS ermöglicht beispielsweise großen Wasserkraftwerken, den von ihnen produzierten Ökostrom virtuell in die Bestandteile "Öko" und "Strom" aufzuteilen und unabhängig voneinander zu veräußern. Der Strom des Wasserkraftwerkes wird dann als "Graustrom" eingespeist, das Prädikat "Öko" wird, symbolisiert durch die RECS-Zertifikate, an Energiehändler verkauft, die ihr Angebot damit "veredeln" können. RECS-Zertifikate stellen also den virtuellen Umweltvorteil dar, der bei aus erneuerbaren Energien erzeugter Elektrizität entsteht. Dieser Umweltvorteil darf mit dem Erwerb solcher Zertifikate auf eine entsprechende Menge Strom aus konventionellen Kraftwerken übertragen werden. Das Angebot an Strom mit RECS-Zertifikat ist zur Zeit wesentlich höher als die Nachfrage. Der Preis für ein Zertifikat ist daher niedrig und jeder Stromhändler kann seinen Kunden Ökostrom ohne wesentliche Mehrkosten anbieten. Somit wird durch die RECS-Zertifikate derzeit kein Anreiz geschaffen, den Anteil der erneuerbaren Energien auszubauen. 66

67 Das RECS dient als Vorlage für die Gestaltung des European Energy Certificate System (EECS). Der Unterschied zwischen beiden Systemen besteht darin, dass RECS-Zertifikate aus einem freiwilligen Zusammenschluss von Marktteilnehmern bestehen, während das EECS auf EU-Direktiven und nationaler Gesetzgebung aufgebaut ist. Langfristig soll das EECS europaweit eingeführt werden und das RECS vollständig ablösen, zurzeit werden jedoch noch beide Systeme parallel verwendet Gütesiegel Neben den RECS-Zertifikaten gibt es verschiedene Ökostrom-Gütesiegel, die dem Verbraucher helfen sollen, Ökostrom zu erkennen und die als Nachweis für eine Stromproduktion aus umweltfreundlichen Stromquellen dienen. Zur Zertifizierung mit einem dieser Siegel müssen die Versorger unterschiedliche umweltfreundliche Bedingungen erfüllen. Zur Zeit gibt es deutschlandweit vier Gütesiegel, das Ok-Power-Label, das Grüner Strom Label, das Gütesiegel Ökostrom und die Siegel vom TÜV Nord und vom TÜV Süd. Die Siegel des TÜV Süd lassen sich wiederum in EE01, EE02, UE01 und UE02 unterteilen, je nach Anteil an Erneuerbaren Energien und Kraft-Wärme-Kopplung sowie an neuen Anlagen. Die Siegel werden von speziellen Einrichtungen vergeben, regelmäßig überprüft und dann erneut ausgestellt. Ein Unterscheidungsmerkmal der Gütesiegel ist die Höhe des Anteils an Strom aus erneuerbaren Energiequellen, der zwischen 25 % und 100 % liegt. Einige Gütesiegel zertifizieren nur Anlagen, die außerhalb des Förderbereichs des EEG liegen. Manche Gütesiegel vertreiben nur Strom aus einer Energiequelle, z.b. Wasserkraft. Bei vielen Labeln wird ein weiterer Teil des Stroms aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen bezogen. Um den Ausbau der Nutzung erneuerbarer Energien zu forcieren, sind Neuinvestitionen in entsprechende Anlagen erforderlich. Einige Gütesiegel wie das Ok-Power-Label, das Grüner Strom Label oder ein Teil der TÜV- Label haben daher in ihrem Anforderungskatalog Kriterien für den Ausbau der erneuerbaren Energien wie die Neuanlagen- oder die Aufpreis- Regelung. Neuanlagen-Regelung Bei einigen Gütesiegeln wird gefordert, dass ein gewisser Teil des Stroms aus Anlagen bezogen wird, die ein bestimmtes Alter nicht überschreiten. Dabei dürfen diese Neuanlagen bei manchen Labeln nicht in den Förderkatalog eines Fördersystems wie beispielsweise das EEG fallen. Fördersysteme sorgen in der Regel dafür, dass solche Anlagen wirtschaftlich betrieben werden können. Durch die Neuanlagen-Regelung wird also ein indirekter Anreiz für die Investition in neue Kraftwerkskapazitäten geschaffen. Zu Neuinvestitionen kommt es jedoch erst, wenn kein Ökostrom mehr aus Kraftwerken mit dem jeweiligen Höchstalter verfügbar ist. 67

68 Aufpreis-Regelung Die Aufpreis-Regelung ist ein Fondsmodell, in dem es zu einer direkten Förderung kommt. Der durch den Kunden gezahlte Aufpreis wird in den Bau von Kraftwerken zur Nutzung erneuerbarer Energien investiert. Dabei wird bei einigen Gütesiegeln gefordert, dass diese neuen Anlagen im Rahmen bestehender Fördersysteme alleine nicht wirtschaftlich sein dürfen. Eine Recherche bei den bundesweit tätigen Anbietern, die ausschließlich Strom mit Öko-Gütesiegel vertreiben, ergab, dass mit Hilfe der Aufpreisregelung der Neubau weniger kleinerer Wasserkraftanlagen in Deutschland gefördert wurde. Bekannt ist die Förderung von acht Wasserkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 1,4 MW und einer Jahresleistung von MWh/a. Die 100-prozentige Tochter Planet energy des Ökostromanbieters Greenpeace-Energy hat mit den zusätzlichen Einnahmen aus der Aufpreis-Regelung in Bremen ein Laufwasserkraftwerk an der Weser bis zur Baureife entwickelt. Das Kraftwerk soll eine Leistung von 10 MW aufweisen und 42 Mio. kwh Strom pro Jahr erzeugen (siehe Kap. 4.13). Abb. 4.18: Geplante WKA in Bremen (3D-Simulation, Quelle: greenpeaceenergy.de) Die Recherche ergab weiterhin, dass die Wasserkraft die bedeutendste erneuerbare Energiequelle der Ökostromanbieter ist. Der verkaufte Öko- Strom wird entweder in großen Kraftwerken in Norwegen oder Österreich oder in kleineren Anlagen in Deutschland produziert. 4.5 Technologieentwicklung und Potenziale Das noch vorhandene Potenzial der Wasserkraft beträgt laut Potenzialstudie für den Ausbau der Wasserkraftnutzung in Deutschland (BMU 2010a) etwa 15 bis 20 % der jetzigen Erzeugung. Insgesamt sind somit noch etwa 3,5 TWh/a Strom zusätzlich aus Wasserkraft zu erzeugen. Eine Aufteilung der Potenziale auf die verschiedenen Leistungsklassen kann aus der Potenzialstudie abgeleitet werden. Dort lag die Betrachtungsgrenze zwischen kleiner und großer Wasserkraft bei 1 MW. In Tab wurde eine Abschätzung für die 5 MW-Grenze 68

69 vorgenommen. Demnach ist das Erweiterungspotenzial an bestehenden Wasserkraftanlagen deutlich höher als das Neubaupotenzial. Tab. 4.21: Abschätzung der Verteilung der Potenziale aus Wasserkraft (nach BMU 2010a) nach BMU Potenzialstudie Abschätzung für Grenze 5 MW Erweiterungspotenzial an best. WKA [TWh] Neubaupotenzial an best. QBW [TWh] < 1 MW 0,56 > 1 MW 2,55 > 1 MW 0,10 < 5 MW > 5 MW Summe 1,2 2,0 3,2 0,15 0,15 0,3 Summe [TWh] ca. 3,2 1,35 2,15 ca. 3,5 In der Potenzialstudie wurden neben der Ermittlung von Potenzialen durch den Neubau von Wasserkraftanlagen auch die Steigerungen der jährlichen Erzeugung durch technische Modernisierungsmaßnahmen betrachtet. Im Folgenden wurden die wesentlichen Ergebnisse zusammengefasst Verbesserte Auslegungsmethoden und Einsatz neuer Turbinentechnik Die hydraulische Gestaltung von Turbinen, insbesondere der Schaufelgeometrie, wurde in den letzten Jahrzehnten im Detail verbessert. Vor allem durch den Einsatz moderner Berechnungsverfahren können heute auch bei kleineren Maschinen Wirkungsgrade erreicht werden, die um 2 und 5 % höher liegen als das im Neuzustand einer alten Turbine der Fall war. Mit zunehmendem Alter einer Turbine sinkt deren Wirkungsgrad. Dies liegt vor allem daran, dass sich Spalte mit der Zeit auswaschen und die Oberflächen rauer werden. Die Wirkungsgradabnahme streut sehr stark von Anlage zur Anlage. Erfahrungsgemäß weist eine alte Anlage einen Wirkungsgradabfall gegenüber ihrem Neuzustand von 3-6 % auf. Zusammenfassend kann gesagt werden, dass durch den Einbau einer neuen Turbine eine Steigerung des Maximalwirkungsgrades von 5-11 % gegenüber einer 60 Jahre alten Turbine möglich ist. Dies gilt vor allem für kleinere Anlagen. Bei großen Anlagen ist der Wirkungsgradabfall durch deutlich bessere Wartung geringer und der Wirkungsgrad der alten Anlage ist meist bereits relativ hoch. Hier können durch neue Laufräder Wirkungsgradsteigerungen von 2 3 % erreicht werden, wobei dies je nach Anlagenzustand und auslegung unterschiedlich sein kann. 69

70 4.5.2 Optimierte Betriebsführung Durch einen optimalen Einsatz der Turbinen, aber auch der anderen Komponenten (z. B. Rechenreiniger), kann die Jahresarbeit einer Anlage erhöht werden. Die meisten großen Kraftwerke besitzen allerdings schon eine optimierte Betriebsführung, sodass hier kaum ein Energiezuwachs machbar ist. Bei kleinen Anlagen, die bisher über keine Einrichtung zur Rechenreinigung und zur Steuerung verfügen, besteht dagegen ein deutliches Verbesserungspotenzial. Erfahrungsgemäß kann die Energieausbeute durch optimierten Betrieb um 3-10 % gesteigert werden Variable Drehzahl Wasserkraftwerke sind in der Regel starr mit dem elektrischen Netz gekoppelt und besitzen deshalb eine definierte Arbeitsdrehzahl. Durch eine variable Drehzahl kann eine bessere Anpassung der Turbine an wechselnde Bedingungen (Durchfluss- bzw. Fallhöhenschwankungen) und somit ein höherer Teillastwirkungsgrad erreicht werden. Eine solche Erhöhung ist jedoch nur bei einfach-regulierten Turbinen (Francis- oder Propellerturbinen) signifikant, da doppelt-regulierte Turbinen bereits einen sehr breiten Wirkungsgradverlauf aufweisen. An einzelnen Kraftwerksstandorten wurde eine Erhöhung der Jahresarbeit durch die Einführung eines Betriebs mit variabler Drehzahl um maximal 2 % ermittelt. Diesem Zugewinn stehen jedoch die Investitionen für den Frequenzumrichter gegenüber. Lediglich in einzelnen Sonderfällen ist der Betrieb mit variabler Drehzahl sinnvoll, z. B. bei extremen Fallhöhenschwankungen. Bei den großen Flusskraftwerken kommen heute üblicherweise doppeltregulierte Kaplanturbinen bzw. Kaplan-Rohrturbinen zum Einsatz. Zudem verfügen die Kraftwerke meist über mehrere Turbinen. Deshalb kann durch eine Einsatzoptimierung weitgehend auf einen Betrieb im unteren Teillastbereich verzichtet werden. Ein Betrieb mit variabler Drehzahl bietet hier i. d. R. keine Vorteile, da durch die zusätzlichen Verluste im Umrichter keine höhere Leistungsausbeute zu erwarten ist Hochtemperatur-Supraleitende Generatoren Die Hochtemperatur-Supraleitung (HTS) hat einen Stand erreicht, der es erlaubt, damit auch Generatoren für Wasserkraftanlagen auszustatten. Allerdings liegen z. Zt. noch keine Erfahrung vor. Werden die Wirkungsgradverläufe von verschiedenen Generatorkonzepten verglichen, zeigt der HTS-Generator einen um ca. 2 % höheren Wirkungsgrad als z. B. Permanentmagnet-erregte Generatoren. Vor allem im extremen Teillastbetrieb unter 20 % Last ist der Wirkungsgrad des HTS-Generators deutlich höher als der konventioneller Generatoren. Man muss aber auch hier bedenken, dass ein HTS-Generator einen Frequenzumrichter benötigt, dessen Wirkungsgrad zwischen 98 % und 99 % liegt, d. h. der gesamte elektrische Wirkungsgrad reduziert sich dadurch wieder um ca. 1-2 %. Durch den Einsatz der HTS-Technik könnte in der Wasserkraft 70

71 schätzungsweise eine Erhöhung der Jahresarbeit von 2-4 % erreicht werden. Über Kosten und Zuverlässigkeit solcher Anlagen können aber zum gegenwärtigen Zeitpunkt noch keine verlässlichen Angaben gemacht werden Wasserkraftanlagen für kleine Fallhöhen Neue Standorte für Wasserkraftanlagen an existierenden Querbauwerken besitzen meist nur relativ geringe Fallhöhen. Um diese Standorte wirtschaftlich nutzen zu können ist es deshalb notwendig, preiswerte Lösungen einzusetzen. Bei der Very-Low-Head (VHL) Turbine können z. B. durch eine kompakte Bauweise und den Verzicht auf einen komplizierten Zulauf und ein Saugrohr die Baukosten der Anlage stark reduziert werden. Der Turbinenwirkungsgrad wird dabei etwas geringer als bei eine konventioneller Turbine sein. Bisher liegen jedoch kaum Erfahrungen mit diesem Konzept vor, so dass keine Aussage über die Einsatzfähigkeit des Systems über lange Betriebszeiten hinweg getroffen werden können. Vermehrt werden wieder Wasserräder für den Einsatz bei sehr kleinen Anlagen mit niedrigen Fallhöhen vorgeschlagen. Zwar besitzen Wasserräder einen schlechteren Wirkungsgrad als Turbinen, sie können aber aufgrund der geringerer Baukosten kostengünstiger als Anlagen mit Turbinen sein Nutzung der Wasserkraft ohne Aufstau der Gewässer Da der Aufstau der Flüsse sowie die Änderung der Charakteristik des Fließgewässers Probleme für die Fließgewässerökologie verursachen, werden immer wieder technische Konzepte zur Nutzung der Wasserkraft ohne Aufstau vorgeschlagen. Diese bestehen aus frei umströmten aber auch aus ummantelten Turbinen. Grundsätzlich gilt jedoch, dass die Energieausbeute solcher Anlagen wesentlich kleiner ist als die Ausbeute bei konventionellen Anlagen. Daher sind die erforderlichen Abmessungen vergleichsweise groß (Laufraddurchmesser > 2-3 m) und die Nutzungsmöglichkeiten des kinetischen Potentials an deutschen Gewässern und dort insbesondere an Bundeswasserstraßen äußerst beschränkt. Nicht zuletzt sind erhebliche betriebliche Probleme durch Geschwemmsel und Treibgut (z.b. Baumstämme, Wohlstandmüll) zu erwarten. Vielfach wird der Einsatz von Schiffsmühlen vorgeschlagen. Relevante elektrische Leistungen können damit bei den herrschenden Fließgeschwindigkeiten nur bei sehr großen angeströmten Flächen dieser Maschinen erzielt werden, die jedoch kaum realisierbar sind. 71

72 4.5.7 Diskussion und Bewertung der Technologieentwicklung Die Optimierung der Turbinen- und der Generatorentechnik sowie der Betriebsführung von Wasserkraftanlagen kann zu folgenden Steigerungen der jährlichen Erzeugung führen (BMU 2010a). Austausch von Laufrädern älterer Turbinen: 1 10 % Austausch des Getriebes 1 5 % Austausch von älteren Generatoren: 2 4 % Vergrößerung des nutzbaren Gefälles 1 20 % Erhöhung des Ausbaudurchflusses 1 30 % Insbesondere können bei älteren kleinen Wasserkraftanlagen, die bisher nicht automatisiert worden sind, weitere Steigerungen der jährlichen Erzeugung erzielt werden: Einbau automatischer Steuerungen (v.a. kleine WKA): ca. 10 % Einbau von Rechenreinigungsmaschinen: % Dem können Mindererzeugungen durch ökologische Anpassungsmaßnahmen wie der Abgabe von Mindestabflüssen und der Beschickung von Fischaufstiegsanlagen gegenüber stehen. Für größere WKA liegen diese im Bereich von 1-3 %. Für kleine Anlagen, insbesondere für Ausleitungskraftwerke, sind Verluste von 5-15 % der Jahreserzeugung zu erwarten Empfehlung Um das vorhandene Potenzial bei Wasserkraftanlagen auszuschöpfen, wird auf Basis der geschilderten Erkenntnisse empfohlen, neben der ökologischen Verbesserung folgende Voraussetzungen zur Vergütung mit in den heutigen 23 (5) aufzunehmen: Eine Steigerung der Jahreserzeugung der Anlage und/oder eine wesentliche Verbesserung der technischen Funktionsfähigkeit zur Erzielung einer höheren Jahresarbeit und/oder Die Umsetzung der Empfehlung und insbesondere der Nachweis ist mit einem zusätzlichen Verwaltungsaufwand verbunden. Im folgenden werden daher Erläuterungen zu den Begrifflichkeiten gegeben und eine mögliche Vorgehensweise für den Nachweis vorgestellt. Eine abschließende Bewertung des Nachweises war aber im Rahmen des vorliegenden Gutachtens nicht möglich Erläuterungen zur Empfehlung Für die Steigerung der Jahreserzeugung sind nachfolgend beispielhafte Maßnahmen aufgeführt: 72

73 Austausch des Generators Austausch des Getriebes Austausch der Turbinen bzw. -laufräder Erweiterung der Anlage (z.b. durch Erhöhung des Ausbaudurchflusses und/oder der Fallhöhe). Automatische Wasserstandregelung Automatische Rechenreinigung Automatische Einsatzoptimierung bei Kraftwerken mit mehreren Turbinen Einsatz permanent erregter Generatoren Erneuerung und Optimierung der gesamten Automatik Verbesserung der Zu- und Abströmung (Hydraulik-Turbinenzuströmung, Ober und Unterwasserkanal) Die Verbesserung der technischen Funktionsfähigkeit gilt als wesentlich, wenn sie zu einer Steigerung der Jahreserzeugung führt. Vorschlag für eine Vorgehensweise zum Nachweis der Steigerung der Jahreserzeugung Der Nachweis für die Verbesserung des ökologischen Zustands erfolgt in der Regel durch die Genehmigungsbehörde unter Beachtung der Anforderungen des WHG und der jeweiligen Bewirtschaftungsziele. Sind an einer Anlage keine weiteren Verbesserungen des ökologischen Zustands erforderlich, kann eine Vergütung nach EEG nur gewährt werden, wenn unter Betrachtung der wirtschaftlichen Angemessenheit Maßnahmen zur Erhöhung der Jahresarbeit ergriffen werden. Der Umweltgutachter mit einer Zulassung für den Bereich Elektrizitätserzeugung aus Wasserkraft oder ein zertifizierter Sachverständiger kann die wirtschaftliche Angemessenheit prüfen und nachweisen, ob die ergriffenen Maßnahmen zu einer Steigerung der Jahresarbeit beitragen können. Der Vergleich der Jahreserzeugung vor und nach Durchführung der technischen Verbesserungen sollte jeweils für einen Normabfluss ohne ökologische Anpassungsmaßnahmen bzw. die dadurch bedingten Einschränkungen der Erzeugung vorgenommen werden, um ein neutrales Bild dieser Steigerung zu erhalten. Die Höhe der Erzeugungssteigerung ohne ökologische Anpassungsmaßnahmen sollte mindestens 4 % betragen. Beispiel Eine Wasserkraftanlage mit einem Ausbaudurchfluss von 30 m³/s und einer Ausbaufallhöhe von 3,50 m weist eine Leistung von 850 kw auf. Zur Verbesserung des ökologischen Zustands der Anlage wird eine Fischaufstiegsanlage mit einer Dotation von 500 l/s gebaut. Gleichzeitig 73

74 wird die bisher manuell gesteuerte Wasserkraftanlage mit einer neuen Steuerung (SPS) ausgerüstet. Um die Jahreserzeugung vor der Maßnahme mit der Jahreserzeugung nach der Maßnahme vergleichen zu können, wird zunächst die mittlere Jahresarbeit der letzten zehn Jahre herangezogen. Diese beträgt MWh/a bei einem durchschnittlichen Abfluss von MQ = 32,1 m³/s bei einem Einzugsgebiet von 120 km². Die Einführung eines Korrekturfaktors, der sich aus dem langjährigen Abflussmittelwert auf der Basis von mind. zehn Jahren aus den Messungen des nächst gelegenen amtlichen Pegel und den relevanten Einzugsgebieten ergibt, erscheint sinnvoll, um die betrachteten Erzeugungsjahre mit ihrem jeweiligen durchschnittlichen Abfluss in ein langjähriges Verhältnis zu setzen und damit die Einflüsse aus besonders nassen oder trockenen Jahren zu neutralisieren. Das langjährige Mittel des Abflusses aus den amtlichen Pegelmessungen am unterstrom liegenden Pegel beträgt 33,0 m³/s bei einem Einzugsgebiet von 123,3 km². Der Einzugsgebietsfaktor ist somit 0,973. Nach Durchführung der Maßnahme wird in den folgenden zwei Jahren eine Jahreserzeugung von durchschnittlich E a = MWh/a, erzeugt. Das mittlere MQ dieser beiden Jahre beträgt am amtlichen Pegel 32,9 m³/s und damit am Krafthaus 32,9 *0,973 = 32,0 m³/s. An zwei Tagen wurde der Zulauf zur Fischaufstiegsanlage geschlossen, um die Erzeugung ohne ökologische Anpassung messen zu können. Der ermittelte mittlere Tagesabfluss am Krafthaus betrug an diesen Tagen 25,7 m³/s und 26,4 m³/s. Die Erzeugung betrug kwh/d und kwh/d. Auf der Basis dieser Ausgangswerte lässt sich folgende Vergleichsrechnung durchführen Die durchschnittliche Jahreserzeugung vor Durchführung der Maßnahme betrug MWh/a * 33,0 m³/s / 32,1 m³/s = MWh/a. Die durchschnittliche Jahreserzeugung nach Durchführung der Maßnahme beträgt: MWh/a * 33,0 / 32,0 = MWh/a. Die durchschnittliche Jahreserzeugung nach Durchführung der Maßnahme ohne Einfluss der ökologischen Anpassung durch die technische Verbesserung ergibt sich zu: kwh/d * 33,0 / 25,7 = kwh/d kwh/d * 33,0 / 26,4 = kwh/d - Der Durchschnitt beträgt also kwh/d oder MWh/a. Demnach beträgt die Leistungssteigerung ( )/4.302 = 15 %. Es handelt sich somit um eine wesentliche Verbesserung der technischen Funktionsfähigkeit. 74

75 4.6 Einspeisemanagement Mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien ändert sich nicht nur der Primärenergiemix, sondern auch die Erzeugungsstruktur - mit einem zunehmenden Anteil dezentraler Anlagen, die an das Stromverteilnetz (Mittel- und Niederspannungsnetz) angeschlossen sind. Das bisher passive Bezugsnetz wird mehr und mehr zu einem aktiven Bezugs- und Liefernetz. Insbesondere die Erzeugung aus Wind- und Photovoltaikanlagen kann ungleichmäßig sein. Dies kann dazu führen, dass in bestimmten Netzen temporär der Anteil der Energieeinspeisung so hoch wird, dass der sichere und optimale Betrieb der Netze gefährdet wird. Dies ist vor allem in Gebieten mit einem hohen Ausbaugrad der Photovoltaik (Süddeutschland) oder der Windenergie (Norddeutschland) zu erwarten. Um den Netzbetreibern eine Regulierung des Netzes zu ermöglichen, wird in 6 EEG für alle Anlagen, deren Leistung 100 kw übersteigt, die Ausstattung mit einer technischen oder betrieblichen Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung, auf die der Netzbetreiber zugreifen darf, gefordert. Eine derartige Reduzierung der Einspeiseleistung von Wasserkraftanlagen kann vor allem in Süddeutschland eine Option sein, da hier ein hoher Anteil an Photovoltaik-Anlagen (PV) in das Verteilnetz (Mittel- und Niederspannungsnetz) einspeist und ein weiterer Zuwachs an PV-Anlagen erwartet wird. Durch die Definition des Anlagenbegriffs in 3 EEG, in der Begründung zum EEG sowie der Empfehlung 2009/12 der Clearingstelle EEG liegen die PV-Anlagen unter der Grenze von 100 kw. Für sie gelten die Forderungen des 6 EEG zur Reduzierung der Einspeiseleistung nicht. Wird in einem bestimmten Netzbereich die Kapazität der Stromleitungen oder des Transformators überschritten oder wird die Zuverlässigkeit und Sicherheit dieses Netzbereichs anderweitig gefährdet (z.b. durch die drohende Verletzung der zulässigen Spannungsbänder), darf der Netzbetreiber die Energieerzeugung bzw. die Einspeisung in diesem Netzabschnitt abregeln. Sofern der Netzbereich vollständig mit Strom aus Erneuerbaren Energien ausgelastet ist, kommt 11 EEG (Einspeisemanagement) in Verbindung mit 12 EEG (Härtefallregelung) zur Geltung. Nur in Fällen, in denen neben EE-Anlagen auch noch konventionelle Erzeuger im Netz sind (z.b. aufgrund einer aus systemtechnischen Gründen vorzuhaltenden minimalen konventionellen Erzeugungsleistung, sog. must-run-unit ), sind die Voraussetzungen für 11 EEG nicht erfüllt und es greift 13.2 EnWG; in einem solchen, für die Verteilnetzebene äußerst unwahrscheinlichen Fall, würde die durch die Abregelung verloren gegangene Energie dem Anlagenbetreiber nicht vom Netzbetreiber vergütet werden müssen. Der abgeregelte Energieerzeuger sollte dabei bevorzugt in die gleiche oder die nächsthöhere bzw. nächstniedrigere Spannungsebene einspeisen, in der die Überschreitung der Netzkapazität vorliegt. In der 75

76 Regel handelt es sich dabei um das Nieder- und das Mittelspannungsnetz (400 V und 2 kv). Im Falle der Windenergie ist auch die überregionale 110 kv Netzebene durch Engpässe betroffen, bisher jedoch noch zu keinem Zeitpunkt die Übertragungsnetzebene (220 kv und 380 kv) Räumliche Verteilung von Wasserkraftanlagen Eine Einbeziehung der Wasserkraft in die Netzoptimierung ist nur dort erforderlich, wo ein hoher Anteil volatiler Energiequellen und eine relevante Erzeugung aus Wasserkraft vorliegt. Im norddeutschen Raum, wo die Windkraft zu Überlastungen des Stromnetzes führen kann, gibt es kaum Wasserkraftanlagen. Die Problematik der Abregelung von Wasserkraftanlagen wird vor allem im süddeutschen Raum auftreten. Gleichwohl gilt 6 für alle Wasserkraftanlagen. Die Abb und Abb zeigen die Verteilung von Wasserkraftanlagen mit einer Leistung > 100 kw in Bayern und Baden- Württemberg. Die Wasserkraftanlagen wurden dabei bzgl. ihrer Leistungsklassen und Spannungsebenen eingeteilt. 76

77 Abb. 4.19: Wasserkraftanlagen > 100 kw (EEG-vergütet) der vier großen Verteilnetzbetreiber in Bayern, gegliedert nach Leistung und Spannungsebenen. 77

78 Abb. 4.20: Wasserkraftanlagen > 100 kw (EEG-vergütet) der fünf großen Verteilnetzbetreiber in Baden-Württemberg, gegliedert nach Leistung und Spannungsebenen. 78

79 Anzahl WKA 140 WKA E.ON Bayern AG Niederspannung Nieder- und Mittelspannung Mittelspannung Leistungsklasse > kw Leistungsklasse 500 bis kw Leistungsklasse 200 bis 500 kw Leistungsklasse 100 bis 200 kw Abb. 4.21: Verteilung der Wasserkraftanlagen im Netz der E.ON Bayern AG auf die verschiedenen Spannungsebenen. Abb zeigt beispielhaft die Verteilung der Wasserkraftanlagen im Netz der E.ON Bayern AG. Dargestellt sind nur Anlagen > 100 kw, auf die der 6 EEG zutrifft. Im Niederspannungsnetz finden sich vor allem Anlagen der Größenklassen 100 bis 500 kw. In das Mittelspannungsnetz speisen Anlagen von 200 bis 1000 kw ein. Aus den Darstellungen ist zu erkennen, dass die Verteilung der Wasserkraftanlagen sehr heterogen ist. Während in Bayern die Anlagen, die in die Niederspannungsebene einspeisen, überwiegen, speisen in Baden-Württemberg mehr Anlagen in die Mittelspannungsebene ein. Auch die Lage größerer und kleinerer Wasserkraftanlagen ist regional sehr unterschiedlich. Um Aussagen darüber treffen zu können, ob die Abregelung von Wasserkraftanlagen eine maßgebliche Wirkung auf die Netzstabilität haben kann, ist eine detaillierte Untersuchung notwendig, in der die Daten zu den Wasserkraftanlagen räumlich mit den Daten zu den lokalen oder regionalen Netzen verschnitten werden. Neben der Frage des räumlichen Bezugs muss auch die zeitliche Komponente betrachtet werden. Dabei sind sowohl die Jahres- als auch die Tagesschwankungen zu berücksichtigen. Die höchste Sonnenscheindauer tritt in Bayern und Baden-Württemberg in den Monaten Mai bis August auf (KLIWA 2008). In dieser Zeit ist daher die höchste Stromproduktion aus PV-Anlagen und damit eventuell eine Netzüberlastung zu erwarten. Wasserkraftanlagen produzieren zwar Grundlaststrom, unterliegen dabei aber auch gewissen Schwankungen abhängig vom Abfluss. Die Abb bis Abb zeigen die Jahres-Abflusskurven verschiedener Gewässer. Abb zeigt die Jahresganglinie des Rheins bei Rheinfelden. Der 79

80 Rhein weist in den Sommermonaten hohe Abflüsse auf. Die Wasserkraftanlagen am Rhein erzeugen im Sommer viel Strom. Bei diesen Anlagen handelt es sich aber um große Anlagen, die nicht nach EEG vergütet werden. Ähnliche Ganglinien wie der Rhein mit hohen Abflüssen im Sommer sind am Lech (Abb. 4.23) und anderen Gewässern südlich der Donau zu finden Abfluss in m³/s November 07 Januar 08 Februar 08 April 08 Juni 08 Juli 08 September 08 Oktober 08 Dezember 08 Februar 09 Abb. 4.22: Jahresganglinie von 2008 des Rheins bei Rheinfelden Abfluss in m³/s November 06 Januar 07 April 07 Juni 07 August 07 September 07 November 07 Januar 08 Februar 08 Abb. 4.23: Jahresganglinie von 2007 des Lech bei Landsberg Die Gewässer nördlich der Donau besitzen eine Mittelgebirgscharakteristik wie die Ganglinie der Mosel in Abb Die typischen Jahresganglinien dieser Gewässer zeigen in den Sommermonaten eine geringe Wasserführung und somit eine niedrige Stromproduktion. 80

81 Abb. 4.24: Jahresganglinie von 2006 der Mosel bei Cochem Die Verteilung des Abflusses und der Stromerzeugung über den Tag und die Nacht ist bei Wasserkraftanlagen völlig gleichmäßig, während PV- Anlagen nur tagsüber bei Sonnenschein Strom produzieren. In Bezug auf die Gleichzeitigkeit von Stromproduktion, Netzüberlastung und Stromverbrauch, die zudem lokal sehr verschieden sein kann, kann ebenfalls ohne genauere Untersuchung keine zuverlässige Aussage getroffen werden Steuerung von Wasserkraftanlagen Zur Regelung der Einspeiseleistung kann nach 6 EEG 2009 eine betriebliche oder eine technische Einrichtung genutzt werden Technische Einrichtung Abb zeigt den schematischen Aufbau einer Wasserkraftanlage mit den zugehörigen Steuerungselementen. Dargestellt ist ein Ausleitungskraftwerk. Nicht alle Wasserkraftanlagen sind mit Fischaufstiegsanlagen ausgestattet. Auch der Leerschuss ist nicht bei allen Anlagen vorhanden. 81

82 Abb. 4.25: Ausleitungs-Wasserkraftanlage mit Steuerungselementen Bei einem Flusskraftwerk entfällt der Kanal und das Einlaufbauwerk. Ein Leerschuss kann im Bereich der Turbinen vorhanden sein. Abb. 4.26: Fluss-Wasserkraftanlage mit Steuerungselementen Eine Reduzierung der Einspeiseleistung ist bei Wasserkraftanlagen mit der Drosselung der Turbine(n) gleichzusetzen. Ohne weitere Maßnahmen 82

83 würde dies zu einer Wasserspiegelerhöhung im Oberwasser bzw. einem Wehrüberfall führen. Schwankungen des Oberwasserspiegels sind aus wasserrechtlichen, betrieblichen und ökologischen Gründen i.d.r. nur in sehr engen Grenzen erlaubt. Insbesondere in Siedlungsgebieten müssen negative Auswirkungen auf die Anlieger vermieden werden. Zur Vermeidung eines Überstaus können der eventuell vorhandene Leerschuss und bei beweglichen Wehren ein Wehrverschluss geöffnet werden. Um die Wasserkraftanlage nach Beendigung des Eingriffs wieder ans Netz zu nehmen bzw. die Einspeiseleistung zu erhöhen, sind Wehrverschlüsse und Leerschuss zu schließen sowie die Turbine wieder zu öffnen. Dieses muss nach bestimmten Regelalgorithmen geschehen, um stärkere Wasserstandsschwankungen zu vermeiden. Bei großen Anlagen (> 5 MW) erfolgt das Anfahren der Turbinen meist nicht vollautomatisch und kann mehrere Stunden dauern. Die meisten Wasserkraftanlagen > 100 kw verfügen über eine automatische Steuerung der Turbinenöffnung. Im einfachsten Fall handelt es sich bei Kleinwasserkraftanlagen um speicherprogrammierbare Steuerungen (SPS). Bei größeren Wasserkraftanlagen sind dies computergestützte Steuerungs- und Diagnosesysteme, die die Aufgaben der Zustandskontrolle, Trendbeobachtung, Steuerung und Schadensdiagnose bewältigen. Die Steuerung von Leerschuss, Wehr und Einlaufbauwerk erfolgt, besonders bei kleinen oder alten Anlagen, oft manuell. Es können auch Motoren vorhanden sein, die bei kleinen WKA häufig nicht in den Automatikbetrieb eingebunden sind. Um eine Anlage komplett fernzusteuern, sind alle genannten Anlagenteile mit einem elektrischen oder hydraulischen Antrieb und einer Fernsteuerung auszurüsten. Die ggf. vorhandene Turbinensteuerung muss umprogrammiert bzw. ersetzt werden. Das Einlaufbauwerk und das Wehr können mehrere Kilometer von der Wasserkraftanlage entfernt liegen, so dass die Verlegung der Kabel mit hohen Kosten verbunden ist Betriebliche Einrichtung Die betriebliche Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung sieht in der Regel so aus, dass der Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber angerufen wird und dieser dann sofort die Anlage manuell herunter- bzw. abregelt Kosten der Fernsteuerung (technische Einrichtung) Die Kosten, die durch die Einrichtung der Fernsteuerung auf die Anlagenbetreiber zukommen, sind abhängig von der vorhandenen Ausstattung. Je mehr Anlagenteile bereits ferngesteuert werden können, um so niedriger die Investitionen. In Tab sind typische Kosten für entsprechende Maßnahmen an einer 200 kw-anlage angegeben. Dabei wird vorausgesetzt, dass bereits eine automatische Wasserstands- 83

84 regelung und eine automatische Wiederanfahrregelung für die Turbine existiert. Tab. 4.22: Geschätzte Kosten für ggf. erforderliche technische Einrichtung zur Regelung und Steuerung einer 200 kw-wasserkraftanlage Anlagenteil Kosten in Fernsteuerung Steuerung und Antrieb Leerschuss ca Steuerung und Antrieb Einlaufschütz Steuerung und Antrieb Wehr Es ist zu erwarten, dass Kraftwerke, die innerhalb der letzten 5 bis 10 Jahre auf digitaler Basis vollautomatisiert wurden, die Anforderungen des 6 EEG mit geringem Aufwand (< 2000 ) erfüllen können. In WALCHER (2010) werden die Kosten für einen Anlagentyp, der bereits teil- oder vollautomatisiert mit Analogtechnik arbeitet, d.h. es sind keine Motoren oder Leitungen einzubauen, mit angegeben. Kraftwerke ohne nennenswerte Automatisierung, vorwiegend Altanlagen mit 100 bis 200 kw, müssen sehr hohe Investitionen tätigen (siehe Tab. 4.22), um eine ferngesteuerte Reduzierung der Einspeiseleistung zu ermöglichen Mögliche Auswirkungen der Fernsteuerung Durch plötzliches Abschalten der Turbine kann es zu ungewünschten Schwall- und Sunkerscheinungen kommen, die in der Regel wasserrechtlich unzulässig sind. Die Drosselung oder Abschaltung der Turbine führt dazu, dass das Wasser statt über die Wasserkraftanlage über das Wehr und das Mutterbett abgegeben wird. Diese Änderung der Wasserführung kann folgende Auswirkungen haben und ist besonders bei Ausleitungskraftwerken von Bedeutung: Gefährdung von Personen am oder im Gewässer (Badende, Angler etc.) Beeinträchtigung der Fauna durch erhöhten Abfluss im Mutterbett Fischaufstiegsanlagen werden ggf. nicht mehr aufgefunden. Die Frage der Haftung für eventuell auftretende Schäden ist ungeklärt. Auch z.b. bei einem Netzausfall schalten die Wasserkraftanlagen ab und o.g. negative Auswirkungen sind zu erwarten. Dies geschieht im allgemeinen aber nur wenige Male in der Laufzeit der Kraftwerke, während ein Eingriff durch den Netzbetreiber wesentlich häufiger zu erwarten ist. Um die negativen Auswirkungen einer Turbinenabregelung zu minimieren sind folgende betrieblichen und technischen Maßnahmen an Wasserkraftanlagen erforderlich: 84

85 Öffnung des Wehrs Alternativ: Öffnung eines ausreichend dimensionierten Leerschusses Automatische Steuerung des Wehrs oder des Leerschusses in Abhängigkeit von der Turbinenöffnung Warneinrichtung für Personen im Umfeld der Wasserkraftanlage Einrichtung einer automatischen Wiederanfahrt der Anlage Steuerung der Stromproduktion Für die Stabilität des Netzes ist die Steuerung der Stromproduktion ein wichtiger Faktor. Diese kann von Wasserkraftanlagen aber nur im Rahmen der genehmigungsrechtlichen Anforderungen erfolgen, da wasserrechtliche Bestimmungen (z.b. die Abgabe von Mindestwasser, die Einhaltung bestimmter Wasserstände, der Schutz von Dritten in der Unterwasserstrecke vor den Folgen von Abflussschwankungen) die Steuerbarkeit der Stromproduktion einschränken können. Eine Steuerung der Stromproduktion trägt dann zur Netzintegration bei, wenn sie die vom Netzbetreiber angeforderte Regelleistung erbringen kann. Dazu zählen Primär-, Sekundärregelung und Minutenreserve. Als Vorgabe wird die Sekundärregelung herangezogen, bei der der beteiligte Anlagenbetreiber innerhalb von 30 Sekunden 2 % seiner momentanen Erzeugung als Regelreserve zur Verfügung stellen muss. Die Kraftwerke müssen innerhalb von 30 Sekunden die Leistungsabgabe erhöhen bzw. verringern und diese bis zu 15 Minuten halten können. Die technische Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung im Sinn von 6 EEG 2009 kann zur Steuerung der Stromproduktion beitragen. Die Vergütung für die Erbringung von weiteren Systemdienstleistungen (Blindleistung, Abschaltungen bzw. Leistungsreduzierung als negative Regelenergie etc.) muss von den Anlagenbetreibern mit den Netzbetreibern außerhalb des EEG verhandelt werden. Es ist zu beachten, dass eventuelle Mindererzeugungen durch netzbedingte Reduzierungen der Einspeiseleistung im hier genannten Sinne über das EEG bezahlt werden Diskussion und Bewertung des Einspeisemanagements Die Regelungen in 6 in Verbindung mit 11 EEG zum Einspeisemanagement sollen dem Netzbetreiber eine Regulierung des Netzes ermöglichen. Diese ist vor allem bei Netzüberlastung erforderlich. Netzüberlastungen werden vor allem in Norddeutschland in Folge von hohen Einspeisungen durch Windenergie erwartet. Wasserkraftanlagen befinden sich aber vorwiegend im Süden Deutschlands und können somit kaum einen Beitrag zur Netzstabilisierung liefern. Im Süden könnten die PV-Anlagen im Sommer zu einer Netzüberlastung führen. Ob Wasserkraftanlagen geeignet sind, hier zu einer Entlastung zu 85

86 führen, ist von zahlreichen Faktoren wie der Wasserführung, der zeitlichen Übereinstimmung oder der Einspeise-Spannungsebene abhängig und im Einzelfall zu klären. Es ist zu erwarten, dass die Anforderungen an eine technische Einrichtung zur Regelung der Einspeiseleistung bei den Kraftwerken, die innerhalb der letzten 5 bis 10 Jahre auf digitaler Basis vollautomatisiert wurden, mit geringem Aufwand zu erfüllen ist. Bei älteren kleinen Kraftwerken ohne nennenswerte Automatisierung sind sehr hohe Investitionen erforderlich, um die Anforderungen zu erfüllen. Die Erläuterungen in Kap zeigen, dass automatische Steuerungen zu merklichen Leistungssteigerungen führen können. Um einerseits diesen gewünschten Effekt zu unterstützen, andererseits die Belastungen für die Betreiber und Betreiberinnen nicht zu hoch werden zu lassen, wird empfohlen, die technische Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung als Maßnahme zur Verbesserung der technischen Funktionsfähigkeit der Anlage unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Angemessenheit anzuerkennen. Betriebliche Einrichtungen bedürfen keiner Investition. Das sofortige Handeln und die Erreichbarkeit des Anlagenbetreibers oder der Betreiberin werden in der Praxis aber auf Schwierigkeiten stoßen. Hier wäre es hilfreich, wenn der Netzbetreiber eine erwartete Regelung der Anlage am Vortag anmelden könnte. Durch die steigende Qualität der Last- und Einspeiseprognosen wird dies möglich. Plötzliche Regulierungen im Rahmen des Einspeisemanagements können zu Schwall- und Sunk und damit zu einer Gefährdung der Fauna und ggf. am Wasser befindlicher Personen führen. Auch existieren an vielen Wasserkraftanlagen wasserrechtliche Bestimmungen, die einen solchen Betrieb nicht zulassen. Für Anlagenbetreiber und Betreiberinnen, die aufgrund anderer gesetzlicher Bestimmungen nachweisen können, dass die Umsetzung des Einspeisemanagements nicht möglich ist, müssen Ausnahmeregelungen geschaffen werden Empfehlung zum Einspeisemanagement Aus den vorgenannten Erläuterungen empfehlen wir: nur solche Wasserkraftanlagen abzuregeln, die speziell für diese Art des Betriebs geeignet sind und bei denen aus wasserrechtlicher und betrieblicher Sicht keine Bedenken bestehen, unter Beachtung der wirtschaftlichen Angemessenheit, die technische Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung im Sinn von 6 EEG 2009 als Maßnahme zur Verbesserung der technischen Funktionsfähigkeit der Anlage anzuerkennen. aufgrund der steigenden Qualität der Prognosemodelle die Netzbetreiber zu verpflichten, geplante Abregelungen frühzeitig (24 h) mit Zeitpunkt, Dauer und Umfang bei den Anlagenbetreibern und -betreiberinnen anzumelden. 86

87 4.7 Verbesserung des ökologischen Zustands Die Wasserrahmenrichtlinie fordert bis zum Jahr 2015 für alle Wasserkörper in einem Gewässersystem das Erreichen eines Guten ökologischen Zustands (GÖZ) bzw. des Guten ökologischen Potenzials (GÖP). In Deutschland ist die Richtlinie durch Änderungen des Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) und der Landeswassergesetze sowie durch den Erlass von Landesverordnungen gesetzlich umgesetzt worden. Das Wasserhaushaltsgesetz (WHG) vom 31. Juli 2009 (gültig ab ) sowie die davor geltende Fassung setzen u. a. die Ziele der WRRL in nationales Recht um. Es enthält Anforderungen bzw. Ziele, die bei der Bewirtschaftung oberirdischer Gewässer zu gewährleisten sind (Abschnitt 2, 27 bis 31 WHG) wie: Der ökologische Zustand eines Gewässers darf nicht verschlechtert werden. Der Erhalt bzw. das Erreichen des guten ökologischen Zustands bzw. des guten ökologischen Potentials wird gefordert. Die Bewirtschaftungsziele unterliegen den Fristen der WRRL. Abweichungen von Fristen und Zielen können u. a. bei einem unverhältnismäßig hohen Aufwand gewährt werden. Es muss dann der bestmögliche ökologische Zustand erreicht oder das bestmögliche ökologische Potenzial ausgeschöpft werden. Als Maßnahmen zur Zielerreichung der WRRL werden für WKA in WHG insbesondere die Abgabe eines Mindestabflusses, die Gewährleistung der Durchgängigkeit und der Fischschutz geregelt. Diese Anforderungen gelten auch für bestehende Anlagen bzw. sind die Möglichkeiten einer nachträglicher Sanierung zu prüfen. Für die Energieerzeugung aus Wasserkraft wurden ökologische Kriterien in das EEG aufgenommen, damit die Nutzung der Wasserkraft als eine wichtige regenerative Energiequelle den Zielsetzungen des Wasserhaushaltsgesetzes nicht widerspricht. Laut den Besonderen Vergütungsvorschriften für Wasserkraft ist eine Vergütung nach EEG 2009 nur möglich, wenn nach der Errichtung oder Modernisierung der Anlage nachweislich ein guter ökologischer Zustand erreicht oder der ökologische Zustand gegenüber dem vorherigen Zustand wesentlich verbessert worden ist. Eine wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustand liegt in der Regel vor, wenn a) die Stauraumbewirtschaftung b) die biologische Durchgängigkeit c) der Mindestabfluss d) die Feststoffbewirtschaftung oder e) die Uferstruktur wesentlich verbessert worden oder Flachwasserzonen angelegt oder Gewässeralt- oder Seitenarme angebunden worden sind, soweit die 87

88 betreffenden Maßnahmen einzeln oder in Kombination unter Beachtung der jeweiligen Bewirtschaftungsziele erforderlich sind, um einen guten ökologischen Zustand zu erreichen. (EEG (5)) Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands Die im EEG benannten Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands wurden im Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft (BMU 2005) näher erläutert: Biologische Durchgängigkeit Wehre und Wasserkraftanlagen stellen Hindernisse für die Wanderung von Fischen und Makrozoobenthos dar. Insbesondere für die diadromen Arten, die weite Strecken zwischen dem Meer und den Binnengewässern zurück legen, wird dadurch die Wanderung zu Aufwuchs- uns Laichhabitaten behindert. Dies ist eine der Ursachen für Gefährdung bestimmter Populationen. Bei der biologischen Durchgängigkeit wird unterschieden zwischen flussaufwärts gerichteter Durchgängigkeit, flussabwärts gerichtete Durchgängigkeit des Standortes und Schutz abwandernder Fische. Die flussaufwärts gerichtete Durchgängigkeit kann heute durch den Bau von Fischaufstiegsanlagen nach einem bewährten Stand der Technik hergestellt werden. Kostenschätzungen sind möglich. Die Gewährleistung der flussabwärts gerichteten Durchgängigkeit erfordert bauliche (Schutzrechen) oder organisatorische (Turbinenmanagement) Schutzmaßnahmen, sowie die Einrichtung von Wanderwegen in das Unterwasser (Bypässe). Effiziente Maßnahmen befinden sich in einer Aufbauphase und sind daher nicht weit verbreitet, so dass hier Kostenschätzungen eher vorläufig sein werden. Sowohl Fischauf- als auch Fischabstiegsanlagen benötigen einen gewissen Abfluss für den Betrieb. Dieser steht der Wasserkraftanlage dann nicht zur Verfügung, so dass die jährliche Stromerzeugung vermindert wird Mindestabfluss Der Mindestabfluss ist für Ausleitungskraftwerke relevant (siehe Kap. 2.2). Der Mindestabfluss ist der Abflussanteil, der bei dauerhafter Wasserentnahme (Ausleitungskraftwerk oder sonstige Entnahme) im ursprünglichen Flussbett (Ausleitungsstrecke) verbleiben muss. Er sichert dort die Durchwanderbarkeit bis zum Wehr (wichtig, falls sich eine Fischaufstiegsanlage am Wehr befindet), die großräumige Auffindbarkeit dieses Wanderkorridors und den Lebensraum dieser Gewässerstrecke. 88

89 Durch die Abgabe eines Mindestabflusses wird der durch die Wasserkraftanlage nutzbare Abflussanteil und somit die Jahreserzeugung verringert Feststoffbewirtschaftung Als Feststoffe werden die durch das Gewässer mitgeführten Schweb-, Sink- und Schwimmstoffe bezeichnet. Diese haben eine hohe Bedeutung für die Ausprägung der Gewässergestalt und die dynamische Gewässerentwicklung. Bei der Bewirtschaftung werden die Feststoffe in das Unterwasser von Wehr bzw. Wasserkraftanlage geleitet, um eine Rückhaltung im Stauraum zu vermindern oder auszugleichen Stauraumbewirtschaftung Unter dem Begriff Stauraumbewirtschaftung werden die Maßnahmen zusammengefasst, die nicht mit der Feststoffbewirtschaftung in Stauhaltungen im Zusammenhang stehen, sondern der Verbesserung der Hydromorphologie dienen. So können die Überflutungen der Auen bei Hochwasser entlang von Staubereichen vermindert sein. Der Einstau kann weiterhin bedeuten, dass in Niedrigwasserperioden keine trocken fallenden Bereiche wie Kies- und Sandbänke auftreten. Das Fehlen derartiger natürlicher Prozesse wirkt sich nachteilig auf die Gewässerökologie aus Uferstruktur In Staubereichen, Ausleitungsstrecken und Triebwasserkanälen ist die Uferstruktur häufig stark überformt. Da die Fließverhältnisse zum Zweck der Energiegewinnung in der Regel in den betroffenen Gewässerstrecken erhalten bleiben sollen, kann die Uferstruktur dort nur mit eingeschränkter Wirksamkeit z. B. durch die Anbindung des Gewässers an die Aue einschließlich der Anlage von Uferrandstreifen verbessert werden Flachwasserzonen Flachwasserbereiche weisen spezifische Lebensbedingungen für die aquatische und terrestrische Fauna und Flora auf. Sie können im Staubereich in der Nähe der Stauwurzel angelegt werden, wobei die Dynamik (Veränderung der Wasserspiegellagen) in der Regel erheblich reduziert ist Gewässeralt- und Seitenarme Gewässeraltarme sind Relikte früherer Veränderungen des Gewässerverlaufs auf Grund hydromorphologischer Prozesse oder anthropogener Eingriffe. Eine Anbindung an das Gewässer kann zusätzliche Lebensräume schaffen, falls sie dem Leitbild des Gewässers entsprechen. 89

90 4.7.2 Fachliche Bewertung der Anforderungen Die in 23 (5) EEG aufgeführten Anforderungen an die Verbesserung des ökologischen Zustands werden in der Fachwelt mit einer unterschiedlichen Wertigkeit belegt. So werden z.b. in den Maßnahmeprogrammen zur WRRL (Kap ) die ökologische Durchgängigkeit und die Abgabe eines Mindestabflusses als vorrangige ökologische Maßnahmen gefordert. Im folgenden werden die möglichen Maßnahmen in der Reihenfolge ihrer Bedeutung für den ökologischen Zustand aufgelistet. Bei der biologischen Durchgängigkeit wird in die aufwärts und die abwärts gerichtete Durchgängigkeit unterschieden. Die Herstellung der aufwärts gerichteten Durchgängigkeit ist zur Verbesserung des ökologischen Zustands unerlässlich. Sowohl diadrome als auch potamodrome Fischarten sind auf die Aufwärtswanderung essentiell angewiesen. Ihr ist dem entsprechend die höchste Bedeutung beizumessen. In Abhängigkeit vom Gewässerleitbild bzw. Bewirtschaftungsziel ist die biologische Bedeutung der Herstellung der abwärts gerichteten Durchgängigkeit unterschiedlich zu werten. In Gewässern, in denen potenziell diadrome Arten vorkommen, hat die abwärts gerichtete Durchgängigkeit eine wichtigere Rolle als in Gewässern, in denen ausschließlich potamodrome Fischarten vorkommen. Bei Ausleitungskraftwerken kommt der Abgabe des Mindestabflusses eine hohe Bedeutung zu. Die Feststoffbewirtschaftung, die Stauraumbewirtschaftung und die Verbesserung der Uferstruktur können erst dann wesentlich zur Verbesserung des ökologischen Zustands beitragen, wenn die biologische Durchgängigkeit und der Mindestabfluss bereits gewährleistet sind. Das Anlegen von Flachwasserzonen und die Anbindung von Alt- und Seitenarmen kann nur in solchen Gewässern zur Verbesserung des ökologischen Zustands beitragen, zu deren Leitbild diese morphologischen Strukturen gehören. Eine ähnliche Einschätzung der Rangfolge der ökologischen Maßnahmen wurde bei der Diskussion innerhalb des Workshops zur Konkretisierung von Maßnahmen zur wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustands gemäß EEG 2009 ( , BMU, Berlin) von den etwa 20 Experten des Wasserbaus, der Gewässerökologie und des Naturschutzes vorgetragen: Die flussabwärts gerichtete Durchgängigkeit und der Schutz der abwandernden Fische sind ebenfalls für die Entwicklung der Fischpopulationen von erheblicher Bedeutung. Insbesondere für diadrome Fischpopulationen führt der kumulative Effekt bei der Passage einer Reihe von Wasserkraftstandorten zur Verstärkung der Überlebensproblematik. Die Auswirkungen einer Kette von Wasserkraftanlagen auf die potamodromen Fischarten sind bisher nicht ausreichend untersucht, 90

91 jedoch sei hier mit ähnlichen negativen Effekten zu rechen. Erst wenn die Durchgängigkeit und die Abgabe eine Mindestabflusses gewährleistet wären, würden Maßnahmen wie Verbesserung der Uferstruktur, Anlage von Flachwasserzonen und Anbindung von Gewässeralt- oder Seitenarmen sinnvoll sein Wirkung der ökologischen Anforderungen im EEG Zur Beurteilung der Wirkung der ökologischen Anforderungen des EEG an Wasserkraftanlagen wurden die in der Datenerhebung genannten Maßnahmen, die zu einer Vergütung nach EEG 2009 geführt haben, ausgewertet. Darüber hinaus wurden im Rahmen des Umweltforschungsplans des Umweltministeriums in 2008 zwei Studien beauftragt, deren Ergebnisse hier zusammengefasst werden. BfN 2009: Aus- und Neubau der kleinen Wasserkraft im Spannungsfeld von Biodiversitätsschutz und Klimawandel, Auftraggeber: Bundesamtes für Naturschutz, Leipzig (BfN), Laufzeit: 2008 bis UBA 2010: Effiziente Maßnahmen und Kriterien zur Verbesserung des ökologischen Zustands an Wasserkraftanlagen, Auftraggeber Umweltbundesamt (UBA), Dessau, Laufzeit: 2008 bis Erfahrungen in der Umsetzung des EEG Die Auswertung der Datenerhebung und die Gespräche mit den Ministerien und Umweltgutachtern zeigten, dass die häufigste Maßnahme zur Verbesserung des ökologischen Zustands der Bau einer Fischaufstiegsanlage war. Zweithäufigste Maßnahme war die Abgabe eines Mindestabflusses. Danach wurden Maßnahmen zur Herstellung der abwärts gerichteten Durchgängigkeit genannt. Die übrigen Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands wurden in der Datenerhebung nicht genannt. Von einigen Behörden wurde kritisiert, dass die morphologischen Maßnahmen (Uferstrukturierung, Anlage von Flachwasserzonen oder Anbindung von Gewässerseiten- und -altarmen) nur unwesentlich zur Verbesserung des ökologischen Zustands beitrügen, diese Maßnahmen aber mit Nachweis durch einen Umweltgutachter zur Zahlung der Vergütung nach EEG geführt hätten. Über die Qualität der durchgeführten Maßnahmen und ob sie tatsächlich zu einer Verbesserung des ökologischen Zustands geführt haben, können aus den statistischen Auswertungen keine Aussagen getroffen werden Auswertung von Untersuchungen Im Rahmen der o.g. Studien wurde eine Bewertung durchgeführter Maßnahmen in Hinblick auf die Verbesserung des ökologischen Zustands vorgenommen sowie Standards für die Bewertung erarbeitet. 91

92 BFN 2009 Innerhalb der Studie Aus- und Neubau der kleinen Wasserkraft im Spannungsfeld von Biodiversitätsschutz und Klimawandel (BFN 2009) wurde auf der Basis des Stands der Technik und der aktuellen ökologischen Anforderung eine Bewertungssystematik als Ersten Entwurf der Empfehlungen zur standörtlichen Bewertung von Wasserkraftstandorten aus Naturschutzsicht entsprechend EEG 2009 (bisher unveröffentlicht) entwickelt, mit der alle ökologisch relevanten Aspekte eines Standorts in einfacher und standardisierter Form beurteilt werden können. Nach einer entsprechenden Datenrecherche wurden zehn Wasserkraftstandorte zur Bewertung ausgewählt, die aufgrund der Umsetzung von ökologischen Maßnahmen eine erhöhte Vergütung gemäß EEG 2004 erhielten, wobei folgende ökologische Verbesserungsmaßnahmen realisiert wurden: An sechs Standorten: Neubau einer oder mehrerer Fischaufstiegsanlagen. An zwei Standorten: Turbinenmanagement, d.h. die gezielte Außerbetriebnahme der Wasserkraftanlage in Abwanderzeiten der Aale. An drei Standorten: Umbau des Rechenbauwerks und Einbau von Bypässen. Die Gesamtbewertung der auf- und abwärts gerichteten Durchgängigkeit der Standorte nach Umsetzung der ökologischen Maßnahmen ergab: An insgesamt vier Standorten ist die aufwärts gerichteten Durchgängigkeit nicht gewährleistet (schlechteste Bewertungsstufe E). Darunter sind zwei Standorte, an denen FAA als Modernisierungsmaßnahme errichtet wurden. In beiden Fällen ist die großräumige Auffindbarkeit nicht gegeben. An den übrigen sechs Standorten ist die aufwärts gerichteten Durchgängigkeit nur mäßig bis erheblich eingeschränkt gewährleistet (Bewertungsstufen C & D). Die abwärts gerichtete Durchgängigkeit wird an sechs Standorten u.a. durch die durchgeführten Maßnahmen gewährleistet (Bewertungsstufe B). An zwei Standorte ist die abwärts gerichtete Durchgängigkeit unterbrochen bzw. abwandernde Fische werden sehr stark geschädigt (Bewertungsstufe E). Die teilweise schlechte Bewertung der Maßnahmen ist häufig durch Ausführungsfehler im Detail begründet (z.b. hinsichtlich der Anordnung der FAA). Die Vermeidung der Fehler hätte bei einer besseren Planung oft nur geringe Zusatzkosten verursacht. UBA 2010 Die Studie Effiziente Maßnahmen und Kriterien zur Verbesserung des ökologischen Zustands an Wasserkraftanlagen im Auftrag des 92

93 Umweltbundesamtes befindet sich zur Zeit in Bearbeitung. Erste Ergebnisse werden zu den drei Schwerpunkten vorgestellt: Teilprojekt 1: Evaluierung bestehender Einrichtungen für den Fischschutz und Fischabstieg an kleinen und mittleren Wasserkraftanlagen. Es wurden bestehende Fischschutzeinrichtungen erfasst. Der Schwerpunkt lag dabei auf Rechenanlagen mit Stababständen < 20 mm bei vertikaler und von 20 mm bei horizontaler Stabausrichtung. Die Untersuchung zeigte, dass an diesen Anlagen kein umfassendes biologisches Monitoring stattgefunden hat. Daher wird innerhalb des Teilprojektes ein Verfahren für ein standardisiertes biologisches Monitoring im Bereich Fischabstieg erarbeitet. Teilprojekt 2: Aktualisierung des Wissensstandes in Bezug auf wasserrechtliche Regelungen und umgesetzte Maßnahmen an Wasserkraftanlagen. Gesetzliche Regelungen und Förderinstrumente im Bereich Wasserkraft und Ökologie wurden zusammen gestellt. Die seit Anfang 2010 auf die neue Rechtslage durch das WHG angepassten Landesgesetze wurden Anfang 2011 systematisch ausgewertet und verglichen. Im Zuge der Erhöhung der EEG-Vergütung in 2004 und 2009 wurden Fördermaßnahmen im Bereich der Wasserkraftanlagen nur noch vereinzelt gewährt. In der Regel wurden damit in sensiblen Gewässerabschnitten Maßnahmen zur Wiederherstellung der Durchgängigkeit finanziert. Eine Untersuchung der bei den einzelnen Bundesländern vorliegenden Daten zeigte, dass keine systematische Erfassung der ökologischen Maßnahmen an Wasserkraftanlagen existiert. In diesem Teilprojekt erfolgte daher eine Befragung aller Betreiber von Wasserkraftanlagen, die in 2009 eine Vergütung nach EEG erhalten haben, zur ökologischen Ausstattung ihrer Anlagen. Die Ergebnisse dieser Befragung sind in Kap dargestellt. Teilprojekt 3: Abschätzung möglicher Klimafolgen für die Wasserkraftnutzung in Deutschland und Aufstellung möglicher Anpassungsstrategien. Die Auswirkungen des Klimawandels auf das Abflussgeschehen wurden anhand vorliegender Prognosemodelle abgeschätzt und die Veränderung der Energieerzeugung für konkrete Beispielanlagen berechnet. Eine Veröffentlichung zu diesem Teilprojekt (WOLF- SCHUMANN e.a., 2010) liegt seit September 2010 vor. 93

94 Die Studien zeigen, dass die durchgeführten Maßnahmen oft keine Verbesserung des ökologischen Zustands bewirkt haben (BFN 2009) oder dass kein geeignetes Monitoring zur Bewertung der Maßnahmen vorgenommen wurde bzw. zur Verfügung steht Wesentliche Inhalte von Bewirtschaftungsplänen der WRRL Ziel der WRRL ist es, alle Oberflächengewässer und das Grundwasser bis 2015 europaweit nach einheitlichen Kriterien zu bewerten und, wo erforderlich, zu einem "guten ökologischen Zustand" zu führen oder das gute ökologische Potenzial zu entwickeln. Wo das bis 2015 nicht möglich ist, kann die Frist bis 2021/27 verlängert werden. In bestimmten Fällen werden Ausnahmen zugelassen. Kerninstrumente der WRRL sind die Maßnahmenprogramme und die Bewirtschaftungspläne. Nach Auswertung der vorliegenden Ergebnisse der Bestandserfassung sollen gemeinsam mit allen Beteiligten verhältnismäßige und zielgerechte Lösungsansätze für die Umsetzung erarbeitet werden. Die Flussgebietseinheiten wurden in sogenannte Wasserkörper unterteilt. Diese sind die eigentlichen Bewirtschaftungseinheiten, in denen die Belastungen erfasst, ihre Auswirkungen überwacht und Maßnahmen durchgeführt werden. Große Flussgebietseinheiten, an denen mehrere Länder oder Bundesländer beteiligt sind, haben sich auf das Erstellen eines gemeinsamen Maßnahmenprogramms in einer Flussgebietsgemeinschaft (FGG) verständigt. So haben sich die im deutschen Einzugsgebiet der Elbe liegenden Bundesländer Bayern, Berlin, Brandenburg, Hamburg, Mecklenburg- Vorpommern, Niedersachsen, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Schleswig- Holstein und Thüringen zur FGG Elbe zusammengeschlossen. Im Rahmen einer Arbeitsgruppe Durchgängigkeit/Fische der FGG-Elbe wurden auf der Grundlage von festgelegten Kriterien durch die Vertreter der beteiligten Bundesländer (ohne bayerische Teilnahme) eine Entscheidungshilfe für die Priorisierung von Maßnahmen erarbeitet. Hier wurden Vorranggewässer mit überregionaler Bedeutung für Fische und Rundmäuler im Flussgebiet der Elbe auf deutschem Gebiet benannt. Neben der Elbe wurden 33 Gewässer als Vorranggewässer benannt. Der Bewirtschaftungsplan Weser wurde durch die Flussgebietseinheit Weser erstellt, in der die Länder Bayern, Bremen, Hessen, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Thüringen und Sachsen-Anhalt vertreten sind. Im Dezember 2009 wurde der erste international koordinierte Bewirtschaftungsplan für die internationale Flussgebietseinheit Rhein vorgelegt. Ein Masterplan Wanderfische Rhein enthält weitere Details zu Maßnahmen speziell für die Wanderfische, die als Pilot- und Indikatorarten für die Lebensbedingungen einer Vielzahl weiterer Organismen stehen. 94

95 Da Wasserkraftanlagen eine Bewirtschaftung des Gewässers darstellen und dessen biologische, chemische und strukturelle Eigenschaften beeinflussen, sind sie bei der Umsetzung der WRRL zu berücksichtigen. Die Nutzung der Wasserkraft muss so erfolgen, dass sie den Vorgaben der WRRL entspricht. Das Erneuerbare Energien Gesetz EEG unterstützt für den Bereich Wasserkraft die Umsetzung der WRRL, in dem nach Durchführung von Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands erhöhte Einspeisevergütungen gezahlt werden. In den Bewirtschaftungsplänen und Maßnahmenprogrammen, die die Länder für die Flussgebiete aufgestellt haben, finden sich auch Hinweise für die Nutzung von Wasserkraftanlagen. Beispielhaft sind im Folgenden die wesentlichen Inhalte aus den Bewirtschaftungsplänen der Länder Bayern Baden-Württemberg, Rheinland-Pfalz, Thüringen, Nordrhein- Westfalen und Sachsen aufgeführt Bayern Für Bayern sind die Bewirtschaftungspläne und Maßnahmenprogramme der Flussgebiete Donau, Rhein, Elbe und Weser maßgebend. Sie sind auf der Internetseite veröffentlicht. In den bayerischen Fließgewässern befindet sich eine große Anzahl von Querbauwerken (QBW), an denen die Durchgängigkeit unterbrochen oder beeinträchtigt ist. Von den erfassten QBW stehen jedoch nur rund 10 % im Zusammenhang mit einer Wasserkraftnutzung. Im Maßnahmenprogramm des Rheins und der Donau ist das Erneuerbare- Energien-Gesetz (EEG) als Anreiz für Maßnahmen an Wasserkraftanlagen genannt. Unter der Leitung des Bayerischen Landesamtes für Umwelt wird derzeit das Strategische Gesamtkonzept Durchgängigkeit Bayern erarbeitet, das auch das gesamte bayerische Donaugebiet mit seinen für die fischfaunistische Durchgängigkeit bedeutsamen Gewässern umfasst. Für die Bundeswasserstraßen Main und Donau werden das Strategische Durchgängigkeitskonzept und das aktuell bundesweite Priorisierungskonzept der Wasser- und Schifffahrtsverwaltung des Bundes miteinander abgestimmt. Außerdem wurde von den Betreibern großer Wasserkraftanlagen in Bayern ein Masterplan Durchgängigkeit erarbeitet, der in das Strategische Konzept zur Durchgängigkeit eingeht (aus: Maßnahmenprogramm für den bayerischen Anteil der Flussgebietseinheit Donau, Dezember 2009). Die erforderlichen Maßnahmen im Maßnahmenprogramm für den bayerischen Anteil der Flussgebietseinheit Rhein orientieren sich sowohl an den Anforderungen für die diadromen Fischarten wie Lachs und Aal, sowie für die potamodromen Arten. Ziel ist es, den Main bis zur Mündung der Fränkischen Saale sowie die ehemaligen Lachsgewässer im bayerischen Maingebiet grundsätzlich für den Lachs und die anderen Fischarten zugänglich zu machen. Im Rahmen des bayerischen Masterplans Durchgängigkeit wird für elf Staustufen im Main von der bayerischen Grenze bis Gemünden zum Zufluss der Fränkischen Saale die Möglichkeit der Verbesserung der Durchgängigkeit untersucht. In 95

96 gleicher Weise werden Lösungen für Fischwanderhilfen bei weiteren 18 Staustufen im Mainverlauf bis Bamberg erarbeitet (aus: Maßnahmenprogramm für den bayerischen Anteil der Flussgebietseinheit Rhein, Dezember 2009). Im Maßnahmenplan für den bayerischen Anteil der Donau ist es generelles Ziel, die bayerische Donau durchgängig und die wichtigsten Seitengewässer erreichbar zu machen Baden Württemberg Das Land Baden-Württemberg hat Anteil an den Flussgebietseinheiten Rhein und Donau, die in die sechs inter-/nationalen Bearbeitungsgebieten Oberrhein, Hochrhein, Alpenrhein/Bodensee, Neckar, Main und Donau aufgeteilt sind. Die Informationen hierzu sind auf der Seite des Ministeriums für Umwelt, Naturschutz und Verkehr Baden Württemberg unter: veröffentlicht. Ein Wanderfischprogramm wird innerhalb der IKSR koordiniert und mit den Partnern aus Frankreich, der Schweiz und Rheinland-Pfalz abgestimmt. Seit 2001 besteht in Baden-Württemberg ein international abgestimmtes Programm zur Lachswiederansiedlung. Zu den Programmgewässern für die Lachswiederansiedlung zählen: Alb, Murg, Rench, Kinzig, Elz und Dreisam, Wiese sowie der so genannte Restrhein südlich von Breisach. Am Rheinhauptstrom werden zunächst die Maßnahmen für die Verbesserung des Aufstiegs betrachtet. Für kleinere Fließgewässer, so auch für einige Rheinnebenflüsse, gibt es bereits heute funktionsfähige Fischschutzanlagen, so dass die Abwärtswanderung in diesen Gewässern in den Masterplan einbezogen wird. Näheres dazu unter Insgesamt wurden im Jahr Barrieren mit Fischpässen oder Rampen durchgängig gestaltet. An diesen Standorten ist nun wieder eine flussaufwärts gerichtete Fischwanderung möglich. Zusätzlich wurden an fünf Wasserkraftanlagen Fischschutz- und Abstiegsanlagen errichtet, die dort eine weitgehend schadfreie abwärts gerichtete Fischwanderung ermöglichen Rheinland Pfalz Der Bewirtschaftungsplan und das Maßnahmenprogramm für die Gewässer in Rheinland-Pfalz sind auf der Seite des Ministeriums für Umwelt, Forsten und Verbraucherschutz Rheinland-Pfalz unter: veröffentlicht. In Zusammenarbeit mit der Wasserwirtschaftsverwaltung des Landes Rheinland-Pfalz wurde auf der Grundlage des Informations- und Bewertungssystems QUIS ein strategisches Sanierungskonzept mit großräumigen Entwicklungszielen für die Wiederherstellung der Durchgängigkeit erarbeitet. Dieses umfasst Maßnahmen für diadrome und potamodrome Entwicklungsstrecken im Sinne einer räumlichen und zeitlichen Priorisierung. (Entwicklungskonzept ökologische Durchgängigkeit, unveröffentlicht). Rhein, Mosel und Lahn wurden als 96

97 Verbindungsgewässer definiert, deren Durchgängigkeit für eine landesweite Vernetzung der aquatischen Lebensräume essentiell ist Thüringen Die Teilbereiche der Bewirtschaftungspläne und Maßnahmenprogramme für Elbe, Weser und Rhein, die den Freistaat Thüringen betreffen, sind bis zum für alle behördlichen Entscheidungen rechtsverbindlich. Die beschriebenen Maßnahmen sollen bis dahin umgesetzt werden. Ziel ist ein nach der EG-Wasserrahmenrichtlinie geforderter guter Zustand im Grund- und Oberflächenwasser. Die Maßnahmen und Bewirtschaftungsprogramme sind auf der Internetseite veröffentlicht. Die Beiträge des Freistaats Thüringen wurden mit den jeweiligen Maßnahmenprogrammen der anderen Bundesländer in den Flussgebietseinheiten Elbe, Rhein und Weser koordiniert Nordrhein Westfalen Die Maßnahmen und Bewirtschaftungsprogramme von Nordrhein- Westfalen sind auf der Internetseite veröffentlicht. Das Handbuch Querbauwerke wurde erstellt und fasst den aktuellen Stand des Wissens (2005) zur Durchgängigkeit zusammen. Über den Durchgängigkeitserlass werden verschiedene im Handbuch dargelegte Aspekte in das verwaltungstechnische Handeln eingeführt. Zum Schutz des ökologischen Zustands aller Fischarten gelten die Mindestanforderungen des Durchgängigkeitserlasses (2009), das heißt, bestimmte technische Anforderungen an den Fischaufstieg, an den Fischschutz und an die Mindestwasserführung sind zu gewährleisten. Auf der Basis dieses Erlasses werden in Nordrhein-Westfalen Durchgängigkeitsmaßnahmen für verschiedene Zielarten durchgeführt. Ausgangspunkt für die Zielarten ist die heutige potenziell natürliche Fischfauna. Zu deren Ermittlung ist die Fischgewässertypenkarte des MUNLV heranzuziehen. Einen Überblick über die jeweiligen Anforderungen nach Durchgängigkeitserlass gibt Tab (aus Maßnahmenprogramm NRW; Lebendige Gewässer). Zur Realisierung der Ziele der EG-WRRL wurde für das Land Nordrhein- Westfalen eine Broschüre mit Förderprogrammen und Unterstützungsmöglichkeiten erstellt. 97

98 Tab. 4.23: Maßnahmen Zielarten Diadrome Fische Potamodrome Fische Überblick über die jeweiligen Anforderungen an die Herstellung der Durchgängigkeit an Querbauwerken mit Wasserkraftnutzung nach Durchgängigkeitserlass (Quelle: Maßnahmenprogramm NRW; Lebendige Gewässer) Fischaufstiegsa nlage erforderlich erforderlich Fischschutz erhöhte Anforderung Mindeststandard mit Verbesserungsgebot im Einzelfall Sonstige erforderlich Mindeststandard Fischabstieg erhöhte Anforderung so weit, wie im Einzelfall möglich gewährleisten so weit, wie im Einzelfall möglich gewährleisten Mindestwasserführung im Gewässer erforderlich in Abhängigkeit des Wanderweges erforderlich in Abhängigkeit des Wanderweges erforderlich in Abhängigkeit des Wanderweges Sachsen Die Maßnahmenprogramme sind auf der Website des Landesamtes für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie von Sachsen (LfULG) zu finden: Sachsen liegt in den Flussgebieten von Elbe (95 % der Landesfläche) und Oder (5 % der Landesfläche). An 16 % der sächsischen Oberflächenwasserkörper sind Maßnahmen zur Herstellung der linearen Durchgängigkeit an sonstigen wasserbaulichen Anlagen geplant. Die Maßnahmenzuordnungen konzentrieren sich somit zunächst auf einen im Laufzeitraum des ersten Bewirtschaftungsplanes (2010 bis 2015) realisierbaren Umfang von Maßnahmen unter Berücksichtigung ökologischer und wirtschaftlicher Aspekte. Auch für die Laufzeiträume der nachfolgenden beiden Bewirtschaftungspläne ( sowie ) sind für zahlreiche Fließgewässer und deren Querbauwerke Maßnahmen zur Herstellung der linearen Durchgängigkeit vorgesehen (aus Maßnahmenprogramm an sächsischen Wasserkörpern, LfULG, Dezember 2008) Zusammenfassung Allen Bewirtschaftungsplänen und Maßnahmenprogrammen ist gemeinsam, dass vorrangig die Herstellung der Durchgängigkeit gefordert wird. Viele Länder haben Vorrang-, Programm- oder Entwicklungsgewässer benannt, in denen Maßnahmen räumlich und zeitlich prioritär durchgeführt werden sollen. An Wasserkraftanlagen wird neben der aufwärts gerichteten Passierbarkeit auch die Abgabe eines Mindestabflusses und je nach Bundesland in den Nebengewässern ein erhöhter Fischschutz und die Abwärtspassierbarkeit gefordert. 98

99 4.7.5 Wasserkraft und Ökologie im Ausland Ergänzend erfolgte eine Auswertung von Ansätzen und Standards zur ökologischen Anpassung der Energieerzeugung aus Wasserkraft im europäischen Ausland. So wurde die Zertifizierung von Wasserkraftstrom in der Schweiz und das Konzessionsvergabeverfahren in Norwegen untersucht Ökostrom-Zertifizierung Schweiz Die EAWAG (Eidgenössische Anstalt für Wasserversorgung, Abwasserreinigung und Gewässerschutz) entwickelte ein Zertifizierungsverfahren (greenhydro), das die umweltschonende Betriebsweise und Gestaltung von Wasserkraftanlagen bescheinigen soll. Für eine Zertifizierung müssen Anlagen hierzu einen einheitlichen Grundstandard erfüllen. Zusätzlich werden Verbesserungsmaßnahmen für den ökologischen Zustand des Gewässers ermittelt, die durch einen fixen Beitragssatz pro produzierter Kilowattstunde durch den WKA-Betreiber finanziert werden. Für die Ermittlung des Ökostrom-Grundstandards wird eine Matrix verwendet (Abb. 4.27). Sie unterteilt sich in fünf Managementbereiche (Restwasser, Schwell-/Sunkbetrieb, Stauraum, Geschiebe, Kraftwerksgestaltung) und fünf Umweltbereiche (Hydrologischer Charakter, Gewässervernetzung, Feststoffhaushalt und Morphologie, Landschaft und Biotope, Lebensgemeinschaften). Für alle 25 Felder der Matrix liegt ein Kriterienkatalog vor, anhand dessen die Anlagen bewertet, Defizite festgestellt und die sich daraus ergebenden Anforderungen benannt werden. Tab zeigt exemplarisch die einzelnen Kriterien für den Managementbereich Kraftwerksgestaltung auf. Die Zertifizierung wird durch den unabhängigen Verein für umweltgerechte Elektrizität (VUE) durchgeführt, die bei erfolgreicher Auditierung das Ökostromlabel "naturemade star" vergibt. Eine Vergütung für zertifizierte Betreiber ist nicht vorgesehen. Stattdessen soll das Ökostrom-Label dem Betreiber auf dem liberalisierten Strommarkt einen Wettbewerbsvorteil bringen. 99

100 Abb. 4.27: Matrix zur Ermittlung der Ökostrom-Grundanforderungen (EAWAG 2001) Tab. 4.24: Kriterien im Managementbereich Anlagengestaltung (EAWAG 2001) Umweltbereiche Hydrologischer Charakter Grundanforderungen Kraftwerksgestaltung - Kein sprunghaftes Anspringen der Hochwasserentlastung - Sockelabfluss in Restwasserstrecke Vernetzung der Gewässer - Sicherstellen der freien Fischwanderung Feststoffhaushalt und Morphologie Landschaft und Biotope Lebensgemeinschaften - Geschiebetaugliche Wehrgestaltung - Zusammenarbeit mit Geschiebemanagement - Anpassung von Kraftwerksbauten in schützenswerten Lebensräumen - Zusätzliche Habitate in künstlichen Umgehungsgerinnen - Schutz der in und am Wasser vorkommenden Arten Ende 2006 wurde eine Machbarkeitsstudie für eine Übertragung des Zertifizierungs-Standards nach Deutschland abgeschlossen (HEIMERL et al. 2007). Als Fazit der Studie lässt sich festhalten, dass eine generelle Übertragbarkeit des greenhydro-verfahrens auf Deutschland zwar besteht, auf Grund anderer Rahmenbedingungen insbesondere der bereits vorhandenen Unterstützung der Grün-Strom-Erzeugung durch das EEG wird jedoch davon ausgegangen, dass sich das greenhydro- Verfahren in Deutschland voraussichtlich weniger durchsetzen wird. Bei Einführung eines internationalen Qualitätsstandards für Wasserkraftanlagen auf Basis des greenhydro-standards ist die Übertragung und ggf. 100

101 Anpassung der Kriterien auf Deutschland ohne weiteres möglich. Zudem konnte festgestellt werden, dass Wasserkraftanlagen, die schon einen hohen ökologischem Standard aufweisen, eine Zertifizierung ohne zu große Investitionen erreichen können (HEIMERL et al. 2007). Die Vergütung von nicht zertifizierten Wasserkraft-Anlagen wird in der Energieverordnung (EnV 2010) der Schweiz geregelt. Anhang 1.1 regelt die Vergütung von Wasserkraftanlagen bis 10 MW. Die Vergütungshöhe richtet sich nach der Leistung, der Fallhöhe und dem wasserbaulichen Anteil der Anlage und liegt zwischen 8,5 und 35 Rappen /kwh (6,5 bis 26,9 ct/kwh) Konzessionsvergabe für Wasserkraftprojekte in Norwegen In Norwegen hat die Wasserkraft einen Anteil von 98 % an der gesamten Stromerzeugung. Etwa 900 WKA mit einer gesamten installierten Leistung von ca. 30 GW erzeugten im Jahr 2008 eine Jahresarbeit von ca. 140 TWh. Weltweit steht Norwegen bei der Stromerzeugung aus Wasserkraft an der sechsten Stelle. Begünstigt wird die Wasserkraftnutzung hierbei durch eine gebirgige Topographie mit hohen Fallhöhen, einer großen Anzahl von natürlichen Bergseen, die als Speicherseen genutzt werden können, hohen Niederschlag und einer dünnen Besiedelung, die die Durchführung großer Projekte erleichtert. Die Wasserkraftanlagen befinden sich zu fast 90 % in öffentlicher Hand. Das staatliche Energieunternehmen Statkraft betreibt ca. 30 % der Anlagen. 59 % der WKA werden von Städten und Gemeinden betrieben. Für den Bau und Betrieb einer Wasserkraftanlage ist eine Konzession erforderlich. Für das Konzessionsverfahren von Anlagen < 10 MW ist das staatliche Direktorat für Wasser- und Energieverwaltung (NVE) zuständig. Für Anlagen > 10 MW wird eine Konzession vom Ministerium für Energie ausgegeben, das jedoch ebenfalls auf Grundlage der Empfehlungen des NVE entscheidet. Die Konzessionsvergaben sind an bestimmte Bedingungen geknüpft. Konzessionsinhaber sind verpflichtet, in verschiedene Wirtschaftsfonds auf nationaler, regionaler und kommunaler Ebene einzuzahlen, deren Gelder für gesellschaftsdienliche Zwecke verwendet werden. Ebenso sind die Konzessionsinhaber dazu verpflichtet für den Schutz des Fischbestandes zu sorgen. Dazu gehört auch die Sicherstellung von Wandermöglichkeiten der Fischpopulation. Für die Feststellung ökologischer und sozioökonomischer Auswirkungen müssen entsprechende Verträglichkeitsprüfungen durchgeführt werden. Im Falle des Baus eines neuen Querbauwerks müssen zum Ausgleich der veränderten Wasserführung Maßnahmen getroffen werden. Zusammen mit der schwedischen Regierung hat Norwegen 2009 einen Zertifikatsmarkt für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen eingeführt. Voraussetzung für den Erhalt von Ökostrom-Zertifikaten ist eine staatliche Genehmigung. Produzenten von Strom aus erneuerbaren Energien erhalten Zertifikate, die deren produzierten Energiemengen 101

102 entsprechen. Die Behörden können alle Stromkunden dazu verpflichten, eine bestimmte Menge an Zertifikaten zu kaufen. So entsteht ein Zertifikatsmarkt, in dem der Preis für die Zertifikate von der Nachfrage abhängt Beispiele für Mitnahmeeffekte Im Rahmen der durchgeführten Datenerhebung wurden Behörden, Hersteller, Planer, Betreiber und Gutachter gebeten, Änderungsvorschläge zum EEG 2009 zu benennen. Von Seiten einiger Behörden wurde dies zum Anlass genommen, Risiken und Beispiele von Mitnahmeeffekten zu beschreiben. So nennt Herr Johann Rupp vom Landratsamt Ravensburg folgendes Negativbeispiel, bei dem eine Höhervergütung nach EEG gezahlt wurde, ohne dass eine ökologische Verbesserung erfolgte: Der ca m lange Kraftwerkskanal einer Wasserkraftanlage liegt innerhalb eines Waldes, der als Waldbiotop und FFH Gebiet kartiert ist. Zum Hauptgewässer ist der Kanal teilweise mit einer Spundwand, der restliche Kanal ist zur Talseite mit einem Erddamm gesichert. Wegen Undichtigkeiten und den beengten Verhältnissen soll am Kanal zusätzlich zur bereits vorhandenen ca. 200 m langen Spundwand auf ca. weiteren 300 m eine Spundwand eingebracht werden. Weitere Sicherungsmaßnahmen sollen mit Flussbausteinen erfolgen Wegen des Umfangs der geplanten Arbeiten innerhalb der sensiblen Schutzgebiete werden die Arbeiten vom LRA nicht als Unterhaltungsmaßnahme, sondern als genehmigungspflichtiger Gewässerausbau betrachtet. Ökologische Maßnahmen im Sinne des EEG (Mindestwasserregelung, Durchgängigkeit) fanden nach unserer Auffassung nicht statt. Der Betreiber erhält jedoch aufgrund des Bescheides die Höhervergütung nach EEG. Ein weiteres Beispiel wird von Herrn Rupp wie folgt beschrieben: In einem weiteren Fall ist der Triebwerkskanal (Sohle und Böschungen asphaltiert) auf eine Länge von ca. 30 m zum Mutterbett durchgebrochen. Wegen der besonderen örtlichen Situation (Schutzgebiete, lange Stillstandszeiten für Planung und Planverfahren zur Herstellung der Durchgängigkeit an der Wehranlage) wurden hier nur die erforderlichen Arbeiten am Kanal wasserrechtlich betrachtet. Zur Sanierung wurden eine Spundwand und eine Asphaltabdichtung eingebracht. In der wasserrechtlichen Entscheidung hat die Wasserbehörde darauf hingewiesen, dass die Sanierungsarbeiten keine Maßnahmen im Sinne des EEG darstellen. In einem vom Betreiber angestrengten Gerichtsverfahren wurde dieser Hinweis wegen fehlender Rechtsgrundlagen nicht anerkannt. 102

103 Eine zivilrechtliche Auseinandersetzung zwischen Betreiber und EVU folgte. Vermutlich erhält der Betreiber aufgrund des wasserrechtlichen Bescheides zwischenzeitlich die Höhervergütung nach EEG. Frau Petra Gritsch vom Landratsamt Waldshut schreibt: Bei den uns (zufällig) bekannt gewordenen Fällen, in welchen eine Bescheinigung durch einen Umweltgutachter ausgestellt wurde, mussten wir leider feststellen, dass die vorgenommenen und bescheinigten "Verbesserungsmaßnahmen" weder unseren fachlichen noch rechtlichen Vorstellungen entsprechen. Wir sehen deshalb das Problem, dass Wasserkraftanlagenbetreiber mit minimalem Aufwand, der im ungünstigsten Fall zu keiner nachweislichen Verbesserung der Gewässerökologie führt, eine Höhervergütung nach EEG erhalten, ohne das wir hierüber Kenntnis erhalten. Spätere Bemühungen, an den betreffenden Standort aus unsrer Sicht erforderliche Maßnahmen im Sinne des EEG und der WRRL umsetzen zu lassen, werden durch das fehlende Instrument des finanziellen Anreizes erschwert. Herr Dr. Vordermeier, Leiter der Fachberatung für das Fischereiwesen im Bezirk Mittelfranken, beschreibt die Bescheinigungs-Praxis von Maßnahmen wie folgt: Das EEG wird in Mittelfranken oftmals nicht mit einer Modernisierung der WKA verbunden, sondern nur mit dem Bau einer Fischaufstiegshilfe. Hierbei steht für die Wasserkraftbetreiber ausschließlich die Erlangung der Mehrerlöse im Mittelpunkt, nicht das Funktionieren der Maßnahme. Die Landratsämter bzw. Ordnungsämter verbescheiden die eingegangenen Anträge in der Regel antragsgemäß, auch wenn die Fischereibehörde deutliche Auflagen definiert und fordert. Diese werden in der Praxis so gut wie nicht beachtet. Den Kritikpunkten und Änderungsvorschlägen wurden Datenbögen von 25 Wasserkraftanlagen beigefügt, an denen Maßnahmen durchgeführt wurden, die keine oder nur eine sehr beschränkte Wirksamkeit im Hinblick auf eine ökologische Verbesserung haben. In zahlreichen Fällen wurde die Praxis beschrieben, dass nach einer Ablehnung der Maßnahme durch die Behörden ein Umweltgutachter eingeschaltet wurde, der daraufhin die Wirksamkeit der Maßnahme bescheinigte. Zweifel an der Befähigung der Umweltgutachter, die Wirksamkeit ökologischer Verbesserungsmaßnahmen bewerten zu können, ist der Hauptkritikpunkt, der von Behörden angemerkt wird. Folgende weitere Behörden und Institutionen kritisieren dies: Sächsisches Staatsministerium für Umwelt und Landwirtschaft Thüringer Landesanstalt für Umwelt und Geologie Ministerium für Umwelt, Naturschutz und Verkehr Baden-Württemberg Sächsisches Landesamt für Umwelt, Landwirtschaft und Geologie Landesamt für Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume Schleswig-Holstein Regierungspräsidium Kassel 103

104 Landesdirektion Leipzig Fachberatung für Fischerei des Bezirks Oberpfalz Struktur- und Genehmigungsdirektion Nord, Regionalstelle Trier Landkreis Calw Umweltschutzamt Freiburg im Breisgau Diskussion und Bewertung der Anforderungen an die Verbesserung des ökologischen Zustands Die Verknüpfung der ökonomischen Anreize zur Nutzung der Wasserkraft im EEG mit den Zielen und Anforderungen der EG-WRRL erscheint vor dem Hintergrund aktueller Entwicklungen nach wie vor sinnvoll. Das Wasserhaushaltsgesetz wurde an die Regelungen der EG-WRRL angepasst (WHG 2010) und stellt Anforderungen zur Verbesserung des ökologischen Zustands oder Potenzials an die Wasserkraftnutzung, die sich auch in den Bewirtschaftungsplänen wieder finden. Eine Nutzung der Wasserkraft als eine wichtige regenerative Energiequelle ohne Einhaltung der genannten Anforderungen ist daher grundsätzlich nicht möglich. In den Bestimmungen der WHG werden konkrete Maßnahmen, auch an den Wasserkraftanlagen, gefordert. 33 regelt die Abgabe des Mindestabflusses, 34 die Herstellung der Durchgängigkeit. Hier werden geeignete Einrichtungen und Betriebsweisen zur Erhaltung oder Wiederherstellung der Durchgängigkeit vorgeschrieben. 35 geht auf die Wasserkraftnutzung ein und lässt diese nur dort zu, wo geeignete Maßnahmen zum Schutz der Fischpopulationen ergriffen werden (vgl. Kap ). Im EEG 2009 wurde versucht, den unbestimmten Rechtsbegriff der wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustands durch eine Regelvermutung zu konkretisieren. Die in der Regelvermutung genannten Anforderungen (Kap ) werden ohne Rangfolge genannt. Als Ergebnis der durchgeführten Untersuchung kann formuliert werden, dass nur die biologische Durchgängigkeit und die Abgabe von Mindestwasser den in Kap erläuterten fachlichen Anforderungen an die wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustands entsprechen. Die Auswertungen in diesem Bericht zeigen, dass das EEG insbesondere Modernisierungen bei Anlagen bis 500 kw bewirkt, die eine wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustands zum Ziel haben (Kap ). Die Ergebnisse der BFN-Studie (2009) und die aufgeführten Beispiele für Mitnahmeeffekte lassen die Vermutung zu, dass nicht alle durchgeführten Maßnahmen zu einer wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustands geführt haben. Sowohl von den Behörden als auch von den Umweltgutachtern (siehe Anlage 2) wurde eine Konkretisierung der im EEG 2009 genannten Anforderungen und des Begriffs der wesentlichen Verbesserung gefordert. 104

105 Seit Ende 2009 liegen die Bewirtschaftungspläne vor und am ist das WHG (2010) in Kraft getreten. Ziel dieser Regelungen ist die Erreichung des guten ökologischen Zustands (Potenzials) der Gewässer. Die Unsicherheiten bezüglich der Verbesserung des ökologischen Zustands, die zum Zeitpunkt der Verabschiedung des EEG 2009 noch bestanden, sind damit weitgehend beseitigt. Es ist davon auszugehen, dass die Durchführung von Maßnahmen, die die Anforderungen des WHG erfüllen, unter Beachtung der jeweiligen Bewirtschaftungsziele zu einer Verbesserung des ökologischen Zustands führen. Jedoch ist dies nur bei einer fachlichen Prüfung der Planung bzw. der Maßnahme sichergestellt. Einen konkreten Maßstab, ab wann eine wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustands erreicht ist, kann es nicht geben. Die Verbesserung des ökologischen Zustands kann nur im Kontext der Bewirtschaftungsziele und des derzeitigen Zustands des Gewässerabschnitts beurteilt werden. Daher ist ein Einzelfall abhängiger Nachweis erforderlich, der von den zuständigen Behörden im Rahmen einer wasserrechtlichen Zulassung oder, bei genehmigungsfreien Maßnahmen, durch eine Umweltgutachterin oder einen Umweltgutachter erteilt werden kann Empfehlung zu den Anforderungen an die wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustands In den Bewirtschaftungsplänen und im WHG (2010) sind die Anforderungen an eine wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustands enthalten. Daher wird auf Basis der genannten Sachverhalte empfohlen, die Regelvermutung in 23 (5) Nr. 2 durch einen Verweis auf das WHG zu ersetzen. Der Verweis auf die Beachtung der Bewirtschaftungsziele sollte erhalten bleiben. 4.8 Nachweis der ökologischen Verbesserung Nach 23 Absatz 5 Satz 3 EEG gilt für Neuanlagen als Nachweis des guten ökologischen Zustands oder der wesentlichen Verbesserung des Zustands gegenüber dem vorherigen Zustand die Vorlage der wasserrechtlichen Zulassung. Bei Modernisierungen gilt eine Bescheinigung der zuständigen Behörde oder einer Umweltgutachterin oder eines Umweltgutachters mit einer Zulassung für den Bereich der Elektrizitätserzeugung aus Wasserkraft. Machte die Modernisierung eine neue Zulassung der Wasserkraftnutzung erforderlich, gilt diese als Nachweis. Drei Fragen sind hier zu klären: Was ist eine wesentliche Verbesserung? Ist die wasserrechtliche Zulassung als Nachweis ausreichend? Wie ist die Rolle der Umweltgutachterin oder des Umweltgutachters zu verstehen? 105

106 Zu 1: Der erste Punkt wurde in Kap diskutiert. Probleme bei der wasserrechtlichen Zulassung und die Rolle der Umweltgutachterin oder des Umweltgutachters werden im folgenden untersucht. Zu 2: In der Regel handelt es sich bei Maßnahmen, die zu einer wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustands führen, um eine Änderung der Benutzung eines Gewässers, die genehmigungspflichtig ist. So sind der Bau einer Fischaufstiegsanlage oder bauliche Veränderungen an der Wasserkraftanlage genehmigungspflichtig. Der Zulassungsbescheid der Behörde enthält im Allgemeinen keinen Vermerk über die wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustands. Es wird aber davon ausgegangen, dass eine Zulassung nur erteilt wird, wenn das Bauvorhaben den wasserrechtlichen Bestimmungen und den Bewirtschaftungsplänen entspricht und Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands oder Potenzials durchgeführt werden. Die behördliche Zulassung wird vor Umsetzung der Maßnahme erteilt. Eine Bestätigung, dass die Maßnahme wie genehmigt durchgeführt worden ist und der ökologische Zustand verbessert worden ist, erfolgt nicht. Es wäre daher sinnvoll, den Vergütungsanspruch an die behördliche Abnahmebestätigung zu knüpfen. Zu 3: Der Anwendungsbereich der Umweltgutachterin oder des Umweltgutachters sollte nur solche Maßnahmen betreffen, die nicht genehmigungspflichtig sind. Eine Klarstellung des Anwendungsbereichs der Umweltgutachterin oder des Umweltgutachters in 23 (5) scheint notwendig, da offensichtlich auch für genehmigungspflichtige Maßnahmen die Verbesserung des ökologischen Zustands durch Umweltgutachter bescheinigt worden ist. Folgende Maßnahmen sind nicht genehmigungspflichtig: Freiwillige Abgabe von Mindestwasser Verringerung der Rechenstabweite Maßnahmen im Rahmen der Gewässerunterhaltung (u.u. Ausbaggern von Seitenarmen o. ä.) Von den Behörden, die im Rahmen der Vorbereitung des Erfahrungsberichts befragt wurden, wurde in Bezug auf den Nachweis der ökologischen Verbesserung Kritik geäußert, die sich im wesentlichen in zwei Punkte gliedern lässt: Gefahr des Missbrauchs durch Gefälligkeitsgutachten seitens der Umweltgutachterin oder des gutachters. Es wird befürchtet, dass die Gutachter Maßnahmen positiv bewerten, die nicht oder nicht ausreichend mit den Bewirtschaftungszielen abgestimmt sind bzw. die die fachlichen Kriterien nur unzureichend erfüllen (dies wird von neun Behörden und Institutionen kritisiert). Fehlende Information und Einspruchsmöglichkeit der Behörden: Die Behörden können, trotz Meldepflicht der Netzbetreiber, nicht oder nur schwierig in Erfahrung bringen, welche Anlagen eine erhöhte Vergütung bekommen. 106

107 Ein weiterer Missstand wurde in der Diskussion erkennbar: Durch die fehlende Anzeigepflicht wird nicht kontrolliert, ob die ergriffene Maßnahme auch über die Dauer des Vergütungszeitraums (20 bzw. 15 Jahre) effektiv bleibt. Die Behörden haben keine Widerspruchsmöglichkeit. Letzterem könnte durch eine vorgeschriebene Überprüfung der Effektivität der Maßnahme in regelmäßigem Abstand begegnet werden. Von der EMAS wird eine Wiederholungsprüfung alle 3 Jahre empfohlen. Die Kosten für die Wiederholungsprüfung liegen bei etwa 500 bis Bei einer 20-jährigen Vergütungsdauer würden zusätzliche Kosten in Höhe von im Mittel ca auf den Betreiber oder die Betreiberin zukommen. Die Gefahr des Missbrauchs wurde im Laufe des Jahres 2010 durch die Festlegung von fachlichen Standards für die Zulassung von Umweltgutachterinnen und Umweltgutachtern eingedämmt. Umweltgutachterinnen, -gutachter und Gutachterorganisationen, die den Nachweis der Verbesserung des ökologischen Zustands nach 23 EEG erbringen wollen, müssen eine Zulassung auf der Basis des Umweltauditgesetzes erlangen. Das Verfahren forderte bisher keine spezifische fachliche Qualifikation für EEG Umweltgutachter, was häufig zu Kritik und der Warnung vor möglichen Gefälligkeitsgutachten führte. Mit Beschluss vom 9. Juli 2010 hat der Bundesrat einer Änderung des EEG 2009 zur Konkretisierung der jeweils erforderlichen Zulassungen von Umweltgutachterinnen und Umweltgutachtern bei gutachterlichen Tätigkeiten im Rahmen des EEG 2009 zugestimmt. Demnach müssen die Umweltgutachterinnen und Umweltgutachter nun eine Zulassung für den Bereich Elektrizitätserzeugung aus Erneuerbaren Energien oder, bei Strom aus Wasserkraft, eine Zulassung für den Bereich Elektrizitätserzeugung aus Wasserkraft vorweisen. Damit hat der Gesetzgeber die Voraussetzungen geschaffen, dass Standards für Umweltgutachterinnen und Umweltgutachter außerhalb des EEG festgelegt werden. Am 3. März 2010 wurde die Richtlinie des Umweltgutachterausschusses nach dem Umweltauditgesetz (UAG- Fachkunderichtlinie UAG-FkR) vom 28. Januar 2010 veröffentlicht. In ihr sind die Anforderungen für Tätigkeiten aufgrund des 23 EEG zur Vergütung von Strom aus Wasserkraft spezifiziert worden. Es werden Kenntnisse und Fähigkeiten zu folgenden rechtlichen, gewässerökologischen und Wasserkraft spezifischen Inhalten gefordert: Gesetzliche Regelungen auf Europa-, Bundes- und Landesebene (WRRL, EEG, WHG, Landeswasser- und Fischereigesetze etc.) Kriterien für die Verbesserung des ökologischen Zustands/ Potenzials Bau und Wirkungsweise von Wasserkraftanlagen Grundsätze der Bewirtschaftungsziele und -anforderungen Gewässer- und Fischökologie, Limnologie, Hydrologie, Hydraulik, Wasserbau und Wasserwirtschaft. 107

108 Die Regelungen betreffen allerdings nur die Umweltgutachterinnen und Umweltgutachter, die nach dem 23. März 2010 eine Zulassung erhalten haben. Gutachter, die bereits eine Zulassung für den Bereich Elektrizitätserzeugung aus Wasserkraft besitzen, können ohne erneute Prüfung weiterhin tätig sein Auswertung der Recherche bei Umweltgutachtern Alle bei der Deutschen Akkreditierungs- und Zulassungsgesellschaft für Umweltgutachter (DAU) registrierten Umweltgutachterinnen und Umweltgutachter wurden telefonisch nach ihrem Tätigkeitsfeld befragt. Demnach haben 20 Gutachter Fälle im Bereich Wasserkraft bearbeitet. Diese wurden angeschrieben mit der Bitte um Angaben zu ihren Gutachten. Der Datenerhebungsbogen zu dieser Anfrage befindet sich in Anlage 1. Vier Gutachter haben geantwortet. Diese haben insgesamt 192 Fälle bearbeitet. Davon entfallen allein auf einen Gutachter 178 Fälle. Ein Gutachter hat detaillierte Verbesserungsvorschläge für das EEG und die Anforderungen an den Nachweis geliefert. Inhaltlich decken sich seine Vorschläge weitgehend mit den Empfehlungen in Kap Auch die DAU bemängelt (s. Anlage 2): Die Kriterien für die ökologische Verbesserung müssen konkretisiert werden. Bei der DAU sind einige gerichtliche Verfahren im Wasserbereich gegen Gutachter anhängig. Die Verfahren wären einfacher zu führen, wenn es eine eindeutige Definition für eine wesentliche ökologische Verbesserung gäbe. Es konnte nicht ermittelt werden, wie hoch der Anteil an Anlagen ist, die eine erhöhte Vergütung aufgrund des Nachweises durch einen Umweltgutachter erhalten. Auch der Anteil der Missbrauchsfälle konnte nicht quantifiziert werden. Die Recherchen dazu vermitteln aber den Eindruck, dass es sich eher um Einzelfälle handelt, die dazu noch mehrheitlich von einem Gutachter bearbeitet wurden. Gegen diesen Gutachter wird gerichtlich ermittelt Empfehlung zum Nachweis der Verbesserung des ökologischen Zustands Unter Betrachtung der dargestellten Sachverhalte wird für den Nachweis der wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustands empfohlen: Den Anwendungsbereich der Umweltgutachterin oder des Umweltgutachters auf genehmigungsfreie Maßnahmen zu beschränken, Eine Anzeigepflicht gegenüber der Behörde einzuführen, Regelmäßige Überprüfungen der Effektivität der Maßnahme(n) zur Verbesserung des ökologischen Zustands zu fordern. 108

109 Empfehlung außerhalb des EEG Wenn der in Kap behandelten wirtschaftlichen Angemessenheit eine größere Rolle zugeordnet werden soll als bisher, sollten in die Fachkunderichtlinie für Umweltgutachter für den Bereich Elektrizitätserzeugung aus Wasserkraft auch Anforderungen an die Fachkenntnisse im Bereich Betriebswirtschaftliche Berechnungsmethoden aufgenommen werden. 4.9 Errichtung von Querbauwerken zur Wasserkraftnutzung Mit den Regelungen in 23 Absatz 6 soll verhindert werden, dass neue Querbauwerke ausschließlich zum Zwecke der Stromerzeugung errichtet werden. Der Ausschluss der Vergütung nach EEG 2009 von ausschließlich zur Stromerzeugung errichteten Anlagen hat keinen Einfluss auf die wasserrechtliche Zulässigkeit von durchgehenden Querverbauungen. Sie hat nur faktisch dazu geführt, dass solche Bauwerke selbst dann nicht errichtet wurden, wenn sie ausnahmsweise nach WHG zulässig waren. Die Zulassungsentscheidung bezüglich Anlagen zur Nutzung von Gewässern obliegt der Wasserbehörde und soll nicht durch das EEG, dessen Funktion die Wirtschaftlichkeit der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien ist, gesteuert werden. Die Wasserbehörde kann nach Maßstäben der Bewirtschaftung sachgerecht entscheiden, ob ausnahmsweise Stauanlagen genehmigungsfähig sind. Mit Inkrafttreten des WHG regelt 34 WHG die Sicherung der Durchgängigkeit oberirdischer Gewässer. 34 nimmt zwar nicht explizit Bezug auf Wasserkraftanlagen, gilt aber für alle Bauwerke, also auch für Wasserkraftanlagen 1. Durchgehende Querverbauung nach 23 Abs. 6 Nr. 2 EEG Zwar ist in 34 Abs. 1 WHG nicht ausdrücklich von einer Querverbauung die Rede. Mit dem Begriff der Stauanlage wird jedoch im Unterschied zu den Ländergesetzen auf exemplarische Auflistungen verzichtet, wobei bei der Auslegung des Merkmals der Stauanlage dennoch die beispielhaften Länderregelungen, die zweifelsohne Vorbild für die Bundesregelung im WHG 2010 waren 2, herangezogen werden können 3. Stauanlagen sind demnach alle komplexen und schlichten Stauvorkehrungen und erfassen sowohl aufwändige Tal- und Geschiebesperren als auch einfache Staubretter und Staumauern, die gemeinhin als Querverbauungen 4 bezeichnet werden. Querverbauungen im Sinne von Stauanlagen sind allerdings nur solche Anlagen, die dem Aufstauen des Gewässers dienen 1 Vgl. M. Reinhardt, in: M. Czychowski/ders., WHG, 2010, 34 Rn. 2; Riedel, in: Beck OK, WHG 34 Rn BT-Drs. 16/12275, S Reinhardt, in: Czychowski/ders. (Fn. 1), 34 Rn Vgl. Reinhardt, in: Czychowski/ders. (Fn. 1), 34 Rn

110 sollen. Anlagen, die ein Aufstauen nicht bewirken sollen, dies aber tatsächlich tun, sind keine Stauanlagen in diesem Sinne 5. Wasserkraftanlagen sollen aber gerade Gewässer aufstauen und fallen daher unter den Begriff der Stauanlagen im Sinne des 34 WHG. Fraglich ist daher, ob die durchgehende Querverbauung im Sinne des EEG das Pendant zur Durchgängigkeit des WHG bildet. Dies ist nicht der Fall, wenn eine durchgehende Querverbauung schon dann vorliegt, wenn nach wasserrechtlichen Maßstäben die Durchgängigkeit noch ausreichend gewährt wäre, insofern das Wasserrecht der Querverbauung gegenüber toleranter wäre. Dies allerdings kann dem Wortlaut des EEG nicht entnommen werden, auch nicht aus der Tatsache, dass das WHG positiv formuliert die Durchgängigkeit gewährleisten, das EEG negativ formuliert Querverbauung vermeiden will. Angesichts des ausdrücklichen Hinweises des Gesetzgebers, dass das Erreichen des guten ökologischen Zustandes, dessen einziges Ziel auch das Querverbauungsverbot im EEG sein soll, im wasserrechtlichen Zulassungsverfahren geprüft wird 6, ist eine unterschiedliche Definition der beiden Begriffe sowohl auch nach dem historischen Willen des Gesetzgebers als auch nach dem Telos des 23 Abs. 6 EEG verfehlt. Daher kann eine durchgehende Querverbauung i. S. d. EEG nur dann vorliegen wenn die Durchgängigkeit auch im Sinne des WHG ausgeschlossen ist. Konsequenz dieser Annahme ist aber, dass das WHG auch alleine weiterhin dasselbe Schutzniveau gewährleistet, denn die Errichtung, die wesentliche Änderung und der Betrieb von Stauanlagen dürfen nur zugelassen werden, wenn durch geeignete Einrichtungen und Betriebsweisen die Durchgängigkeit des Gewässers erhalten oder wiederhergestellt wird, soweit dies für die Bewirtschaftungsziele nach Maßgabe der 27 bis 31 WHG erforderlich ist 7. Es ist daher ausschließlich der (theoretische) Fall denkbar, in dem die Erreichung der wasserrechtlichen Bewirtschaftungsziele ausnahmsweise nicht gefährdet ist und daher eine durchgehende Querverbauung zulässig ist. Dieser Fall wäre de lege lata wasserrechtlich genehmigungsfähig, nach EEG jedoch nicht vergütungsfähig. Eine Streichung des 23 Abs. 6 EEG würde dazu führen, dass de lege ferenda auch eine solche Wasserkraftanlage trotz (ausnahmsweiser) durchgehender Querverbauung nach EEG vergütet werden kann. Jedoch ist auch in diesem Fall gesichert, dass die Anlage keine unverhältnismäßigen nachteiligen ökologischen Auswirkungen hat. Staustufe oder Wehranlage nach 23 Abs. 6 Nr. 1 EEG 23 Abs. 6 Nr. 1 EEG erlaubt die Vergütung von Wasserkraftanlagen trotz durchgehender Querverbauung, sofern sie im räumlichen Zusammenhang mit einer ganz oder teilweise bereits bestehenden oder vorrangig zu anderen Zwecken als der Erzeugung von Strom aus Wasserkraft neu zu errichtenden Staustufe oder Wehranlage errichtet wird. 34 Abs. 2 WHG dehnt die ökologischen Anforderungen auch auf bestehende Stauanlagen aus, sodass auch keine Gefahr besteht, dass 5 Reinhardt, in: Czychowski/ders. (Fn. 1), 9 Rn. 19, 34 Rn. 5; Riedel, in: Beck OK (Fn. 1), 34 Rn BT-Drs. 16/8148, S. 54 i. V. m. BT-Drs. 15/2864, S Riedel, in: Beck OK (Fn. 1), 34 Rn. 18 mit Verweis auf 110

111 bestehende Wasserkraftanlagen mit durchgehender Querverbauung ohne Beachtung der ökologischen Anforderungen weiterbetrieben werden können. Fazit Die Verbesserung des ökologischen Zustandes der Gewässer sollte alleine dem Regime des WHG obliegen. Der Einfluss des EEG ist lediglich mittelbarer Art. Daher wäre es folgerichtig, 23 Abs. 6 EEG zu streichen. Somit würde in der Gesamtbetrachtung zwar der Anwendungsbereich des EEG erweitert, die wasserwirtschaftlichen Ziele jedoch wären nicht in Gefahr. Die Streichung würde dazu führen, dass auch neue Anlagen, sofern sie wasserrechtlich (ausnahmsweise) zulässig sind, weil sie trotz Querverbauung die wasserrechtlichen Kriterien erfüllt, vergütungsfähig wären. Würde der Vergütungsanspruch des EEG, wie beschrieben, ausgeweitet, könnte mit einem vermehrten Zulassungsbegehren von Wasserkraftanlagen mit durchgehender Querverbauung gerechnet werden. Ob und wie häufig diese genehmigungsfähig sind, ist rechtlich nicht messbar; allerdings ist unter den im WHG 2010 verschärften ökologischen Anforderungen die Wahrscheinlichkeit als eher gering einzuschätzen, dass viele solcher Wasserkraftanlagen genehmigt werden können, die dann nach Inbetriebnahme die Mindestvergütung des EEG beanspruchen können. Zudem ist zu bedenken, dass auch die bestehende Regelung in 23 Abs. 6 EEG tatsächlich nicht verhindert, dass Wasserkraftanlagen an neuen Stauwerken errichtet und vergütet werden. Dazu wird zum Teil lediglich ein anderer Zweck des Stauwerkes angegeben Empfehlung Durch die Neuordnung des WHG kann 23 Absatz 6 entfallen Wirtschaftliche Angemessenheit Die Erfahrung zeigt, dass Wasserkraftanlagen in der Regel nur dann neu gebaut oder modernisiert werden, wenn die ergriffenen Maßnahmen für den Anlagenbetreiber wirtschaftlich sind. Um zu erwirken, dass Maßnahmen insbesondere zur Modernisierung von Wasserkraftanlagen durchgeführt werden, muss gewährleistet sein, dass eine wirtschaftliche Angemessenheit vorliegt. Diese verhindert sowohl, dass von den Behörden unerfüllbare Forderungen gestellt werden, als auch, dass geringfügige Maßnahmen zu einer Vergütung führen. Dabei ist die durch das WHG geänderte Zuständigkeit bei den Bundeswasserstraßen zu beachten. Es sollte ausgeschlossen werden, dass die Betreiber von Wasserkraftanlagen eine erhöhte Vergütung nach EEG bekommen ohne an den Kosten von Maßnahmen angemessen beteiligt zu sein. 111

112 Schon heute berücksichtigt die Rechtssprechung beim WHG und indirekt auch beim EEG den Grundsatz der Verhältnismäßigkeit, der bei Maßnahmen geprüft werden sollte. Die Verhältnismäßigkeit beinhaltet auch die wirtschaftliche Angemessenheit, aber nur im Hinblick auf eine Obergrenze, damit von den Behörden keine zu hohen Anforderungen gestellt werden Empfehlung zur wirtschaftlichen Angemessenheit Aus den dargelegten Gründen wird empfohlen, die wirtschaftliche Angemessenheit in den 23 (5) EEG als Vergütungsvoraussetzung aufzunehmen. Eine Erläuterung zum Begriff der wirtschaftlichen Angemessenheit sollte außerhalb des EEG erfolgen und beinhalten, dass damit sowohl eine finanzielle Über- als auch eine Unterforderung der Anlagenbetreiber verhindert werden soll. Die wirtschaftliche Angemessenheit sollte dem Betreiber einen gewissen Gewinnanteil zubilligen Speicherkraftwerke Die Erzeugung aus Speicherkraftwerken ist bisher nach 23 (5) 1 EEG 2009 von der Vergütung entsprechend EEG ausgenommen. Bisher wird dies u. a. damit begründet, dass Speicherkraftwerke generell auch ohne EEG-Vergütung wirtschaftlich arbeiten. Eine abschließende Meinung hierfür scheint aber nicht zu existieren (s. u. SALJE 2010). Für diesen Typ stehen zwei Optionen zur Diskussion: a. Speicherkraftwerke in das EEG aufnehmen oder b. weiterhin ausschließen. Prinzipiell besteht das Problem, das Lauf- und Speicherwasserkraftwerke nicht eindeutig voneinander abgegrenzt werden können, da die physikalisch notwendige geringfügige Zwischenspeicherung alleine durch den bei jeder Wasserkraftanlage notwendigen Aufstau infolge der Stauanlage (Staustufe, Wehr etc.) selbst bereits als Speicherung angesehen werden könnte. Gemäß seiner Grundintention soll das EEG dazu dienen, die Nutzung erneuerbarer Energiequellen auszubauen, wobei davon ausgegangen wird, dass die vorgegebenen Vergütungssätze langfristig gesehen vor allem eine Investitionssicherheit zur Initiierung von Maßnahmen bieten sollen. Heute existieren in Deutschland zahlreiche Speicheranlagen insbesondere an mittelgroßen und kleinen Gewässern, die aufgrund anderer Nutzungen (Trink- und Brauchwasserspeicher, Hochwasserschutz etc.) errichtet wurden und bei denen bisher das verfügbare Wasserkraftpotenzial nicht oder nur unzulänglich genutzt wird. Daher erscheint es überlegenswert, bei diesen Speichern künftig durch den Zubau von neuen 112

113 Wasserkraftanlagen oder die Erweiterung bestehender Wasserkraftanlagen das dort vorhandene Wasserkraftpotenzial einer Nutzung zuzuführen. Das mögliche Zubaupotenzial lässt sich derzeit aufgrund unzureichender Datenlage nicht genau spezifizieren. Es kann aber aus den Angaben zum Talsperrenpotenzial in Nordrhein-Westfalen grob abgeschätzt werden: In NRW gibt es 88 Talsperren. Davon werden 43 (49 %) energetisch genutzt (Leistung: 111,4 MW und Erzeugung: 244,1 GWh/a). Die Potenzialstudie für NRW hat ergeben, dass noch 6 Standorte (7 %) mit einer Gesamtleistung von 1,6 MW (6,4 GWh/a) genutzt werden können (DUMONT et al. 2006). In der gesamten Bundesrepublik gibt es 312 Talsperren mit 96 Wasserkraftanlagen (28 %) und einer Gesamtleistung von MW (ohne Pumpspeicherkraftwerke). Die mittlere Leistung pro Anlage liegt in NRW bei 2,6 MW in der BRD bei 12,2 MW. In der Bundesrepublik ist der Anteil an energetisch genutzten Talsperren niedriger als in NRW. Deshalb wird angenommen, dass das Zubaupotenzial bei etwa 10 % liegt. Des weiteren wird angenommen, dass gut ausbaubare Standorte bereits energetisch genutzt werden. Daher ist die zu erwartende Leistung pro Anlage eher niedrig anzusetzen. Neben den Talsperren sind noch die Potenziale in Regenrückhaltebecken zu berücksichtigen. Insgesamt wird das ausbaubare Potenzial an Speichern mit einer Leistung von MW bzw GWh/a abgeschätzt. Es kann aber davon ausgegangen werden, dass dieses Potenzial indirekt in den anderweitigen allgemeinen Zubaupotenzialbetrachtungen enthalten ist (s. BMU 2010a). Hinzu kommen ggf. noch die Effekte durch den Speicher selbst, die dazu führen, dass der sonst bei höheren Abflüssen nicht nutzbare Abflussanteil etwas verringert und damit das genutzte Potenzial erhöht wird. Die Nutzung der Wasserkraft an Speichern entspricht in der Regel dem Betrieb eines Laufwasserkraftwerks, jedoch mit einer gewissen Vergleichmäßigung des Abflusses im unterhalb gelegenen Gewässerabschnitt. Anderweitige Betriebsweisen, z. B. zur Spitzenenergieerzeugung wie häufig in Österreich oder der Schweiz, sind aufgrund mannigfaltiger natürlicher und ordnungspolitischer Restriktionen nahezu nicht möglich (siehe Kap ). Analog zu Laufwasserkraftwerken müssen auch in diesem Fall stets die gemäß WHG erforderlichen Maßnahmen u. a. im Hinblick auf die Umwelt im Rahmen des wasserrechtlichen Gestattungsverfahrens festgelegt und anschließend umgesetzt werden. Dies wird auch dadurch gewährleistet, dass die weiteren Regelungen im 23 (5) EEG 2009 erhalten bleiben sollten, womit auch an diesen Anlagen entsprechende Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustandes vorgenommen werden müssen, die sich gemäß 23 (5) Satz 2 EEG 2009 an den jeweiligen Bewirtschaftungszielen gemäß 27 ff. WHG 2010 orientieren. Damit ist 113

114 gewährleistet, dass an die spezifischen Ansprüche angepasste umweltfördernde Maßnahmen umgesetzt werden. Bei den bisher noch nicht oder nur unzureichend genutzten Speicherkraftwerksstandorten ist davon auszugehen, dass deren Nutzung ohne unterstützende Maßnahmen, wie beispielsweise das EEG, nicht wirtschaftlich möglich ist, zumal deren Kostenstruktur für Bau und Betrieb überschlägig derjenigen von Laufwasserkraftwerken mit Erweiterungsbzw. Modernisierungsmaßnahmen entsprechen (siehe Kap. 4.2). Durch die Aufnahme in das EEG dürfte sich diese Situation für viele potenzielle Standorte ändern, da neben den Vergütungssätzen an sich vor allem die durch das EEG gebotene Investitionssicherheit eine entscheidende Rolle für eine positive Investitionsentscheidung spielen dürfte Empfehlung zu Speicherkraftwerken Es sollte geprüft werden, ob die Speicherkraftwerke im Rahmen der existierenden Vergütungsstrukturen in das EEG aufgenommen werden sollen. Im Sinne einer klaren und einfachen Struktur wird vorgeschlagen, keine besondere separate Vergütungsstruktur zu schaffen. Konkret würde dieses den Entfall der Ausnahme der Speicherkraftwerke im 23 (5) Nr. 1 EEG 2009 und damit Zulassung derselben im Rahmen der existierenden Vergütungsstrukturen bedeuten. Da auf diese Weise die weiteren Regelungen im 23 (5) EEG 2009 erhalten bleiben, müssen auch an diesen Anlagen entsprechende Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustandes vorgenommen werden, die sich gemäß 23 (5) Satz 2 EEG 2009 an den jeweiligen Bewirtschaftungszielen gemäß 27 ff. WHG 2010 orientieren müssen Speicher- und Pumpspeicherkraftwerke im Kontext von 3 Satz 1 EEG 2009 Derzeit besteht im EEG ein Widerspruch zwischen der expliziten Herausnahme von Speicherkraftwerken und Pumpspeicherkraftwerken im 23 EEG 2009 zu 3 Nr. 1 Satz 2 EEG 2009, der folgendes beinhaltet Als Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien oder aus Grubengas gelten auch solche Einrichtungen, die zwischengespeicherte Energie, die ausschließlich aus Erneuerbaren Energien oder aus Grubengas stammt, aufnehmen und in elektrische Energie umwandeln,. Laut der Gesetzesbegründung fallen unter diese Regelung "... beispielsweise Druckluftspeicherkraftwerke...", die hinsichtlich der Technik lediglich eine besondere Form der Pumpspeicherkraftwerke darstellen, indem statt dem Medium Wasser das Medium Luft verwendet wird, wie das Beispiel Huntdorf seit Jahrzehnten in Deutschland unter Beweis stellt. 114

115 Empfehlung zu 3 Satz 1 EEG 2009 Es wird empfohlen, diese Thematik an geeigneter Stelle innerhalb des Gesamtprojektes zu diskutieren, da derzeit der 3 Satz 1 EEG 2009 nicht richtig mit Leben gefüllt werden kann Wasserkraft in Trink- und Abwassersystemen Derzeit werden Anlagen in Trinkwasser- und Abwassersystemen im EEG selbst nicht explizit erwähnt, so dass eine gewisse Unsicherheit besteht, ob diese Anlagen einen Vergütungsanspruch besitzen oder nicht. Die bisherige Praxis zeigt, dass heute bereits zahlreiche derartige Anlagen nach EEG vergütet werden und dies auch dem Willen des Gesetzgebers bisher (s. u. ALTROCK 2008) sowie auch konkret bei der Erarbeitung des EEG 2009 entspricht (s. a. SALJE 2009). So heißt es in der Begründung der Bundesregierung zur EEG-Novelle 2009 zu 3 (BT-Drucksache 16/8148, S. 39): "Unter Wasserkraft wird wie bisher die originäre, regenerative Wasserkraftnutzung in - auch tidenabhängigen - Wasserkraftwerken verstanden einschließlich der Nutzung der potenziellen oder kinetischen Energie von Trink- und Abwasser. Der Gesetzestext stellt klar, dass insbesondere auch die Wellen-, Gezeiten-, Salzgradient- und Strömungsenergie unter den Begriff Wasserkraft fallen." Zur Bearbeitung dieses Themas wurden die Stellungnahmen zum Empfehlungsverfahren der Clearingstelle 2008/18 Trinkwasserturbinen und Turbinen in Kühlwasserrückläufen von Kraftwerken ausgewertet sowie die Ergebnisse des Vorhabens Energiepotenziale in der Wasserwirtschaft (DWA 2010) und des laufenden Vorhabens Energieeffizienz / Energieeinsparung in der Wasserversorgung (Universität Hamburg) genutzt Wasserkraft in Kanalnetzen Kanalnetze und Abläufe von Kläranlagen bieten die Möglichkeit durch den Einsatz von Wasserrädern bzw. Wasserkraftschnecken das ablaufende Abwasser für die Stromerzeugung zu nutzen. Die Studie "Energiepotenziale in der deutschen Wasserwirtschaft Schwerpunkt Abwasser" (DWA 2010) hat die Machbarkeit und die vorhandenen Potenziale ermittelt. Die Studie nennt als Voraussetzung für den Einsatz von Wasserrädern im Kanalnetz eine Absturzhöhe von > 2 m und einen Durchfluss von ca. 80 l/s. Die im Kanal vorherrschenden Bedingungen erfordern den Einsatz hochwertiger und teurer Werkstoffe (Edelstahl V4A). Der Einsatz von Wasserkraftschnecken an Kläranlagenabläufen erfordert höhere Abflussmengen ( l/s) und kann bis zu einer Fallhöhe von etwa 10 m eingesetzt werden. Das Forschungsinstitut für Wasser und Abfallwirtschaft an der RWTH Aachen (FIW) hat eine Pilotanlage in Form eines Wasserrads in einem Mischwasserkanal betrieben. Im Rahmen dieses Projektes wurde eine 115

116 Kosten-Ertragsrechnung erstellt, welche die Wirtschaftlichkeit solcher Anlagen darstellen soll. Zusätzlich wurde ein Kostenertragsmodell für eine fiktive Anlage in einem Kläranlagenablauf erstellt. Grundlage der Wirtschaftlichkeitsermittlung bildet das Energiepotenzial sowie die geleisteten bzw. errechneten Betriebsstunden. Für die Pilotanlage im Abwasserkanal wurden Stromgestehungskosten von etwa 35 ct/kwh errechnet. Für die fiktive Anlage im Kläranlagenabfluss wurden Stromgestehungskosten um die 8 ct/kwh errechnet (RWTH AACHEN 2007). In Abb werden die Stromgestehungskosten für die Wasserkraftnutzung in Abwassersystemen mit denen anderer Energieträger verglichen. Es wird deutlich, dass die Stromerzeugung aus Kläranlagenabläufen in Relation zu anderen erneuerbaren Energien durchaus wirtschaftlich betrieben werden kann. Die Wasserkraftnutzung in Kanalnetzen liegt dagegen in ihren Stromgestehungskosten deutlich über denen anderer Energieträger, ausgenommen der Photovoltaik. Abb. 4.28: Stromgestehungskosten WKA im Bereich Abwasser im Vergleich zu anderen Energieträgern (Quelle: Institut für Siedlungswasserwirtschaft der RWTH Aachen, 2007) Eine Abschätzung des Energiepotenzials für Wasserkraft in Kanalnetzen ist schwierig, da es bisher nur einzelne Versuchsanlagen gibt und Potenzialuntersuchungen basierend auf diesen Demonstrationsprojekten nur für das Land NRW existieren. Die DWA-Studie nennt ein theoretisches Potenzial für ganz Deutschland von 4,2 bis 30 TWh unter der Annahme von Betriebsstunden und einem elektrischen Gesamtwirkungsgrad von 35 %. Als mittelfristig realisierbares bzw. nutzbares Potenzial nennt die Studie eine Jahresarbeit von 0,4 TWh/a (DWA 2010). 116

117 Möglichkeiten zur tatsächlichen Nutzung des Potentials werden jedoch nicht gesehen, da die langen Abschreibungszeiten und die vielen ortsspezifischen Einschränkungen dies mittelfristig nicht erlauben. Angaben zum Potenzial der Wasserkraft in Kläranlagenabläufen werden nicht gemacht. Eigene Literatur-Recherchen ergaben, dass derartige Potentialstudien nur regional oder für einzelne Kläranlagen vorliegen Wasserkraft in Trinkwassernetzen Zur Bearbeitung des Themas Anlagen in Trinkwassersystemen wurden die Stellungnahmen zum Empfehlungsverfahren der Clearingstelle 2008/18 ausgewertet. Ein Ergebnis des Empfehlungsverfahrens liegt nicht vor. Die Meinungen der Stellungnahmen, ob für den in Trinkwasserturbinen erzeugten Strom die Vergütung nach EEG zu zahlen ist, differieren. Während einerseits die Meinung vorherrscht, bei Wasserkraft aus Trinkwasseranlagen handele es sich eindeutig um regenerative Energie, die nach EEG zu vergüten sei (AWK BW), wird andererseits vertreten, dass aufgrund des Ausschließlichkeitsprinzips in 16 (1) EEG 2009 und des Ausschlusses von Speicherkraftwerken nach 23 (5) Satz 1 nur diejenigen Anlagen einen Anspruch auf die Vergütung nach EEG haben, in denen das Wasser weder gespeichert noch gepumpt wird (BDEW). Der Abschlussbericht der Studie Energieeffizienz / Energieeinsparung in der Wasserversorgung (DVWK 2010) beschäftigt sich vorrangig mit den Einsparpotenzialen von Wasserversorgungsunternehmen. Das Ergebnis des Projektes ist ein System, mit dem es möglich ist, eine vollständige Energiebilanz für ein Wasserversorgungsunternehmen aufzustellen. Damit kann eine energetische Bewertung der Wasserversorgung und ihrer einzelnen Aufgabengebiete vorgenommen werden. Nach Rücksprache mit den Autoren war die Energiegewinnung in Trinkwassernetzen nur ein Randthema. Eine Potenzialermittlung wurde nicht durchgeführt Empfehlung zu Wasserkraft in Trink- und Abwassersystemen Zur Steigerung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien kann es sinnvoll sein, Potenziale zu nutzen, die vorhanden sind, aber nicht originär regenerativ (siehe Grubengas). Selbstverständlich muss durch geeignete Vorschriften verhindert werden, dass eine zusätzliche künstliche Erhöhung, im Fall der Wasserkraft durch eine über das erforderliche Maß hinaus gepumpte Höhe, erfolgt. Die Vergütung der Energie aus Trinkwasser- und Abwassersystemen sollte daher in das EEG aufgenommen werden. Dabei müssen mindestens folgende Aspekte berücksichtigt werden: Durch geeignete Regelungen muss ein Missbrauch (höher pumpen als erforderlich) vermieden werden. 117

118 Das Ausschließlichkeitsprinzip muss durch eine neue Definition für die Wasserkraft umgangen werden. Sicherstellung ausreichender Einfluss- und Kontrollmöglichkeiten durch die Wasserbehörde Großwasserkraftprojekte Seit Inkrafttreten des EEG 2009 gibt es in Deutschland fünf Projekte, die sich auf den Neubau bzw. die Erweiterung von Wasserkraftanlagen im Leistungsbereich größer 5 MW beziehen. Albbruck-Dogern (Hochrhein) Das Wehrkraftwerk der Rheinkraftwerk Albbruck-Dogern AG (RADAG) ging im Dezember 2009 am Hochrhein in Betrieb. Zusätzlich zum bestehenden Ausleitungskraftwerk wurde ein Wehrkraftwerk mit einer Ausbauwassermenge von 300 m³/s und einer mittleren Fallhöhe 8,75 m errichtet. Die installierte Gesamtleistung der Anlage wurde dadurch um 28 MW auf 108 MW erweitert. Die Energieerzeugung des neuen Kraftwerks beträgt ca. 122 GWh pro Jahr. Es wurde eine Kaplan- Rohrturbine mit direkt gekuppeltem Synchrongenerator und verstellbarem Laufrad eingesetzt. Die Gesamtkosten von ca. 68 Mio. Euro enthalten einen Anteil von 4 Mio. Euro für ökologische Aufwertungsmaßnahmen (ROST 2010, KOLB 2010). Mit dem Bau des Wehrkraftwerks wurde die Restwassermenge im Altrhein deutlich erhöht (von max. 8 m³/s auf ca. 300 m³/s) und gleichzeitig wurden weitere ökologische Verbesserungsmaßnahmen durchgeführt. Im Vordergrund stand dabei der Bau eines naturnahen Umgehungsgewässers am Wehrkraftwerk gekoppelt mit einem unterwasserseitigen Fischsammelkanal (collection gallery), sowie der Bau einer naturnahen Fischaufstiegsanlage beim alten Kraftwerk und die Strukturierung des Altrheins (RUESS 2010). 118

119 Abb. 4.29: Albbruck-Dogern (Quelle Rheinfelden (Hochrhein) Nachdem 1989 die Erstkonzessionen für den Betrieb des Wasserkraftwerks in Rheinfelden abgelaufen war, erhielt die Energiedienst AG eine neue Konzession mit einer Laufzeit von 80 Jahren. Bereits seit Frühjahr 2007 ist das neue Stauwehr in Betrieb. Das alte Kraftwerk Rheinfelden wurde Ende Juli 2010 außer Betrieb genommen. Im Dezember 2010 waren alle vier neuen Maschinengruppen in Betrieb. Das alte Wehr wird rückgebaut. Aufgrund von Höherstau im Oberwasser und Wasserspiegelabsenkung im Unterwasser wurde das nutzbare Gefälle auf etwa neun Meter erhöht. Die Leistung der vier Turbinen, die einen Gesamtdurchfluss von Kubikmetern Wasser ermöglichen, beträgt 100 MW. Die Jahresarbeit wird bei jährlich rund 600 GWh liegen. Aus hydraulischen Gründen befindet sich das Maschinenhaus am Schweizer Ufer. Die Investitionssumme beträgt ca. 380 Mio. Euro. Eingebunden in das Projekt sind ökologische Maßnahmen wie zum Beispiel zwei Fischpässe und ein lachsgängiges Laich- und Aufstiegsgewässer anstelle des heutigen Kraftwerkskanals (ENERGIEDIENST 2010). Baubeginn war hier Januar Die Gesamtkosten der ökologischen Maßnahmen werden auf 12 Mio. beziffert. Iffezheim (Oberrhein) Das deutsch-französische Rheinkraftwerk (RKW) Iffezheim ist seit 1978 in Betrieb und liefert mit vier Kaplan-Rohrturbinen ca. 740 GWh Strom pro Jahr. Die installierte Leistung beträgt 108 MW bei einem max. Durchfluss von m³/s und einer Fallhöhe von 11 m. Mit einer Investitionssumme von rund 100 Mio. Euro wird das bestehende Kraftwerk nun durch eine 5. Maschine um 38 MW oder 122 GWh/a erweitert. Die Inbetriebnahme ist für 2012 geplant, Baubeginn war im Juli Am Kraftwerk Iffezheim ist seit Juni 2000 ein Fischpass (Schlitzpass) in Betrieb. Im Zuge der Kraftwerkserweiterung wird dieser neu konzipiert und 119

120 die Leitströmung durch eine Erhöhung der Dotation um ca. 30 % verbessert. Mit der Dotationswassermenge wird eine Turbine von 2 MW betrieben (ENBW 2010). Für diese Maßnahme ist eine Investitionssumme von 2 Mio. Euro erforderlich. Darüber hinaus wurden Maßnahmen zur Durchgängigkeit an einer WKA in der Murg, am Kinzig-Mühlenkanal, am Sandbach sowie verschiedene Maßnahmen zur Verbesserung von Uferund Sohlenstruktur vertraglich vereinbart. Die Gesamtkosten der ökologischen Maßnahmen betragen etwa 1,5 Mio. Euro. Bremen-Hemelingen (Weser) Das alte Weser-Wehr Bremen-Hemelingen von 1912 wurde 1993 durch eine neue Wehranlage ersetzt wurde mit dem Bau einer Wasserkraftanlage mit 10 MW begonnen. Die Weser ist an dieser Stelle Tide beeinflusst, weshalb die Fallhöhe zwischen 2 und 6 m schwankt. Die Ausbauwassermenge beträgt 220 m³/s, die Jahresarbeit wird mit 42 GWh angegeben. Es sind zwei Turbinen vorgesehen. Als Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustands ist der Bau einer Fischaufstiegsanlage an der Wasserkraftanlage, ein Rechen mit 25 mm Stababstand, der im oberen Abschnitt überströmt wird, einer Sonderanfertigung für die Rechenharke, einer Bypassanlage und fischfreundlicheren minimal gap runner Turbinen geplant. Gegen den Planfeststellungsbeschluss zum Bau der Wasserkraftanlage wurde aus naturschutzfachlicher Seite Klage eingereicht, die aber formal abgelehnt wurde. Während des Baus haben sich zahlreiche Schwierigkeiten ergeben, die auch zu einem mehrmonatigem Baustopp geführt haben. Mittlerweile haben die Beteilungsgesellschaften, die Geschäftsführung und das Baukonsortium gewechselt. Im August 2010 ist eine Änderung der Planung durch den Einbau eines anderen Turbinentyps beantragt worden. Mit der Inbetriebnahme ist voraussichtlich Ende 2011 zu rechnen. Die ursprünglich geplanten 40 Mio. Euro Baukosten werden sicherlich überschritten werden. Gambsheim (Oberrhein) Das Rheinkraftwerk Gambsheim wurde im Jahr 1974 in Betrieb genommen. Das Laufwasserkraftwerk ist mit vier horizontal angeordneten Rohrturbinen mit einem Gesamtdurchsatz von m³/s bei einer Fallhöhe von 10 m ausgerüstet. Mit einer installierten Leistung von 96 MW werden jährlich etwa 650 GWh Strom erzeugt. Nach derzeitigem Stand ist eine Erweiterung der Kraftwerksleistung um 28 MW mit einem zusätzlichen Jahresarbeitsvermögen von ca. 100 GWh/a geplant. Da der Ausgangszustand der Anlagen Iffezheim und Gambsheim im Grunde der Gleiche ist - u. a. existierende große Fischaufstiegsanlage -, werden die Aktivitäten zum Ausbau prinzipiell identisch sein. Mit einer Entscheidung kann Mitte 2012 gerechnet werden. Im Juni 2006 wurde am Kraftwerk eine Fischaufstiegsanlage in Betrieb genommen (Kosten 11 Mio. Euro). Die Dotierturbine an der Fischaufstiegsanlage produziert jährlich 3 GWh Strom. 120

121 4.14 Anlagenübergreifende Vergütung Untersuchungen (DUMONT 2005) haben gezeigt, dass die höhere Vergütung nach EEG 2004 insbesondere an kleinen Wasserkraftanlagen mit einer Ausbauleistung <100 kw in der Regel nicht ausreicht, um die erforderlichen Maßnahmen zur Herstellung der flussaufwärts- oder flussabwärts gerichteten Durchgängigkeit herzustellen. In einem Pilotprojekt an der Bühler in Baden-Württemberg (KNÖDLER & WOTKE, 2009) wurde ein alternatives Modell für einen Verbund mehrerer Betreiber kleiner Wasserkraftanlagen entwickelt und erprobt. Grundgedanke war dabei, dass diese in den Genuss einer erhöhten EEG- Einspeisevergütung kommen sollten, wenn sie gemeinsam eine Kombination von Modernisierungsmaßnahmen an ihren Anlagen durchführen, die zu einer wesentlichen ökologischen Verbesserung im Wasserkörper bzw. Gewässerabschnitt führt. Das Pilotprojekt hat zu folgenden Ergebnissen geführt: Bei Anlagen <100 kw kann durch die Mehrvergütung nach EEG 2009 nur die ökologische Modernisierung eines geringen Teils der Anlagen finanziert werden. Es gibt verschiedene Rechtsformen des Zusammenschlusses mehrerer Wasserkraftanlagen. Am besten geeignet erscheint die Gründung einer Interessengemeinschaft (GbR). Die Skepsis bei den Betreibern gegenüber dem Zusammenschluss ist hoch. Die wasser- und eigentumsrechtliche Festlegung pro einbezogenen Standort ist schwierig (z. B. Erbfall, Verkauf). Nach den Ergebnissen des Projekts ist im Einzelfall auch unter der derzeit herrschenden Rechtslage eine anlagenübergreifende Vergütung möglich, wenn ein hinreichender räumlicher Zusammenhang zwischen der ökologischen Verbesserung und der jeweiligen beteiligten Anlage vorliegt (CZARNECKI 2008). Dieses Modell wird zur Zeit an der Lahn probeweise für drei Wasserkraftanlagen mit Turbinenmanagement angewandt Empfehlung zur anlagenübergreifenden Vergütung Auf Grund der dargelegten Schwierigkeiten bei der Umsetzung und der Gefahr des Missbrauchs wird empfohlen, keine explizite Regelung für die anlagenübergreifende Vergütung in das EEG aufzunehmen. 121

122 4.15 Gesetzliche Regelungen des Wasser- und Fischereirechts vor dem Hintergrund des EEG Einleitung Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 8 sieht für die Förderung der Nutzung von Wasserkraft zur Stromerzeugung eine gesetzlich festgelegte Vergütung für die Stromeinspeisung in das Stromnetz vor, 23 EEG. Zusammen mit einer Abnahme-, Übertragungs- und Vergütungspflicht der Stromnetzbetreiber, 8 Abs. 1, 16 Abs. 1, will das EEG auch den weiteren Ausbau der Wasserkraft vor allem im Bereich der kleinen und mittleren Wasserkraft unter 5 MW 9 installierter Leistung in Deutschland vorantreiben, wenngleich auch deren Potenzial in Deutschland vergleichsweise schon weitgehend erschöpft ist 10. Nicht zuletzt die Umweltauflagen und die Genehmigungsverfahren bei der Zulassung von Wasserkraftanlagen führen zur Verkleinerung der Anzahl verfügbarer Wasserkraftstandorte 11. Die Steigerung der Wasserkraftnutzung ist gleichwohl möglich; insbesondere an bereits vorhandenen baulichen Anlagen, deren Eignung für Wasserkraftanlagen daher auch ausdrücklich zu prüfen ist, 35 Abs. 3 WHG 12. Auch mit der Modernisierung in Betrieb befindlicher Wasserkraftanlagen kann erhebliches Potenzial ausgeschöpft werden. Der zum Teil erhebliche Einfluss der Wasserkraftnutzung auf die Gewässerökologie erfordert allerdings die Berücksichtigung insbesondere umwelt- und wasserrechtlicher 13 Ziele neben dem Nutzen für den Klimaschutz durch CO 2 -Einsparung, um eine nachhaltige Wasserkraftnutzung zu gewährleisten. Die Zulassung von Wasserkraftanlagen wird seit dem Inkrafttreten des neuen Wasserhaushaltsgesetzes (WHG) 14 umfassend durch dieses geregelt, während früher die Ländergesetze die materiellen Anforderungen an die Zulässigkeit von Wasserkraftanlagen stellten. 35 Abs. 1 WHG stellt Wasserkraftanlagen erstmals unter den speziellen Erlaubnisvorbehalt des ausreichenden Schutzes der Fischpopulation 15. Zu untersuchen ist, ob es vom Bundesrecht abweichende oder dieses ergänzende Normen in den einschlägigen Landesgesetzen gibt, die dann im Rahmen des Geltungsvorrangs die maßgebenden Vorschriften für die Zulassung treffen. Die jeweils einschlägigen Normen zu identifizieren, zu systematisieren, sowie ihre Bedeutung vor dem Hintergrund des EEG herauszuarbeiten ist Gegenstand der folgenden Darstellung. 8 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz), neu gefasst durch Gesetz vom , BGBl I 2008, 2074, Art. 12 G v , BGBl I 2009, Vgl. BMU, Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft, S. 8 f. 10 M. Altrock/G. Wustlich, in: ders./oschmann/theobald(hrsg.), EEG Kommentar, 6 Rn. 10; T. Schomerus, in: Frenz/Müggenborg, EEG, 23 Rn. 13; vgl. K.-D. Fröhlich, ZfW 2005, S. 133 (136, 139). 11 S. Nw. Fn. 3; M. Altrock/G. Wustlich, in: ders./oschmann/theobald (Hrsg.), EEG Kommentar, 6 Rn Vgl. auch BT-Drs. 16/12275, S. 61; K.-D. Fröhlich, ZfW 2005, S. 133 (139). 13 M. Reinhardt, NuR 2006, S. 205 (205). 14 Gesetz zur Ordnung des Wasserhaushalts (Wasserhaushaltsgesetz) BGBl I 1957, 1110, Vgl. M. Reinhardt, in: Czychowski/ders., WHG, 35 Rn

123 Anwendungsbereiche des Bundes- und Landeswasserrechts Innerhalb des Wasserrechts sind drei Teilgebiete zu unterscheiden: das Wasserwirtschaftsrecht, das Wasserverkehrsrecht und Wasserwegerecht 16. Während letztere Teilgebiete Transport und Verkehr auf Wasserstraßen betreffen, müssen sich die Betreiber von Wasserkraftanlagen, welche Gewässer mithin bewirtschaften wollen, mit dem Wasserwirtschafts- oder -haushaltsrecht dem Recht der Benutzung von Gewässern auseinandersetzen. Das Wasserrecht als Teil des besonderen Umweltrechts hat nach 1 WHG die Aufgabe, durch eine nachhaltige Gewässerbewirtschaftung die Gewässer als Bestandteil des Naturhaushalts, als Lebensgrundlage des Menschen, als Lebensraum für Tiere und Pflanzen sowie als nutzbares Gut zu schützen 17. Die Bewirtschaftung von Gewässern stellt eine Nutzung öffentlicher Sachen im Sondergebrauch dar und ist daher in aller Regel von einem staatlichen Zulassungsakt abhängig 18. Wasser ist als notwendige Lebensgrundlage zu erhalten, sodass auch das Wasserhaushaltsrecht als Sicherung der wirtschaftlich gerechten Verteilung des knappen Wassers nicht strikt von den umweltrechtlichen Regelungen zur Sicherung des Naturhaushalts und des menschlichen Lebens getrennt werden kann 19. Daher ist es nicht nur für die Betreiber von Wasserkraftanlagen, sondern auch für die Ermittlung der Leistungsfähigkeit der ineinandergreifenden Regelungskomplexe von Bedeutung, zu wissen, welche Regelungen einschlägig und für die Zulassung ihrer Anlagen maßgeblich sind. Im Folgenden soll daher zur Übersicht der Regelungen auf Bundes- und Landesebene der föderale Hintergrund des Wasserhaushaltsrechts erläutert werden und im Anschluss daran die aktuelle Situation von Bundes- und Landesgesetzgebung beschrieben werden Die föderale Kompetenzstruktur im Wasserhaushaltsrecht: Änderung der Zuständigkeiten durch die Föderalismusreform Die durch die Föderalismusreform 20 geänderten Kompetenzen im Grundgesetz sind auf zwei Stufen getrennt zu betrachten: So wurden zum einen Gesetzgebungskompetenzen, zum anderen Verwaltungskompetenzen angepasst. Beide geänderten Bereiche sind für das Wasserhaushaltsrecht relevant. Im Bereich der (materiellen) Gesetzgebungskompetenzen wurde die für das Wasserrecht bisher maßgebliche Rahmengesetzgebung des Art. 75 Abs. 1 S. 1 Nr. 3 Var. 3 GG. a.f. abgeschafft; die darin geregelten Länderkompetenzen wurden in die konkurrierende Gesetzgebungskompetenz des Bundes nach Art. 72, 74 GG überführt. 16 Vgl. M. Rutloff, UPR 2007, S. 333 (333). 17 Vgl. auch M. Kloepfer, Umweltschutzrecht, 14 Rn W. Erbguth/S. Schlacke, Umweltrecht, 11 Rn. 3 f. 19 Vgl. K. A. Pape, in: Landmann/Rohmer, UmweltR III, Vorb. WHG Rn. 14, Gesetz zur Änderung des Grundgesetzes (Artikel 22, 23, 33, 52, 72, 73, 74, 74a, 75, 84, 85, 87c, 91a, 91b, 93, 98, 104a, 104b, 105, 107, 109, 125a, 125b, 125c, 143c), BGBl I 2006,

124 Dabei ist beim Wasserhaushaltsrecht, ebenso wie beispielsweise auch im Naturschutzrecht, mit der Abweichungsgesetzgebung eine vollkommen neuer Typus der Gesetzgebungskompetenz 21 geschaffen worden, Art. 74 Abs. 1 Nr. 32 i.v.m. Abs. 3 S. 1 Nr. 5 GG, die den Verlust an Gesetzgebungskompetenzen der Länder an den Bund für die jeweiligen Bereiche kompensiert 22. Damit entsteht eine echte Konkurrenz von Gesetzen. Sowohl der Bund als auch die Länder sind gesetzgebungsbefugt 23, zwischen den konkurrierenden Normen besteht ein Anwendungs-, kein Geltungsvorrang. Das bedeutet, dass bei Wegfall der abweichenden Regelung die zuvor verdrängte Regelung gleichsam wieder auflebt 24. Maßgeblich für die Bestimmung der anzuwendenden Regelung ist die in Art. 72 Abs. 3 S. 3 GG statuierte lex-posterior-regel 25. Das jeweils später erlassene Gesetz geht dem früheren vor. Maßgeblich für den Erlass ist die Verkündung des Gesetzes 26. Zu beachten ist insbesondere auch, dass der Bund oder die Länder im Anschluss an erlassene abweichende Gesetze wiederum abweichendes Recht erlassen kann (sog. Ping-Pong-Gesetzgebung 27 ), das den abweichenden Ländergesetzen dann vorgeht. Bundesgesetze treten jedoch erst frühestens nach sechs Monaten in Kraft, Art. 72 Abs. 3 S. 2 GG. Innerhalb dieser Wartezeit sollen die Länder die Möglichkeit haben, ihrerseits abweichende Regelungen zu treffen; Ziel dieser Karenzfrist ist es, kurzfristig wechselnde Rechtsbefehle für die jeweiligen Adressaten zu vermeiden 28. Bereits seit 1957 gibt es ein (Bundes-)Wasserhaushaltsgesetz, welches die Ordnung der Gewässerbenutzung regelt. Ursprünglich war das Wasserhaushaltsrecht als Rahmengesetz i. S. des Art. 75 GG a.f. konzipiert und, bis auf einzelne Regelungsgegenstände 29, auf die ausfüllende Gesetzgebung durch die Länder angewiesen. Dadurch wurde vor allem die Umsetzung europäischer Rechtsakte erschwert 30. Durch die Föderalismusreform I wurde das Gebiet des Wasserhaushalts als Katalogtatbestand des Art. 74 Abs. 1 Nr. 32 GG in die konkurrierende Gesetzgebung des Bundes überführt. Damit kann der Bund selbst eine sog. Vollregelung 31 (im Unterschied zur bloßen Rahmenregelung) zum Wasserrecht erlassen, was er erst mit Verabschiedung des WHG 32 getan hat 33. Das noch auf die Rahmenkompetenz gestützte und damit 21 V. Haug, DÖV 2008, S: 851 (851); M. Rolfsen, NuR 2009, S. 765 (766); vgl. C. Franzius, NVwZ 2008, S. 492 (492); in Bezug auf die Gesetzgebungskompetenz im Bereich Naturschutz und Landschaftspflege: P. Fischer-Hüftle, NuR 2007, S. 78 (79). 22 O. Klein/K. Schneider, DVBl. 2006, S (1551). 23 K. Gerstenberg, Gesetzgebungs- und Verwaltungskompetenzen, S. 269; L. Beck, Die Abweichungsgesetzgebung, S BT-Drs. 16/813, S Sog. alternierender Anwendungsvorrang: O. Klein/K. Schneider, DVBl. 2006, S (1552). 26 A. Haratsch, in: Sodan (Hrsg.), Grundgesetz, Art. 125b Rn. 3; K. Gerstenberg, Gesetzgebungs- und Verwaltungskompetenzen nach der Föderalismusreform, S Zur Relativierung dieser Gefahr H. Schulze-Fielitz, NVwZ 2007, S. 249 (255). 28 BT-Drs. 16/813, S M. Kloepfer, Umweltschutzrecht,. 14 Rn K. A. Pape, in: Landmann/Rohmer, UmweltR III, Vorb. WHG Rn BT-Drs. 16/813, S Art. 1 des Gesetzes vom zur Neuregelung des Wasserrechts (WasserRNRG), BGBl 2009 I, Näher dazu unten Kap ,

125 lückenhafte WHG galt zunächst als Bundesrecht fort, Art. 125b Abs. 1 S. 1 GG 34. Durch die neue Figur der Abweichungsgesetzgebung konnten die Länder zwar ebenfalls das Wasserrecht eigenständig regeln, diese Zuständigkeit war jedoch zunächst zeitlich befristet suspendiert. Vom WHG a.f. abweichende Landesgesetze konnten gemäß Art. 72 Abs. 3 S. 1 Nr. 5 GG i.v.m. Art. 125b Abs. 1 S. 3 GG erst dann erlassen werden, wenn und soweit der Bund von seiner Gesetzgebungskompetenz nach dem 1. September 2006 Gebrauch gemacht hatte, spätestens jedoch ab dem 1. Januar Eine Ausnahme von dieser Abweichungskompetenz bilden nach dem Klammerzusatz in Art. 72 Abs. 3 Nr. 5 GG allerdings zeitlich unbeschränkt stoff- und anlagenbezogene Regelungen, die als sog. abweichungsfeste Kerne bezeichnet werden 35. Der Bundesgesetzgeber hat eine Reihe von Gesetzen verabschiedet, die das WHG änderten, sodass mit deren Erlass, bzw. genauer mit deren Verkündung 36, den Ländern eine entsprechende Abweichungskompetenz im Bereich des Wasserhaushaltsrechts eröffnet wurde: Erstmals mit Gesetz zur Umsetzung der Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates über die Umwelthaftung zur Vermeidung und Sanierung von Umweltschäden (USchadUmsG) 37, anschließend durch das Gesetz zur Neufassung des Raumordnungsgesetzes und zur Änderung anderer Vorschriften (GeROG) 38 und durch Gesetz zur Neuregelung des Wasserrechts (WasserRNRG) 39, welches schließlich das Wasserhaushaltsgesetz unter Aufhebung des bisherigen Gesetzes 40 zum 1. März 2010 vollständig neu fasste. Während die erst genannten Änderungen lediglich einen auf die Änderungsgegenstände innerhalb des Wasserhaushaltsgesetzes beschränkten Anwendungsbereich für abweichendes Landesrecht eröffnet hätten ( wenn und soweit ), so bietet die Neufassung des WHG durch umfassenden Gebrauch der dem Bundesgesetzgeber eingeräumten Kompetenz nach Art. 74 Abs. 1 Nr. 32 GG ebenfalls eine umfassende, das ganze Wasserhaushaltsrecht betreffende Abweichungskompetenz, soweit der Regelungsbereich des WHG reicht. Freilich beschränkt sich die Abweichungskompetenz auf Gegenstände, die nicht stoff- und anlagenbezogene Regelungen betreffen, Art. 72 Abs. 3 S. 1 Nr. 5 GG. Die gleiche umfassende Abweichungsmöglichkeit hätte allerdings spätestens ab 1. Januar 2010 ohnehin bestanden, Art. 125b Abs. 1 S. 3 HS. 1 GG. 34 A. Guckelberger, in: Beck OK, WHG, 1 vor Rn BT-Drs. 16/813, S S. Nw. Fn Gesetz vom zur Umsetzung der Richtlinie des Europäischen Parlaments und des Rates über die Umwelthaftung zur Vermeidung und Sanierung von Umweltschäden (USchadUmsG), BGBl 2007 I, Gesetz vom zur Neufassung des Raumordnungsgesetzes und zur Änderung anderer Vorschriften (GeROG), BGBl I 2008, Art. 1 des Gesetzes vom zur Neuregelung des Wasserrechts (WasserRNRG), BGBl 2009 I, Vgl. Art. 24 Abs. 2 S. 2 des Gesetzes vom zur Neuregelung des Wasserrechts (WasserRNRG), BGBl 2009 I, 2585 (2621), BT-Drs. 16/12275, S. 41; BR-Drs. 280/09, S. 15; vgl. A. Scheidler, UPR 2009, S. 173 (175 f.). 125

126 Neben dieser Neuordnung der Kompetenzen zur Regelung der Sachmaterie wurden auch die Kompetenzen zur Regelung der Verwaltungszuständigkeit und des Verwaltungsverfahrens durch die Föderalismusreform neu geregelt. Der Grundsatz der Länderexekutive, Art. 83, 84 Abs. 1 GG schließt auch den Grundsatz der Länderverwaltungsgesetzgebung mit ein, das heißt, dass die Einrichtung der Behörden und der Erlass des Verfahrensrechts von den Ländern zu bestimmen sind 41. Bedeutung hat die Verfahrensgesetzgebung beispielsweise für den Rechtsschutz gegen die Verweigerung einer wasserrechtlichen Zulassung; die Länder können in ihrer Verfahrensgesetzgebung ein Widerspruchsverfahren für derartige Fälle vorsehen, das dann nach den entsprechenden Landesgesetzen durchgeführt wird. Dieser Grundsatz existierte bereits vor der Föderalismusreform, stand allerdings unter dem Vorbehalt, dass nicht Bundesgesetze mit Zustimmung des Bundesrates etwas anderes bestimmten. Neu ist nunmehr, dass der Bund auch ohne Länderbeteiligung Verfahrensregeln schaffen kann. Im Gegenzug sind aber die Länder zur Abweichung, parallel zu Art. 72 Abs. 3 GG 42, berechtigt (Abweichungsmodell 43 ). Bundesgesetze treten hier zur Vermeidung kurzfristig wechselnder Rechtsbefehle gegenüber den Adressaten ebenfalls mit einer Verzögerung von sechs Monaten in Kraft, Art. 84 Abs. 1 S. 4, Art. 72 Abs. 3 S. 3 GG. In Ausnahmefällen können Bundesgesetze Verwaltungsverfahrensregeln unter Ausschluss der Abweichungsmöglichkeit durch die Länder enthalten, Art. 84 Abs. 1 S 5 GG. Diese Gesetze bedürfen dann aber der Zustimmung des Bundesrates, Art. 84 Abs. 1 S. 6 GG (Zustimmungsmodell 44 ). Das Problem der Abweichung der Länder im Rahmen von wasserrechtlichen Zulassungsverfahrensvorschriften ist von eher untergeordneter Bedeutung. Für das Erlaubnis- und Bewilligungsverfahren werden bundesrechtlich lediglich Eckpunkte vorgegeben 45, was darauf schließen lässt, dass die Verfahrensregeln insoweit nicht abschließend sind. Konsequenz dessen ist, dass die Länder, soweit das WHG keine Regelung trifft auch weiterhin auf die originäre Verfahrensgesetzgebungskompetenz des Art. 83, 84 Abs. 1 GG zurückgreifen können 46. Für das Planfeststellungsverfahren wird nach 68, 70 WHG auf VwVfG verwiesen, die ohnehin mit den entsprechenden Vorschriften der Landesverwaltungsverfahrensgesetze übereinstimmen. 41 Vgl. B. Pieroth, in: Jarass/ders., GG, Art. 84 Rn W. Kahl, NVwZ 2008, S. 710 (712). 43 K. Gerstenberg, Gesetzgebungs- und Verwaltungskompetenzen, S. 281; W. Kahl, NVwZ 2008, S. 710 (711). 44 K. Gerstenberg, Gesetzgebungs- und Verwaltungskompetenzen, S. 284; W. Kahl, NVwZ 2008, S: 710 (711). 45 Vgl. M. Reinhardt, in: Czychowski/ders., WHG, 11 Rn Vgl. hierzu oben Fn. 126

127 Aktuelle Rechtslage im Wasserrecht auf Bundes- und Landesebene Wasserkraftnutzung im Regelungssystem des WHG 2010 Mit der Verabschiedung des neuen Wasserhaushaltsgesetz (WHG) 47 besteht nun erstmals ein grundsätzlich umfassendes und in sich geschlossenes Wasserrecht des Bundes Anwendungsbereich Das WHG des Bundes gilt gemäß seines 2 S. 1 Nr. 1 3 für alle oberirdischen Gewässer, Küstengewässer, Grundwasser, sowie Teile dieser Gewässer, 2 Abs. 1 S. 2 WHG. Flüsse, an denen Wasserkraftnutzung möglich ist, sind als oberirdische Gewässer Regelungsgegenstand des WHG Allgemeine Bewirtschaftungsziele und Wasserkraftnutzung Die allgemeinen Bewirtschaftungsziele und die dazu erlassenen Ausnahmen, sowie die Reinhaltung oberirdischer Gewässer sind in 27 ff. WHG niedergelegt, welche die europäische Wasserrahmenrichtlinie 48 umsetzen. Hierbei hat das Rechtssystem vorrangig die Erhaltung oder Verbesserung des ökologischen Zustandes zum Ziel, 27 ff. WHG, die nur in wenigen Ausnahmefällen beschränkt oder suspendiert werden dürfen, 30 f. WHG. Ein weiteres Ziel des WHG ist die Reinhaltung oberirdischer Gewässer, umgesetzt in 32 WHG 49, welcher die Einbringung von Feststoffen in Gewässer regelt. Die ff. WHG sind neue, ursprünglich dem Landesrecht entstammende Bestimmungen zur Gewässerbenutzung, welche als bundesrechtliche Regelungen aufgrund der neuen konkurrierenden Gesetzgebungskompetenz erstmals Eingang in das WHG gefunden haben und 34 WHG betonen die ökologische Ausrichtung des neuen WHG durch Anforderungen an die Mindestwasserführung und die Durchgängigkeit der Gewässer. 33 WHG enthält für die Erlaubnis- und Bewilligungserteilung bzw. mit Blick auf die Planfeststellungen bei Gewässerausbauten zwingend zu beachtende Zulassungsvoraussetzungen; gleiches gilt für 34 WHG bei Erlaubnis, Bewilligung und Planfeststellung 51. Durch 34 WHG wird der besondere Schutz der Fließgewässer sichergestellt, wie es Art. 2 Nr. 21 und 22 der Wasserrahmenrichtlinie in Verbindung mit Nr Anhang V fordern: 47 Neufassung des Gesetzes zur Ordnung des Wasserhaushalts (Wasserhaushaltsgesetz) durch Gesetz vom , BGBl I 2009, Richtlinie 2000/60/EG des Europäischen Parlament und des Rates vom 23. Oktober 2000 zur Schaffung eines Ordnungsrahmens für Maßnahmen der Gemeinschaft im Bereich der Wasserpolitik, ABl. EG 2000 Nr. L 327, 1 ff, die zuletzt geändert durch die Richtlinie 2008/105/EG, ABl Nr. L 348 vom , S. 84 ff. 49 Vgl. U. Drost, WHG 2010, S M. Kotulla, NVwZ 2010, S. 79 (83); B. Stüer/D. Buchsteiner, DÖV 2010, S. 261 (262). 51 M. Kotulla, NVwZ 2010, S. 79 (84). 127

128 33 WHG Mindestwasserführung Das Aufstauen eines oberirdischen Gewässers oder das Entnehmen oder Ableiten von Wasser aus einem oberirdischen Gewässer ist nur zulässig, wenn die Abflussmenge erhalten bleibt, die für das Gewässer und andere hiermit verbundene Gewässer erforderlich ist, um den Zielen des 6 Absatz 1 und der 27 bis 31 zu entsprechen (Mindestwasserführung). 34 WHG Durchgängigkeit oberirdischer Gewässer (1) Die Errichtung, die wesentliche Änderung und der Betrieb von Stauanlagen dürfen nur zugelassen werden, wenn durch geeignete Einrichtungen und Betriebsweisen die Durchgängigkeit des Gewässers erhalten oder wiederhergestellt wird, soweit dies erforderlich ist, um die Bewirtschaftungsziele nach Maßgabe der 27 bis 31 zu erreichen. (2) Entsprechen vorhandene Stauanlagen nicht den Anforderungen nach Absatz 1, so hat die zuständige Behörde die Anordnungen zur Wiederherstellung der Durchgängigkeit zu treffen, die erforderlich sind, um die Bewirtschaftungsziele nach Maßgabe der 27 bis 31 zu erreichen. (3) Die Wasser- und Schifffahrtsverwaltung des Bundes führt bei Stauanlagen an Bundeswasserstraßen, die von ihr errichtet oder betrieben werden, die nach den Absätzen 1 und 2 erforderlichen Maßnahmen im Rahmen ihrer Aufgaben nach dem Bundeswasserstraßengesetz hoheitlich durch. In 35 werden an die Wasserkraftnutzung spezielle Anforderungen gestellt. So sind in Umsetzung des Art. 2 Nr. 21 und 22 der Wasserrahmenrichtlinie in Verbindung mit Nr des Anhangs V die Fischpopulationen durch Maßnahmen sowohl an neu errichteten als auch an bestehenden Anlagen zu schützen 52, 35 Abs. 1 und 2 WHG. 35 WHG Wasserkraftnutzung (1) Die Nutzung von Wasserkraft darf nur zugelassen werden, wenn auch geeignete Maßnahmen zum Schutz der Fischpopulation ergriffen werden. (2) Entsprechen vorhandene Wasserkraftnutzungen nicht den Anforderungen nach Absatz 1, so sind die erforderlichen Maßnahmen innerhalb angemessener Fristen durchzuführen. [ ] Zulassung von Wasserkraftanlagen Für die Zulassung von Wasserkraftanlagen sind neben den materiellrechtlichen Wasserrechtsvorschriften auch Verfahrensvorschriften einzuhalten. Die Zuständigkeit der Verwaltungsverfahrensregelung obliegt grundsätzlich den Ländern, Art. 30,83 und 84 Abs. 1 S. 1 Var. 2 GG. Derzeit gibt es umweltrechtliche Verfahrensregeln, die abweichungsfest geregelt sind, beispielsweise für das Genehmigungsverfahren im Bereich des Immissionsschutzrechts, 73 BImSchG 53. Im Wasserrecht existiert jedoch keine solche Vorschrift. Zwar sind im WHG an unterschiedlichen Stellen Verfahrensregeln dergestalt getroffen, dass auf das Verwaltungsverfahrensgesetz des Bundes verwiesen wird. Die Abweichungsresistenz wird jedoch nicht geregelt. Vielmehr kann von Vgl. U. Drost, WHG 2010, S BGBl 2006 I, S

129 WHG, der auf 72 ff. VwVfG verweist, durch Landesrecht abgewichen werden, so geschehen in den Wassergesetzen der Länder Bayern, Art. 69 S. 1 und 2 BayWG und Niedersachsen, 109 NWG. Dabei handelt es sich nicht um Inhalte von Genehmigungsanträgen oder -entscheidungen. Materiell-rechtlich enthält das WHG Zulassungstatbestände für wasserrechtliche Nutzungen 54, die, sofern sie stoff- und anlagenbezogene Regelungen darstellen, durch abweichende Landesgesetze nicht verdrängt werden können. Dies gilt für alle Formen der wasserrechtlichen Zulassung Bewilligung und Erlaubnis Die Bewilligung und die Erlaubnis sind wasserrechtliche Zulassungstatbestände unterschiedlichen Gehaltes; die Bewilligung verleiht das Recht, die Erlaubnis die Befugnis zur Gewässerbenutzung 55, 10 Abs. 1 WHG. Wasserkraftanlagen sind als zulassungsbedürftige Benutzungsform erlaubnis- oder bewilligungspflichtig; lediglich anzeigepflichtige oder genehmigungsfreie Nutzungsformen sind im Gewässerbereich aufgrund der elementaren Bedeutung für das menschliche Leben und den Naturhaushalt grundsätzlich nicht vorgesehen, 8 ff. WHG 56, die zulassungsfreien Tatbestände des 8 Abs. 2 und 3 sowie 25 und 26 WHG stellen Ausnahmen dar 57, deren Zulassungsfreiheit ausnahmsweise aufgrund der Geringfügigkeit des Eingriffs in den Naturhaushalt ( 8 Abs. 3, 25 f. WHG) bzw. durch die Abwägung mit schwereren Gefahren im Notfall gerechtfertigt ist ( 8 Abs. 2 WHG). Die Erlaubnis ist widerruflich, 18 Abs. 1 WHG; während die Bewilligung einer nur eingeschränkten Widerruflichkeit unterliegt, 18 Abs. 2 WHG 58. Im Gegenzug sind an die Erteilung einer Bewilligung strengere Voraussetzungen zu stellen, 14 WHG. Die gehobene Erlaubnis in 15 WHG ist aufgrund der neuen konkurrierenden Gesetzgebungskompetenz erstmalig Zulassungstatbestand im WHG des Bundes und wurde aus ehemaligen Landeswassergesetzen übernommen 59, sie ist durch den Ausschluss privatrechtlicher Ansprüche und durch die Erteilung im förmlichen Verfahren der Bewilligung angenähert Planfeststellung Im Bereich der für Wasserkraftanlagen 61 in einigen Fällen ebenfalls bedeutsamen Planfeststellungsregelung des WHG stellt sich eine 54 Siehe dazu bereits oben , , im Detail zum abweichungsfesten Kern unten , , , Vgl. K. A. Pape, in: Landmann/Rohmer, UmweltR III, Vorb. WHG Rn K. A. Pape, in: Landmann/Rohmer, UmweltR III, Vorb. WHG Rn M. Kotulla, NVwZ 2010, S. 79 (81). 58 Ausführlich dazu im Hinblick auf die Vereinfachung des Umweltrechts: M. Kotulla/M. Rolfsen, NuR 2010, S. 625 ff. 59 Entsprechende Regelungen zur gehobenen Erlaubnis waren etwa in Art. 16 BayWG, 71 HessWG af, 11 WasserG Bremen af; zumindest vorausgesetzt in 14 WasserG MeckPom af, 25a WasserG NRW, 27 WasserG RPf af; 15 WasserG SL af; 12 WasserG SA af; 10 WasserG SH enthalten. 60 Vgl. U. Drost, WHG 2010, S Schomerus, in: Frenz/Müggenborg, 23 Rn. 16 sieht bei der Errichtung von Wasserkraftanlagen regelmäßig einen Fall des Gewässerausbaus. 129

130 Ausfüllungsbedürftigkeit der Bundesregelung heraus: Eine Wasserkraftanlage kann als Teil der Gewässerumgestaltung nach 67 Abs. 2 WHG als Gewässerausbau planfeststellungsbedürftig bzw. plangenehmgiungsbedürftig sein 62. Diese Regelung ist keine Neuerung des WHG 2010, vielmehr regelte bereits das alte aufgrund der Rahmenkompetenz erlassene WHG, dass es in dem Fall, dass der Bau einer Wasserkraftanlage einen Gewässerausbau darstellt, eines Planfeststellungsbeschlusses bzw. einer Plangenehmigung bedarf. Damals handelte es sich bei der betreffenden Regelung um eine echte Rahmenregelung, die ausfüllungsbedürftig und ausfüllungsfähig war 63. Zwar ist das neue WHG 2010 aufgrund der neuen konkurrierenden Gesetzgebungskompetenz des Bundes erlassen. Jedoch schließt dies die ergänzende Gesetzgebung durch die Länder im Rahmen von Öffnungsklauseln nicht aus. Dies ist dann der Fall, wenn es das Gesetz ausdrücklich zulässt. Wenn ein Land hingegen einen Konkretisierungsbedarf ohne korrespondierende Regelungsbefugnis durch eine Öffnungsklausel sieht, handelt es sich bei einem Landesgesetz zur Auslegung des Bundesgesetzes um abweichendes Recht Abweichungsmöglichkeiten der Bundesländer bei der Zulassung von Wasserkraftanlagen Vor Inkrafttreten des WHG 2010 bedurfte die Zulassung einer Wasserkraftanlage einer wasserrechtlichen Zulassung, nach den maßgeblichen Vorschriften zur Anlagengenehmigung der Landeswassergesetze 65. Im Sinne der Föderalismusreform sollte das neue WHG im Unterschied zu den bisherigen Rahmenregelungen Vollregelungen enthalten, von denen die Bundesländer unter Umständen abweichen können sollten. Die Zulassung von Wasserkraftanlagen richtet sich also in allererster Linie nach dem WHG des Bundes. Abweichungsmöglichkeiten in Bezug auf Vorschriften zur Zulassung von Wasserkraftanlagen kann es zum einen außerhalb der abweichungsfesten Kerne zum anderen im Falle von Öffnungsklauseln durch den Bundesgesetzgeber an die Landesgesetzgeber geben Landesrechtliche Regelungen außerhalb der abweichungsfesten Kerne Eine Abweichung von den Regelungen des WHG durch die Länder ist jedenfalls im Bereich stoff- und anlagenbezogene Regelungen nicht möglich, Art. 72 Abs. 3 Satz 1 Nr. 5. Anlagenbezogen i.d.s. sind solche Regelungen, die die von Anlagen ausgehenden Gefahren für Gewässer betreffen, der eigentliche Kern des Gewässerschutzes 66. Stoffbezogen sind Regelungen, die den Umgang mit Gefahren aus stofflicher Belastung von Gewässern zum Gegenstand haben, zum Beispiel das Einbringen und 62 R. Breuer, Wasserkraftnutzung, S. 118 f. 63 R. Breuer, Wasserkraftnutzung, S P. Fischer-Hüftle, NuR 2007, S. 78 (80), ebenso: C. Degenhart, DÖV 2010, S. 422 (425). 65 Vgl. M. Altrock/G. Wustlich, in: ders./oschmann/theobald, EEG, 6 Rn M. Kotulla, NVwZ 2007, S. 489 (493 f.). 130

131 Einleiten von Stoffen 67.Außerhalb dieser abweichungsfesten Kerne steht den Ländern hingegen die Möglichkeit zur Abweichung durch Gesetz offen 68. Der Abweichung zugänglich sollen allenfalls die meisten im Gemein- und Anliegergebrauch der Gewässer betreffenden Nutzungen sein 69. Stoffund anlagenbezogene Nutzungen sind in der Regel als Sondergebrauch einzuordnen. Die abweichungsfesten Kerne bilden somit stoff- und anlagenbezogene Regelungen, die vor allem den Sondergebrauch 70 regeln, mithin auch die Zulassung von Wasserkraftanlagen und die Anforderungen des 35 WHG 71. Dabei sind unter die anlagenbezogenen Regelungen Vorschriften über die Zulassung, über den Erlass nachträglicher Anordnungen sowie über das Überwachungsrecht zu fassen 72. Das WHG selbst trifft auch keine allgemeine Regelung, die es den Ländern ermöglichen würde, abweichende Regelungen zu erlassen. Zwar kennt das WHG etwa in 23, 26 oder 60 WHG Länderöffnungsklauseln (siehe unten). Eine vergleichbare Regelung existiert aber im Rahmen der für die Anlagenerrichtung maßgeblichen WHG nicht 73. Diese legen somit zwingend fest, welche Anforderungen die Wasserkraftanlagen im Hinblick auf Reinhaltung oberirdischer Gewässer ( 32) Mindestwasserführung ( 33) Durchgängigkeit oberirdischer Gewässer ( 34) und geeignete Maßnahmen zum Schutz der Fischpopulation ( 35 Abs. 1), genügen müssen. Zwingende Vorgaben des Natur- und Artenschutzrechtes außerhalb des WHG sind ebenfalls zu wahren 74. Das neue WHG geht bereits erlassenen, inhaltlich divergierenden Landesgesetzen vor, sofern diese vor der Verkündung des (vollständig neu gefassten 75 ) WHG verkündet wurden 76. Denn gemäß Art. 72 Abs. 3 S. 3 GG geht das jeweils spätere Gesetz dem vorherigen vor. Dagegen gehen abweichende Landeswassergesetze, welche ebenfalls ab dem 1. März 2010 in Kraft traten und nach dem WHG verkündet wurden, dem WHG des Bundes vor 77, soweit sie sich an den Rahmen der Abweichungsgesetzgebung halten. Anderes galt für die 67 BT-Drs. 16/813, S. 11; M. Kotulla, NVwZ 2007, S. 489 (493). 68 Siehe dazu oben , M. Kotulla, NVwZ 2007, S. 489 (494). 70 In Abgrenzungen zu den Öffnungsklauseln im Bereich des Gemeingebrauchs nach 25 WHG sowie des Eigentümer-und Anliegergebrauchs gemäß 26 WHG, siehe dazu ausführlich unten unter W. Erbguth/S. Schlacke, Umweltrecht, 11 Rn. 3 f; Riedl, in: Beck OK, WHG 35 Rn W. Kahl, NVwZ 2008, S. 710 (716). 73 G. Knopp, Das neue Wasserhaushaltsrecht, Rn. 312 f. Die Öffnungsklausel in 38 Abs. 3 Satz 3 WHG ist für die hier untersuchten Fragestellungen nicht weiter relevant. 74 B. Stüer/D. Buchsteiner, DÖV 2010, S. 261 (264). 75 Vgl. Art. 24 Abs 1 des Gesetzes vom zur Neuregelung des Wasserrechts (WasserRNRG), BGBl 2009 I, 2585 (2621). 76 K. A. Pape, in: Landmann/Rohmer, UmweltR III, Vorb. WHG Rn Vgl. U. Drost, WHG 2010, S

132 Verordnungsermächtigungen: Die in 23, 48 Absatz 1 Satz 2 und Absatz 2 Satz 3, 57 Absatz 2, 58 Absatz 1 Satz 2, 61 Absatz 3, 62 Absatz 4 und 7 Satz 2 enthaltenen Verordnungsermächtigungen lösten gemäß Art. 24 Abs. 1 des Wasserneuregelungsgesetzes 78 landesrechtliche Verordnungsermächtigungen bereits zum 7. August 2009 ab 79. Bestehende Landesverordnungen gelten, soweit sie dem WHG entsprechen aber fort, solange sie nicht durch eine neue Bundesverordnung abgelöst werden 80 ; Änderungen bestehender Landesverordnungen sollen insoweit möglich sein, als sie der Umsetzung von Europarecht dienen Regelungsbefugnisse aufgrund von Öffnungsklauseln Allerdings geht das WHG nach wie vor davon aus, dass die Länder durch Gesetze die im WHG getroffenen Teilregelungen ausfüllen 82. Nach 2 Abs. 2 WHG sind den Ländern Festsetzungen von Ausnahmen bestimmter Gewässer vom Anwendungsbereich des Gesetzes gestattet : (2) Die Länder können kleine Gewässer von wasserwirtschaftlich untergeordneter Bedeutung, insbesondere Straßenseitengräben als Bestandteil von Straßen, Be- und Entwässerungsgräben, sowie Heilquellen von den Bestimmungen dieses Gesetzes ausnehmen. Dies gilt nicht für die Haftung für Gewässerveränderungen nach den 89 und 90. Gleiches gilt unter anderem auch für die Konkretisierung von Regelungen über Abwasseranlagen, 60 WHG 83 : (4) Die Länder können regeln, dass die Errichtung, der Betrieb und die wesentliche Änderung von Abwasseranlagen, die nicht unter Absatz 3 fallen, einer Anzeige oder Genehmigung bedürfen. Genehmigungserfordernisse nach anderen öffentlich-rechtlichen Vorschriften bleiben unberührt. Diese Regelungsweise ist eigentlich dem ursprünglichen Sinn und Zweck der Föderalismusreform entgegengesetzt 84. Denn dadurch wird gerade im nach der Konzeption des Grundgesetzes abweichungsfesten Bereich der anlagenbezogenen Regelungen 85 eine ergänzende Länderregelung ermöglicht, ja geradezu gewünscht. In 25 S. 3 und 26 Abs. 1 S. 3 WHG existiert ein der Öffnungsklausel in 60 WHG ähnliche Regelungsbefugnis zugunsten der Länder, die mit der Konkretisierung des Gemein- sowie Eigentümer- und Gemeingebrauchs betraut werden und diesen auch auf unschädliche Nutzungen mit stofflichem Bezug erstrecken dürfen: 78 Vgl. Gesetz vom zur Neuregelung des Wasserrechts (WasserRNRG), BGBl 2009 I, 2585 (2621). 79 M. Kotulla, NVwZ 2010, S. 79 (80). 80 BT-Drs. 16/12275, S. 58; a. A.: M. Kotulla, NVwZ 2010, S. 79 (83). 81 U. Drost, WHG 2010, S U. Drost, WHG 2010, S. 10, 26; K. A. Pape, in: Landmann/Rohmer, UmweltR III, Vorb. WHG Rn. 63; siehe auch , , , W. Erbguth/S. Schlacke, Umweltrecht, 11 Rn O. Klein/K. Schneider, DVBl. 2006, S (1553). 85 Vgl. Klammerzusatz des Art. 72 Abs. 3 S. 1 Nr. 5 GG. 132

133 25 Gemeingebrauch 1 Jede Person darf oberirdische Gewässer in einer Weise und in einem Umfang benutzen, wie dies nach Landesrecht als Gemeingebrauch zulässig ist, soweit nicht Rechte anderer dem entgegenstehen und soweit Befugnisse oder der Eigentümer- oder Anliegergebrauch anderer nicht beeinträchtigt werden. 2 Der Gemeingebrauch umfasst nicht das Einbringen und Einleiten von Stoffen in oberirdische Gewässer. 3 Die Länder können den Gemeingebrauch erstrecken auf 1. das schadlose Einleiten von Niederschlagswasser, 2. das Einbringen von Stoffen in oberirdische Gewässer für Zwecke der Fischerei, wenn dadurch keine signifikanten nachteiligen Auswirkungen auf den Gewässerzustand zu erwarten sind. 26 WHG Eigentümer- und Anliegergebrauch (1) 1 Eine Erlaubnis oder eine Bewilligung ist, soweit durch Landesrecht nicht etwas anderes bestimmt ist, nicht erforderlich für die Benutzung eines oberirdischen Gewässers durch den Eigentümer oder die durch ihn berechtigte Person für den eigenen Bedarf, wenn dadurch andere nicht beeinträchtigt werden und keine nachteilige Veränderung der Wasserbeschaffenheit, keine wesentliche Verminderung der Wasserführung sowie keine andere Beeinträchtigung des Wasserhaushalts zu erwarten sind. 2 Der Eigentümergebrauch umfasst nicht das Einbringen und Einleiten von Stoffen in oberirdische Gewässer Satz 3 gilt entsprechend. (2) Die Eigentümer der an oberirdische Gewässer grenzenden Grundstücke und die zur Nutzung dieser Grundstücke Berechtigten (Anlieger) dürfen oberirdische Gewässer ohne Erlaubnis oder Bewilligung nach Maßgabe des Absatzes 1 benutzen. (3) An Bundeswasserstraßen und an sonstigen Gewässern, die der Schifffahrt dienen oder künstlich errichtet sind, findet ein Gebrauch nach Absatz 2 nicht statt. Diese Regelungsbefugnisse, wie hier beim Gemeingebrauch, sind von den engen Voraussetzungen der Abweichungsgesetzgebung und daher auch im Bereich der abweichungsfesten Kerne ausgenommen, so dass umfassend Landesrecht das Bundesrecht ergänzen, aber nicht derogieren kann. Davon hat beispielsweise Bayern Gebrauch gemacht und konkretisierende Vorschriften in Art. 18 und 19 BayWG erlassen. Für die Zulassung von Wasserkraftanlagen hat dies unmittelbar keine Bedeutung; zwar wird die Definition des Gemeingebrauchs erweitert. Die Errichtung oder der Betrieb von Wasserkraftanlagen werden dadurch jedoch nicht von der Pflicht zur wasserrechtlichen Zulassung oder der Einhaltung der sonstigen Vorgaben des WHG befreit Europarecht als zusätzliche Grenze für abweichende Landesgesetze Alle in zulässiger Weise abweichenden Landesgesetze müssen jedenfalls europarechtskonform ausgestaltet werden 86. Sieht man also einmal davon ab, dass stoff- und anlagenbezogene Regelungen ohnehin den 86 Vgl. BT-Drs. 16/813, S. 11; vgl. L. Beck, Die Abweichungsgesetzgebung, S. 101, der darauf hinweist, dass es einer solchen Klarstellung überhaupt nicht bedurft hätte. 133

134 abweichungsfesten Kernen der Abweichungsgesetzgebungskompetenz angehören, so wäre die Anforderung an einen guten ökologischen Zustand des Wassers im Sinne der Wasserrahmenrichtlinie ohnehin auch durch den Landesgesetzgeber zu wahren 87. Für die Zulassung von Wasserkraftanlagen bleibt somit kein nennenswerter Abweichungsspielraum Zwischenergebnis Den Ländern stehen zwar nach der Systematik der Abweichungsgesetzgebung und ausdrücklicher Öffnungsklauseln des Bundesgesetzgebers im WHG grundsätzlich Möglichkeiten zu einer das Bundesrecht verdrängenden oder ergänzenden Landesrechtsetzung zu. Diese sind aber für den Bereich der Wasserkraftanlagen nicht relevant, da aufgrund der abweichungsfesten Kerne, fehlender Regelungsbefugnisse durch zu enge Öffnungsklauseln und der europarechtlichen Bindung für die Zulassung von Wasserkraftanlagen kein nennenswerter Abweichungsspielraum für die Bundesländer verbleibt EEG in Beziehung zum Wasser- und Fischereirecht Das Wasserrecht als öffentlich-rechtliche Benutzungsordnung der Gewässer hat grundsätzlich die Aufgabe, die Qualität und Quantität des zur Bewirtschaftung verfügbaren Wassers zu schützen. Vorrangiges Ziel des EEG ist hingegen, den Ausbau der Wasserkraftnutzung im Sinne einer nachhaltigen Energieversorgung zugunsten des Klima- und Umweltschutzes voranzutreiben 90, 1 Abs. 1 EEG, obwohl auch im EEG das Ziel des Gewässerschutzes verfolgt wird, 23 Abs. 5 S. 1 EEG. Es kann vorab also festgehalten werden, dass sich beide Gesetze im Bereich der Wasserkraftnutzung insoweit überschneiden, als sie den gleichen Regelungsgegenstand betreffen; in der Zielsetzung differieren sie zunächst. Deshalb ist zu klären, wie das Verhältnis der beiden unterschiedlichen Regelungsansätze ausgestaltet ist Verhältnis von EEG und Wasserrecht Getrennte Regelungen Mit dem Wasserrecht und dem Recht Erneuerbarer Energien stehen sich zwei ihrem Regelungsansatz unterschiedliche Instrumente gegenüber. Während das EEG ein Instrument mit indirekter Verhaltenssteuerung 87 Wenngleich hier aber zu beachten ist, dass der gute ökologische Zustand im Sinne der Wasserrahmenrichtlinie nicht durch europaweit einheitlich festgelegte Grenzwerte zu bestimmen ist, sondern vielmehr durch rechtlich unverbindliche, als Ergänzung der Wasserrahmenrichtlinie für die Mitgliedstaaten aber dennoch bedeutsame Leitlinien der Kommission zur gemeinsamen Umsetzungsstrategie ( CIS-Prozess ) aufgegriffen wird, so auch W. Köck, ZUR 2009, S. 227 (228, 231). 88 Vgl. O. Klein/K. Schneider, DVBl. 2006, S (1554); F. Ekardt/S. Weyland, NVwZ 2006, S. 737 (739); B. Becker, DVBl. 2010, S. 754 (758). 89 Vgl. O. Klein/K. Schneider, DVBl. 2006, S (1554); F. Ekardt/S. Weyland, NVwZ 2006, S. 737 (739); B. Becker, DVBl. 2010, S. 754 (758). 90 T. Schomerus, in: Frenz/Müggenborg, EEG, 23 Rn. 14; M. Reinhardt, NuR 2006, S. 205 (205). 134

135 durch finanzielle Anreize ist, setzt das WHG ordnungsrechtliche Pflichten. Das EEG stellt Anforderungen an die Förderung von Wasserkraftanlagen ohne über deren Zulässigkeit zu befinden, wohingegen das Wasserrecht Zulässigkeitsvoraussetzungen stellt, ohne über die Förderungswürdigkeit zu entscheiden. Beide Gesetze sind damit arbeitsteilig konzipiert: Allein das Wasserrecht entscheidet darüber, ob eine Anlage errichtet werden darf. Das EEG schafft die notwendige Grundlage, damit Errichtung und Betrieb von Wasserkraftanlagen auch wirtschaftlich rentabel ist. Gleichwohl enthält das EEG seit der EEG-Novelle , wie einleitend bereits bemerkt, Vergütungsvoraussetzungen, die eigentlich dem Regelungsbereich der Anlagenzulassung zuzuordnen sind. Die Förderung der Wasserkraft durch das EEG steht in zwei Konstellationen in Beziehung zur Einhaltung gewässerschutzorientierter Anforderungen 92, welche auch im WHG niedergelegt sind 93. So macht 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 EEG den gesetzlichen Vergütungsanspruch davon abhängig, dass nach der Errichtung oder Modernisierung der Anlage nachweislich ein guter ökologischer Zustand erreicht oder der ökologische Zustand gegenüber dem vor Errichtung der Anlage existierenden Zustandes wesentlich verbessert wurde. Als Nachweis für den berechtigten Vergütungsanspruch des Wasserkraftanlagenbetreibers werden eine Vorlage des Zulassungsbescheides ( 23 Abs. 5 S. 2 Nr. 1, Nr. 2 HS. 2 EEG) bzw. eine Bescheinigung der zuständigen Wasserbehörde oder eines Umweltgutachters oder -gutachterin ( 23 Abs. 5 S. 2 Nr. 2 HS. 1 EEG) verlangt. Zusätzlich steht der Vergütungsanspruch bei Neuanlagen auch unter dem Vorbehalt, dass keine neue Querverbauung durch die Errichtung der Anlage entstanden sein darf, 23 Abs. 6 EEG 94. Trotz der Aufnahme von Gewässerschutzaspekten als Vergütungsvoraussetzung in das EEG sind nach der derzeit geltenden Rechtslage dieses, welches einen privatrechtlichen Vergütungsanspruch gewährt, und das WHG, welches eine öffentlich-rechtliche Benutzungsordnung der Gewässer statuiert, zwei unabhängige, in Ziel und Verwirklichung unabhängige Gesetze. Die Inbezugnahme von wasserwirtschaftlichen Anforderungen 95, welche sich im EEG wiederfinden, schafft keine darüber hinausgehende, besondere Verknüpfung der beiden Gesetze. Vielmehr ist jedes Gesetz aus sich heraus auszulegen und anzuwenden. Da es keine allgemeingültige regelungstechnische Verknüpfung zwischen EEG und WHG gibt, können sich die Regelungen auch unterscheiden, etwa indem in einem der beiden Gesetze höhere Anforderungen im Hinblick auf einen gewässerökologischen Aspekt aufgestellt werden. Es ist auch 91 Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz), BGBl. I 2004, S. 1918, aufgehoben durch Art. 7 S. 2 des Gesetzes zur Neuregelung des Rechts der Erneuerbaren Energien im Strombereich und zur Änderung damit zusammenhängender Vorschriften (EEStromNRG), BGBl. I 2008, S Vgl. T. Schomerus, in: Frenz/Müggenborg, EEG, 23 Rn. 14, der sogar einen Vorbehalt der Erfüllung umweltordnungsrechtlicher Anforderungen sieht; die Einordnung in das umweltverwaltungsrechtliche Normenwerk betonend M. Reinhardt, NuR 2006, S. 205 (207). 93 C. Kahle, in. Reshöft (Hrsg.), EEG, 23 Rn Ausführlich zum Konflikt zwischen Wasserkraftnutzung und Fischfauna R. Breuer, Rechtsfragen des Konflikts zwischen Wasserkraftnutzung und Fischfauna; K.-D. Fröhlich, ZfW 2005, S. 133 ff. 95 Vgl. S. Naumann/F. Igel, Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft, S

136 unschädlich, wenn die Regelungsstrukturen nicht deckungsgleich sind: Eine Anlage, die zwar nach WHG genehmigungsfähig, aber nach EEG nicht vergütungsfähig ist, darf grundsätzlich errichtet werden. Offen bleibt dabei, ob dies wirtschaftlich rentabel ist. Ein Vergütungsanspruch nach EEG besteht auch dann, wenn eine Anlage im Widerspruch zum Wasserhaushaltsrecht errichtet wurde, soweit die kritischen Punkte im EEG selbst keine Bedeutung haben. Die Einhaltung öffentlich-rechtlicher Vorgaben ist keine von den Netzbetreibern bei der Vergütungszahlung zu prüfende Anspruchsvoraussetzung. Nur die ausdrücklich im EEG normierten Vorgaben sind im Verhältnis zwischen Anlagen- und Netzbetreiber von Bedeutung Durchbrechung der Trennlinie Die grundsätzliche Eigenständigkeit der beiden Regelungsbereiche wird jedoch durch eine Vermutung im EEG durchbrochen: Die Voraussetzungen des 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 EEG hinsichtlich des ökologischen Zustandes gelten immer dann als erfüllt, wenn eine wasserrechtliche Zulassung vorliegt, 23 Abs. 5 Satz 2 Nr. 1 EEG. Dies gilt unabhängig davon, ob die materiellen Anforderungen des EEG erfüllt sind oder nicht. Eine zusätzlich zum wasserrechtlichen Zulassungsverfahren hinausgehende Kontrolle erfolgt in diesem Fall nicht. Auch in der Anwendungspraxis des EEG erfolgt eine weitergehende Verknüpfung der beiden Gesetze. Nachdem es im EEG keine eigene Definition eines ökologisch guten Gewässerzustandes gibt, wird diejenige des WHG herangezogen 96. Dieser bereits in der Gesetzesbegründung zum EEG 2004 angelegter Gleichlauf ist sinnvoll und wäre nur dann problematisch, wenn aufgrund der Abweichungsgesetzgebung der Länder nicht in allen Fällen die gleichen Anforderungen gestellt würden. Diese Gefahr besteht aber aus zwei Gründen nicht. Zum einen verhindert der abweichungsfeste Kern, zum anderen die europarechtlichen Vorgaben, vom WHG abweichende landesrechtliche Vorgaben im Hinblick auf den ökologischen Zustand (siehe oben). Zwar könnten die Vorgaben zum ökologischen Zustand jedenfalls nicht umfassend als stoffbezogene Regelungen eingestuft werden, so dass diese Abweichungsschranke für die Länder nur geringe Wirkung entfalten kann. Da in der Begriffsbestimmung des Gewässerzustandes nach 3 Nr. 8 HS. 1 WHG zwischen ökologischen, chemischen und mengenmäßigen Zuständen unterschieden wird, könnte vermutet werden, dass ein guter ökologischer Zustand im Unterschied zum chemischen Zustand kein Gegenstand stoffbezogener Regelungen ist. Auch die Bewirtschaftungsziele des 27 WHG unterscheiden zwischen ökologischem und chemischen Zustand des Gewässers. Zwar ist damit fraglich, ob der ökologische Zustand als abweichungsfeste weil stoffbezogene Regelung divergierende Ländergesetze verhindert. Jedenfalls aber kann die Voraussetzung eines guten ökologischen Zustandes als anlagenbezogene Regelung in diesen abweichungsfesten Kern der Gesetzgebungskompetenz fallen: 96 M. Altrock/G. Wustlich, in: ders./oschmann/theobald, EEG, 6 Rn. 25, 42; C. Kahle, in: Reshöft (Hrsg.), EEG, 23 Rn. 26; T. Schomerus, in: Frenz/Müggenborg, EEG, 23 Rn

137 Wasserkraftanlagen haben Auswirkungen zum Beispiel auf die Fischfauna, deren Gesundheit Teil des (allgemein) ökologischen Zustands des Gewässers ist 97 ; die an ihre Errichtung und ihren Betrieb gestellten (ökologischen) Anforderungen sind daher als anlagenbezogene Regelungen zu klassifizieren. Schließlich verhindert auch das Europarecht eine jedenfalls weitgehende Abweichung der Länder vom Konzept des Bundesgesetzgebers. Das WHG sichert mit dem Erlass von Anforderungen an die Errichtung von Wasserkraftanlagen, namentlich mit der Statuierung der Bewirtschaftungsziele 27 ff. WHG und der Einführung der wasserkraftspezifischen Voraussetzungen, WHG, die Umsetzung der Wasserrahmenrichtlinie 98. Selbst wenn die Länder nach dem Grundgesetz abweichende Regelungen treffen dürften, müssten sich diese am Maßstab der europäischen Anforderungen messen lassen 99. Die ausdrückliche Beschränkung der Abweichungskompetenz auf Bereiche außerhalb stoff- und anlagenbezogener Regelungen sowie die immanente Beschränkung auf europarechtskonforme Abweichung durch die Länder dürften bezüglich der Zulassung von Wasserkraftanlagen praktisch keinen Spielraum für divergierende Vorschriften bezüglich der Zulässigkeit von Wasserkraftanlagen lassen. Darüber hinaus ist ein guter ökologischer Zustand in der Wasserrahmenrichtlinie definiert und als europäischer Mindeststandard einzuhalten. Abweichende Ländergesetze sind also nicht zu erwarten. Daher ist der vom Gesetzgeber intendierte Gleichlauf 100 von gutem ökologischem Zustand im EEG wie im WHG nicht durch abweichende Regelungen der Länder gefährdet Konkrete Überschneidungen von EEG und WHG Parallele Regelungen in EEG und WHG Trotz der grundsätzlich getrennt voneinander zu beurteilenden gesetzlichen Voraussetzungen gibt es wie dargestellt inhaltliche Überschneidungen. So fordert das EEG einen guten ökologischen Zustand, ohne selbst eine Definition zu stellen. Auch Begriffe wie Mindestwasserführung und die Beschaffenheit von Ufer und Gewässerrand spielen in beiden Gesetzen eine Rolle. Im Folgenden sollen die fraglichen Begriffe für beide Gesetze anhand der jeweiligen Zielsetzung und Regelungssystematik erläutert werden. Hinsichtlich der im WHG niedergelegten Bewirtschaftungsziele existiert kein abweichendes Landesrecht, sodass sich der folgende Vergleich zwischen EEG und Wasserrecht auf die Vorschriften des WHG beschränken kann. 97 K.-D. Fröhlich, ZfW 2005, S. 133 (141). 98 Vgl. BT-Drs. 16/12275, S. 59 f. 99 Siehe Nachw. In Fn Siehe dazu sogleich ausführlich unter , , ,

138 Guter ökologischer Zustand ( 27 Abs. 1 Nr. 2WHG/ 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 EEG) Mit der Vergütungsvoraussetzung eines guten ökologischen Zustandes im 23 Abs. 5 Nr. 2 EEG wird unmittelbar auf das Bewirtschaftungsziel des guten ökologischen Zustandes für oberirdische Gewässer des 27 Abs. 1 Nr. 2 WHG Bezug genommen WHG Bewirtschaftungsziele für oberirdische Gewässer (1) Oberirdische Gewässer sind [ ] so zu bewirtschaften, dass 1. eine Verschlechterung ihres ökologischen und ihres chemischen Zustands vermieden wird und 2. ein guter ökologischer und ein guter chemischer Zustand erhalten oder erreicht werden. Zwar lässt sich aus der Begründung des 23 Abs. 5 EEG nicht unmittelbar darauf schließen. Der Gesetzgeber wollte jedoch 6 EEG 2004 fortschreiben und nimmt in der Gesetzesbegründung von 23 Abs. 5 EEG ausdrücklich auf 6 EEG 2004 Bezug. Der Wille des Gesetzgebers zum Erlass des 6 EEG 2004 wird damit in den aktuellen gesetzgeberischen Willen (wieder) aufgenommen. Außerdem wird in der Gesetzesbegründung auf den Leitfaden des Bundesministeriums für Umwelt-, Naturschutz und Reaktorsicherheit 102 verwiesen 103. Auch dort wird der Begriff des guten ökologischen Zustands mit Blick auf die Umsetzung der Wasserrahmenrichtlinie erläutert 104. Allem voran ist die Fischgesundheit als biologische Qualitätskomponente tragender Bestandteil des guten ökologischen Zustandes 105, weitere Bestandteile sind die Hydromorphologie, die unter anderem den Abfluss und die Abflussdynamik, die Struktur der Uferzone, sowie bei Fließgewässern die Durchgängigkeit umfasst 106, sowie eine physikalisch-chemische Qualitätskomponente 107. Daher besteht trotz der grundsätzlichen Eigenständigkeit der beiden Gesetze ein materiell-rechtlicher Gleichlauf im Hinblick auf den ökologischen Zustand. Dieser Gleichlauf ist jedoch durch 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 Satz 2 EEG abgeschwächt. Danach liegt eine wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustandes ( ) in der Regel vor, wenn a) die Stauraumbewirtschaftung, b) die biologische Durchgängigkeit, 101 BT-Drs. 16/8148 S. 53 mit Verweis auf 6 EEG 2004; dazu: BT-Drs. 15/2864, S. 37, der zur Wahrung der Anforderungen an die Gewässerökologie auf 25a und b WHG af, jetzt 27 und 28 WHG 2010, verweist; ebenso: T. Schomerus, in: Frenz/Müggenborg, EEG, 23 Rn S. Naumann/F. Igel, Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft nach dem Erneuerbare- Energien-Gesetz für die Neuerrichtung und Modernisierung von Wasserkraftanlagen. 103 BT-Drs. 16/8148, S S. Naumann/F. Igel, Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft, S. 20; vgl. auch: U. Drost, WHG 2010, S. 15; T. Müller, in: Danner/Theobald, (Hrsg.), Umweltenergierecht, 6 Rn. 32; J. Albrecht, NuR 2010, S. 606 (613). 105 K.-D. Fröhlich, ZfW 2005, S. 133 (141); J. Albrecht, NuR 2010, S. 606 (607). 106 J. Albrecht, NuR 2010, S. 606 (607). 107 Vgl. S. Naumann/F. Igel, Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft, S

139 c) der Mindestwasserabfluss, d) die Feststoffbewirtschaftung oder e) die Uferstruktur wesentlich verbessert worden oder Flachwasserzonen angelegt oder Gewässeralt- oder Seitenarme angebunden worden sind, soweit die betreffenden Maßnahmen einzeln oder in Kombination unter Beachtung der jeweiligen Bewirtschaftungsziele erforderlich sind, um einen guten ökologischen Zustand zu erreichen. Anders als im WHG existiert damit im EEG für den Fall einer wesentlichen Verbesserung eine widerlegliche Regelvermutung, deren Kriterien beispielhaft benannt sind. Diese müssen nach dem eindeutigen Wortlaut nicht kumulativ vorliegen. Vielmehr kann es ausreichen, wenn eines der Kriterien erfüllt ist. Voraussetzung ist nur, dass die umgesetzte Maßnahme einzeln oder in Kombination unter Beachtung der jeweiligen Bewirtschaftungsziele erforderlich sind, um einen guten ökologischen Zustand zu erreichen, 23 Abs. 5 S. 2 a. E. EEG. Diese Voraussetzung ist erfüllt, wenn die ergriffene Maßnahme mit für das Eingreifen der Regelvermutung nicht erforderlichen weiteren Maßnahmen dazu führt, dass der gute ökologische Zustand, der sich aus den jeweiligen Bewirtschaftungszielen ergibt, erreicht werden könnte. Zu beachten ist außerdem, dass ein guter ökologischer Zustand im Sinne der Wasserrahmenrichtlinie am gesamten Wasserkörper zu messen ist und demzufolge an einzelnen Orten innerhalb des Wasserkörpers nicht oder nur sehr schwer messbar ist. So ist die Auswirkung einer Wasserkraftanlage auf den ökologischen Zustand nicht lediglich am Ort des Bauwerks zu messen, sondern vielmehr auf eine gewässererhebliche Auswirkung zu untersuchen, die den Wasserkörper in eine schlechtere Zustandsklasse im Sinne von Anhang V der Wasserrahmenrichtlinie überführen würde 108. Insofern entspricht auch die geringere Anforderung 109 der wesentlichen Verbesserung gegenüber der Erreichung eines guten ökologischen Zustandes sowie Alternativität der Tatbestände nach 23 Abs. 5 S. 2 a. E. EEG den Anforderungen der Wasserrahmenrichtlinie, denn der einzelne Anlagenbetreiber hat unter Umständen auf die Erreichung des guten ökologischen Zustandes bezüglich des gesamten Wasserkörpers gar keinen Einfluss 110. Wesentliche Verbesserung heißt nicht, Erreichung des guten ökologischen Zustandes, sondern bedeutet lediglich einen Schritt in diese Richtung. Zur Beurteilung einer Verbesserung ist der Vergleich der Situation vor sowie nach der Maßnahme anzustellen 111. Wann die Schwelle der Wesentlichkeit überschritten und die Regelvermutung anwendbar ist, ist Tatfrage. Die Rechtsprechung hat sich bis dato hierzu noch nicht geäußert. Auch die Gesetzesbegründung gibt in dieser Hinsicht keine Hinweise. Nach Literaturmeinung ist zur Beurteilung der wesentlichen Verbesserung das Ziel der ausreichenden Durchmischung des Gewässers 108 W. Köck, ZUR 2009, S. 227 (230). 109 P. Salje, EEG, 23 Rn S. Naumann/F. Igel, Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft, S. 22 f.; C. Kahle, in: Reshöft (Hrsg.), EEG, 23 Rn. 30; vgl. auch T. Schomerus, in: Frenz/Müggenborg, EEG 23 Rn C. Kahle, in: Reshöft (Hrsg.), EEG, 23 Rn

140 anzusetzen 112 und muss lediglich im Vergleich zum ursprünglichen Zustand eine Verbesserung aufweisen 113. Die Frage der Durchmischung hat im Zusammenhang mit der Wasserkraftnutzung vor allem im Hinblick auf das Aufstauen von Fließgewässern Bedeutung. Es ist darüber hinaus nicht notwendig, dass aufgrund der Maßnahme der Gewässerzustand in eine höhere Zustandsklasse gem. Anhang V der Wasserrahmenrichtlinie einzustufen ist Reinhaltung oberirdischer Gewässer ( 32 WHG)/Feststoffbewirtschaftung ( 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 S. 2 lit. c) EEG) In 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 S. 2 lit. c) EEG findet man die Verbesserung der Feststoffbewirtschaftung als Regelbeispiel für die Erhaltung oder Verbesserung des guten ökologischen Zustandes, der Vergütungsvoraussetzung ist. Die natürliche Feststoffbeförderung innerhalb des Fließgewässers hat Bedeutung für den guten ökologischen Zustand und ist daher baulich abzusichern. Ein Feststoffbewirtschaftungsplan kann zusätzlich sicherstellen, dass diejenigen Feststoffe, beispielsweise in Form von organischem Schwemmgut oder anorganische Feststoffe in Form von sog. Geschiebe, die Bedeutung für die ausgeglichenen Gewässerökologie haben trotz Stauvorrichtung dem Fluss auch im Bereich nach der Stauanlage durch künstliche Entnahme und Wiedereinbringen erhalten bleiben 115. Im Bereich des Wasserrechts wird das Problem des Einbringens von Feststoffen in 32 WHG behandelt. 32 WHG Reinhaltung oberirdischer Gewässer (1) Feste Stoffe dürfen in ein oberirdisches Gewässer nicht eingebracht werden, um sich ihrer zu entledigen. Satz 1 gilt nicht, wenn Sediment, das einem Gewässer entnommen wurde, in ein oberirdisches Gewässer eingebracht wird. (2) Stoffe dürfen an einem oberirdischen Gewässer nur so gelagert oder abgelagert werden, dass eine nachteilige Veränderung der Wasserbeschaffenheit oder des Wasserabflusses nicht zu besorgen ist. Das Gleiche gilt für das Befördern von Flüssigkeiten und Gasen durch Rohrleitungen. Dieser bildet ein unabhängig von der Form der wasserrechtlichen Nutzung einzuhaltendes Kriterium, das sogar bei Entscheidungen außerhalb des Wasserrechts verbindlich zu berücksichtigen ist 116. Die Einbringung von Feststoffen im Rahmen eines solchen Feststoffbewirtschaftungsplans sichert jedoch die Abstimmung von fischökologischen, standort-, gewässergüte- und abflussabhängigen Gegebenheiten gerade im Interesse einer ausgeglichenen Gewässerökologie und korrespondiert 112 C. Kahle, in: Reshöft (Hrsg.), EEG, 23 Rn P. Salje, EEG, 23 Rn T. Schomerus, in: Frenz/Müggenborg, EEG, 23 Rn Vgl. S. Naumann/F. Igel, Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft, S Riedel, in: Beck OK, WHG, 32 Rn

141 daher mit der Privilegierung der einem Gewässer entnommenen Sedimenten vom Einbringungsverbot des 32 WHG Mindestwasserführung ( 33 WHG)/Mindestwasserabfluss ( 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 S. 2 lit. c) EEG) Nach 33 WHG ist eine Mindestwasserführung des Gewässers zu gewährleisten, um die ökologische Funktionsfähigkeit eines Gewässers zu sichern 118 und die allgemeinen Bewirtschaftungsziele der 27 ff. WHG verwirklichen. 33 WHG Mindestwasserführung Das Aufstauen eines oberirdischen Gewässers oder das Entnehmen oder Ableiten von Wasser aus einem oberirdischen Gewässer ist nur zulässig, wenn die Abflussmenge erhalten bleibt, die für das Gewässer und andere hiermit verbundene Gewässer erforderlich ist, um den Zielen des 6 Absatz 1 und der 27 bis 31 zu entsprechen (Mindestwasserführung). Hiermit wird im Vergleich zum alten WHG die betont ökologische Ausrichtung des Wasserrechts unterstrichen 119. Das EEG stellt nicht auf die Mindestwasserführung ab, sondern knüpft an den Mindestwasserabfluss an. Dieser ist im Katalog des 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 S. 2 lit. c) EEG eines der Kriterien, das zur Ermittlung der wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustandes herangezogen werden kann. Fraglich ist, ob es neben dem sprachlichen ( -führung vs. -abfluss ) auch einen inhaltlichen Unterschied gibt. Die Mindestwasserführung bildet zusammen mit der Durchgängigkeit eine der zentralen Anforderungen an die Sicherstellung der ökologischen Funktionsfähigkeit des Fließgewässers. Der Mindestwasserabfluss misst zunächst die Menge des Wassers, die in Flussbereichen der dauerhaften Wasserentnahme oder des dauerhaften Aufstauens das ursprüngliche Flussbett durchfließt 120. Letztlich beziehen sich beide Kriterien auf die Wassermenge im Flussbett. Im Bereich etwa von Stauanlagen beeinflusst der Mindestwasserabfluss die Mindestwasserführung im folgenden Teil des Flussbettes maßgeblich. Beide Formulierungsvarianten verfolgen aber das gleiche Ziel, nämlich die Gewährleistung des Erhalts und der Wiederherstellung der standorttypischen Lebensraumeigenschaften Durchgängigkeit 34 WHG/biologische Durchgängigkeit, 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 S. 2 lit. b) EEG bzw. Standortkriterien, insbes. Querverbauungsverbot, 23 Abs. 6 Nr. 2EEG 34 WHG fordert sowohl für neue als auch nach behördlicher Festsetzung für bestehende Stauanlagen, etwa auch im Rahmen einer 117 Vgl. U. Drost, WHG 2010, S BR-Drs. 280/09, S. 173; BT-Drs. 16/12275, S U. Drost, WHG 2010, S Vgl.: BR-Drs. 280/09, S. 173; S. Naumann/F. Igel, Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz für die Neuerrichtung und Modernisierung von Wasserkraftanlagen, S S. Naumann/F. Igel, Leitfaden für die Vergütung von Strom aus Wasserkraft nach dem Erneuerbare- Energien-Gesetz für die Neuerrichtung und Modernisierung von Wasserkraftanlagen, S

142 Wasserkraftnutzung, die Durchgängigkeit zur Verwirklichung der Bewirtschaftungsziele. 34 WHG Durchgängigkeit oberirdischer Gewässer (1) Die Errichtung, die wesentliche Änderung und der Betrieb von Stauanlagen dürfen nur zugelassen werden, wenn durch geeignete Einrichtungen und Betriebsweisen die Durchgängigkeit des Gewässers erhalten oder wiederhergestellt wird, soweit dies erforderlich ist, um die Bewirtschaftungsziele nach Maßgabe der 27 bis 31 zu erreichen. (2) Entsprechen vorhandene Stauanlagen nicht den Anforderungen nach Absatz 1, so hat die zuständige Behörde die Anordnungen zur Wiederherstellung der Durchgängigkeit zu treffen, die erforderlich sind, um die Bewirtschaftungsziele nach Maßgabe der 27 bis 31 zu erreichen. (3) Die Wasser- und Schifffahrtsverwaltung des Bundes führt bei Stauanlagen an Bundeswasserstraßen, die von ihr errichtet oder betrieben werden, die nach den Absätzen 1 und 2 erforderlichen Maßnahmen im Rahmen ihrer Aufgaben nach dem Bundeswasserstraßengesetz hoheitlich durch. Als anlagenbezogene Regelung besteht auch hier keine Abweichungsbefugnis der Länder 122. Diese Regelung hat mit 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 lit. b) EEG eine inhaltsähnliche Entsprechung im EEG. Nach dieser Regelvermutung kann eine wesentliche Verbesserung des guten ökologischen Zustandes dann vorliegen, wenn die biologische Durchgängigkeit wesentlich verbessert worden ist. Da es sich hierbei aber nur um eine von mehreren der in Absatz 5 Satz 1 aufgezählten Möglichkeiten zur wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustandes handelt, liegt bereits nur in diesem Anwendungsfall eine Parallelität vor. Ferner ist die in 34 Abs. 1 WHG geforderte Durchgängigkeit ohne die im EEG enthaltene Beschränkung auf biologische Aspekte wohl umfassender. Ebenfalls die Durchgängigkeit betreffen die Vorgaben zu den vergütungsfähigen Standorten für Neuanlagen nach 23 Abs. 6 EEG. Danach sind neue Wasserkraftanlagen nur dann vergütungsfähig, wenn sie entweder nach 23 Abs. 6 Nr. 1 EEG im räumlichen Zusammenhang mit einer ganz bzw. teilweise bestehenden Querverbauung stehen, 23 Abs. 6 Nr. 1 Var. 1 EEG, oder wenn die Stau- und Wehranlage zwar neu, aber vorwiegend zu anderen Zwecken errichtet wird, 23 Abs. 6 Nr. 1 Var. 2 EEG, oder wenn nach 23 Abs. 6 Nr. 2 keine durchgehende Querverbauung erforderlich ist. Insbesondere die Standortanforderungen nach 23 Abs. 6 Nr. 1 EEG gehen daher über das aus Sicht des WHG-Fachgesetzgebers erforderliche Maß hinaus. Im WHG ist kein weitgehendes Verbot der Neuerschließung von Standorten enthalten, sondern nach 34 Abs. 1 allein maßgeblich, dass mit Hilfe geeigneter Einrichtungen und Betriebsweisen die Durchgängigkeit des Gewässers erhalten bleibt. Dieses Erfordernis gilt zudem nur, soweit die Bewirtschaftungsziele eine 122 Riedel, in: Beck OK, WHG, 34 Rn

143 Durchgängigkeit erfordern. Dies führt zu dem Ergebnis, dass eine mit ausreichenden Fischauf- und -abstiegsmöglichkeiten errichtete und eine ausreichende Mindestwasserführung gewährende sowie den sonstigen Anforderungen des WHG entsprechende neue Wasserkraftanlage an einer neu errichteten und durchgehenden Wehranlage zwar nach den Vorgaben des Wasserrechts errichtet werden könnte, aber dennoch keinen Vergütungsanspruch erhalten würde. Schutz der Fischpopulation ( 35 WHG)/( 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 Satz 2 lit. e) EEG) Die von 35 WHG geforderten 35 WHG Wasserkraftnutzung (1) [ ] geeignete[n] Maßnahmen zum Schutz der Fischpopulation [ ] finden im EEG keine ausdrückliche Entsprechung. Zum einen ist dieser Bereich aber zum Teil auch dadurch im EEG abgebildet, dass sowohl die biologische Durchgängigkeit, 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 lit. b) EEG, als auch der Mindestwasserabfluss, 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 lit. c) EEG, jedenfalls auch dem Schutz der Fischpopulation zugutekommen. Außerdem können auch direkte Maßnahmen zum Schutz der Fischpopulation zu einer wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustandes führen und sind daher Gegenstand der Vergütungsvorschrift im EEG. Dieser Gesichtspunkt ist trotz der fehlenden Erwähnung im Katalog des 23 Abs. 5 Satz 1 Nr. 2 EEG enthalten, da dieser Regelbeispielskatalog in 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 EEG nicht abschließend ist ( in der Regel ). Daher können auch andere Maßnahmen, wie ein verbesserter Schutz der Fischpopulationen, als ungeschriebenes Beispiel zu einer Verbesserung des guten ökologischen Zustandes führen. Hinsichtlich des Schutzes der Fischpopulation ist das WHG somit als weitergehend zu betrachten Gewässerrandstreifen ( 38 WHG)/Uferstruktur ( 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 Satz 2 lit. e) EEG) Die Gewässerrandstreifen im Sinne des 38 WHG dienen gem. Abs. 1 der Verbesserung und Erhaltung der ökologischen Funktion oberirdischer Gewässer, der Wasserspeicherung, der Sicherung des Wasserabflusses sowie der Verminderung von Stoffeinträgen aus diffusen Quellen. 38 WHG Gewässerrandstreifen (1) [ ] geeignete Maßnahmen zum Schutz der Fischpopulation [ ] Gewässerrandstreifen dienen der Erhaltung und Verbesserung der ökologischen Funktionen oberirdischer Gewässer, der Wasserspeicherung, der Sicherung des Wasserabflusses sowie der Verminderung von Stoffeinträgen aus diffusen Quellen. (2) Der Gewässerrandstreifen umfasst das Ufer und den Bereich, der an das Gewässer landseits der Linie des Mittelwasserstandes angrenzt. Der Gewässerrandstreifen bemisst sich ab der Linie des Mittelwasserstandes, bei Gewässern mit ausgeprägter Böschungsoberkante ab der Böschungsoberkante. (3) Der Gewässerrandstreifen ist im Außenbereich fünf Meter breit. Die zuständige Behörde kann für Gewässer oder Gewässerabschnitte 143

144 1. Gewässerrandstreifen im Außenbereich aufheben, 2. im Außenbereich die Breite des Gewässerrandstreifens abweichend von Satz 1 festsetzen, 3. innerhalb der im Zusammenhang bebauten Ortsteile Gewässerrandstreifen mit einer angemessenen Breite festsetzen. Die Länder können von den Sätzen 1 und 2 abweichende Regelungen erlassen. (4) Eigentümer und Nutzungsberechtigte sollen Gewässerrandstreifen im Hinblick auf ihre Funktionen nach Absatz 1 erhalten. Im Gewässerrandstreifen ist verboten: 1. die Umwandlung von Grünland in Ackerland, 2. das Entfernen von standortgerechten Bäumen und Sträuchern, ausgenommen die Entnahme im Rahmen einer ordnungsgemäßen Forstwirtschaft, sowie das Neuanpflanzen von nicht standortgerechten Bäumen und Sträuchern, 3. der Umgang mit wassergefährdenden Stoffen, ausgenommen die Anwendung von Pflanzenschutzmitteln und Düngemitteln, soweit durch Landesrecht nichts anderes bestimmt ist, und der Umgang mit wassergefährdenden Stoffen in und im Zusammenhang mit zugelassenen Anlagen, 4. die nicht nur zeitweise Ablagerung von Gegenständen, die den Wasserabfluss behindern können oder die fortgeschwemmt werden können. Zulässig sind Maßnahmen, die zur Gefahrenabwehr notwendig sind. Satz 2 Nummer 1 und 2 gilt nicht für Maßnahmen des Gewässerausbaus sowie der Gewässer- und Deichunterhaltung. Der Gewässerrandstreifen umfasst neben einem anderen Bereich auch das Ufer, ist mithin also weiter zu fassen als der Begriff des Ufers. Hier wird die ordnungsrechtliche Verpflichtung der Anrainer statuiert, die durch die Erhaltung der Gewässerrandstreifen ihren Beitrag zur Verwirklichung der Bewirtschaftungsziele leisten müssen. Dagegen wird im EEG die Verbesserung der Uferstruktur als Regelbeispiel des 23 Abs. 5 Nr. 2 lit. c) EEG aufgeführt. Für die Anlagenzulassung können die in 38 WHG gestellten Anforderungen nur mittelbare Bedeutung entfalten Gemeinsamkeiten und Unterschiede der beiden Regelungsbereiche Gemeinsam ist den Elementen der beiden für Wasserkraftanlagen relevanten Regelungsbereiche des WHG wie des EEG letztlich der Zweck, die Vorgaben der Wasserrahmenrichtlinie bei Verwirklichung des jeweiligen Normziels zu sichern. Der Grad der Zielerreichung divergiert aber. Während es einer der primären Zwecke des WHG ist, die Wasserbewirtschaftung sicherzustellen, will das EEG mit den Anforderungen an den ökologischen Zustand diese unterstützen, aber nicht eigenständig erreichen. Insbesondere für bestehende Anlagen mit geltenden Bewilligungen sollen zwar Anreize gesetzt werden, vor Ablauf der Geltungsfrist einer öffentlich-rechtlichen Zulassung Maßnahmen zu ergreifen, die der Verwirklichung der Bewirtschaftungsziele dienen, um sich damit gleichzeitig den entsprechenden Vergütungsanspruch nach 144

145 23 Abs. 1 4 EEG zu sichern. Für bestehende Anlagen, für deren (Fort- ) Betrieb keine (neue) wasserrechtliche Zulassung benötigt wird, regelt das EEG keine Anpassungspflicht an den gewässerökologisch ausgerichteten Vorgaben des EEG. Lediglich die im EEG 2009 neu geregelte Vergütung kann ohne Modernisierung nicht gewährt werden. Eine nachträgliche Anordnung zur Ergreifung geeigneter Maßnahmen zur Verbesserung des ökologischen Zustandes kann ausschließlich aufgrund des 35 Abs. 2 WHG oder aufgrund der entsprechenden Länderregelungen ergehen. Solche Anordnungen sind auch nicht Aufgabe des EEG als zivilrechtliche Vergütungsregelung. Das WHG enthält dagegen ein umfassendes und in allen Anwendungsfällen verbindliches Programm, das bei der Wasserkraftnutzung, auch bei bestehenden Anlagen, wie 35 Abs. 2 WHG verdeutlicht, zu beachten ist. Die Intention des EEG ist dagegen differenziert. Der gesetzgeberische Wille, der durch die Festlegung der ökologischen Anforderungen im EEG zum Ausdruck kommt, lässt sich aus den Gesetzesbegründungen herauslesen 123. Zum einen soll ein Anreiz für bestehende Anlagen gesetzt werden, auch unabhängig von behördlich durchsetzbaren Maßnahmen einen Beitrag zur wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustandes zu erbringen. Zum anderen soll für neue Anlagen generell sichergestellt werden, dass diese von Beginn an entsprechend konzipiert, errichtet und betrieben werden. Während das WHG zum einen in allen Fällen behördlicher Entscheidungen über die Zulassung einer Wasserkraftnutzung umfassend und zum anderen in bestimmten Fällen auch während des Bestandes einer wasserrechtlichen Bewilligung (etwa 34 Abs. 2, 35 Abs. 2 WHG) konkrete Rechtsfolgen hinsichtlich der zu ergreifenden Maßnahmen durch die zuständigen Behörden am Maßstab der Bewirtschaftungsziele setzt, belässt das EEG dem Anlagenbetreiber in weiten Bereichen Gestaltungsspielraum, wie eine wesentliche Verbesserung herbeigeführt werden kann. Der Gesetzgeber hat in 23 Abs. 5 S. 2 EEG Regelbeispiele normiert, bei deren Vorliegen die für den Vergütungsanspruch geforderte wesentliche Verbesserung vorliegt, wenn die Maßnahme an sich ergriffen werden muss, um ggf. in Kombination mit anderen Maßnahmen einen aus den jeweiligen Bewirtschaftungszielen abgeleiteten guten ökologischen Zustand zu erreichen. Die tatsächliche Erreichung eines guten ökologischen Zustandes ist dagegen nicht gefordert. Festzuhalten bleibt, dass die Überschneidungsbereiche von EEG und WHG sowohl im Hinblick auf die verwendeten Begriffe als auch im Hinblick auf das materiell-ökologische Anforderungsniveau erhebliche Überschneidungsbereiche aufweisen. Gleichzeitig bleiben sie aber eigenständige Regelungsbereiche, so dass Rückschlüsse aus dem Vorliegen der Anforderungen eines Gesetzes für die Rechtsfolgen des anderen Gesetzes nicht gezogen werden können. Mit anderen Worten kann weder von der Förderfähigkeit der Wasserkraftanlage auf die wasserrechtliche Zulässigkeit geschlossen werden, noch bedeutet die 123 BT-Drs. 16/8148, S

146 wasserrechtliche Zulässigkeit einer Wasserkraftanlage ihre unbedingte Förderwürdigkeit nach EEG. Zwar orientiert sich das EEG in der Begriffswahl und -bedeutung am WHG. So verdeutlicht etwa der Verweis in der EEG-Begründung auf die wasserrechtlichen Anforderungen 124 und die Begriffsverwendung im EEG, dass es sich nicht um originär aus dem EEG stammende Anliegen handelt. Allerdings erfolgt diese Verknüpfung, ohne dass ein regelungstechnischer Gleichlauf vorläge. Dafür spricht auch der (bewusste) Verzicht des Gesetzgebers auf die Herstellung einer Wechselbezüglichkeit durch Gesetzesverweis sowohl im EEG auf das WHG als auch im WHG auf das EEG Wasserkraftspezifische Länderregelungen Die Länder haben sich auf unterschiedliche Art und mit unterschiedlichem Inhalt in sowohl Verwaltungsvorschriften als auch in anderer Form, zum Beispiel in Form von Maßnahmenprogrammen, mit den unbestimmten Rechtsbegriffen des guten ökologischen Zustand sowohl aus dem WHG als auch nach dem EEG im Rahmen der Wasserkraftnutzung beschäftigt. Nachfolgend werden die vorliegenden Verwaltungsrechtsakte beschrieben und ausgewertet. Zunächst ist dabei folgendes klarzustellen: Die Verwaltungsvorschriften binden ausschließlich die Verwaltung. Zwar wird teilweise auf die Vorschrift des 23 Abs. 5 EEG rekurriert, jedoch ist diese Vorschrift nicht an die Wasserbehörden adressiert, das heißt, 23 Abs. 5 EEG bildet keinen Prüfungsmaßstab für die Wasserbehörden im wasserrechtlichen Zulassungsverfahren. Vielmehr bildet sie zugunsten des Wasserkraftanlagenbetreibers die Grundlage für den Vergütungsanspruch in entsprechender Höhe. 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 ivm Abs. 5 S. 2 Nr. 1 EEG wird davon ausgegangen, dass die dort aufgeführten Kriterien bei der Zulassung geprüft werden. Das bedeutet jedoch nicht, dass Anlagen- oder Netzbetreiber einen Anspruch auf die Überprüfung hätten, wie beispielsweise 3.1 der bayerischen Handreichung für die Mitwirkung der Wasserrechtsbehörden bei der Umsetzung des Gesetzes über den Vorrang Erneuerbarer Energien in der Fassung vom 25. Oktober 2008 (EEG 2009) im Bereich der Wasserkraft auch klarstellt Maßnahmenprogramm Nordrhein-Westfalen für die nordrhein-westfälischen Anteile von Rhein, Weser, Ems und Maas Das Maßnahmenprogramm des Landes Nordrhein-Westfalen formuliert Anforderungen an die Herstellung der Durchgängigkeit an Querbauwerken mit Wasserkraftnutzung nach unterschiedlichen Zielarten gegliedert. Die Rechtsnatur wasserrechtlicher Maßnahmenprogramme ist umstritten. Zum Teil spricht man sich in der Literatur für die Eigenschaft als bloße Verwaltungsinterna aus, denen allenfalls mittelbar Außenwirkung 124 BT-Drs. 16/8148, S Siehe dazu oben ,

147 zukommen kann 126. Andererseits fordern einige eine Rechtssatzform von Maßnahmenprogrammen, die eine rechtsverbindliche Handlungsbasis für die Gewässerbewirtschaftung bildeten 127. Als Maßnahmenprogramm soll dieses Programm lediglich Programmfunktion entfalten und die grundsätzliche Richtung vorgeben. Bindungswirkung entfaltet dieses nicht, erst recht keine rechtlicher Art. Dies wird im Maßnahmenprogramm auch vorweg klar gestellt Durchgängigkeitserlass Nordrhein-Westfalen Der Durchgängigkeitserlass NRW stellt als Runderlass des Ministeriums für Umwelt und Naturschutz, Landwirtschaft und Verbraucherschutz eine Verwaltungsvorschrift dar. Eine Verwaltungsvorschrift entfaltet den Behörden gegenüber ermessensleitende Wirkung und ist nur ganz selten über die Kombination der Selbstbindung der Verwaltung und Art. 3 Abs. 1 GG auch außenverbindlich. Der Runderlass ist adressiert an die Behörden, die über die wasserrechtliche Zulassung von Wasserkraftanlagen entscheiden. Es wird angeordnet, dass bei der Umsetzung des WHG die Modernisierung von Wasserkraftanlagen berücksichtigt werden muss. Diese Berücksichtigungspflicht von Modernisierungspotenzialen steht zum einen mit 35 Abs. 3 WHG, zum anderen ebenfalls mit 23 Abs. 2 und Abs. 4 EEG in Einklang. Darauf wird auch am Ende der ersten Seite hingewiesen. Am Ende des Durchgängigkeitserlasses wird noch darauf hingewiesen, dass die wasserrechtliche Zulassung Grundlage ist für die Begründung des Förderanspruchs. Daher ist erläutert, wann eine wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustandes vorliegt. Das ist dann der Fall, wenn die Durchgängigkeit für die Zielarten und der Lebensraum in der Ausleitungsstrecke wesentlich verbessert wurden. Sind nicht alle Maßnahmen zu verwirklichen, so soll die Herstellung der Durchgängigkeit an erster Stelle Vorrang haben vor dem Fischschutz im Allgemeinen und dem Fischabstieg. Es wird hiermit also eine Prioritätenfolge erstellt, die der Behörde im konkreten Fall aber noch immer einen erheblichen Ermessensspielraum belässt. Man kann abstrakt auch hier nicht herauslesen, wann die wesentliche Verbesserung des ökologischen Zustandes vorliegt, sondern muss nach wie vor im Einzelfall gesondert entscheiden. Wenn auch der Durchgängigkeitserlass NRW Bezug nimmt auf die Fördertatbestände des EEG, so ist dies dennoch keine das EEG vollziehende Verwaltungsvorschrift. Das EEG muss in diesem Bereich nicht im herkömmlichen Sinne vollzogen werden. Es handelt sich um ein Gesetz, das Rechtsfolgen ausschließlich zugunsten und zulasten Privater trifft. Im Falle der Vergütungssätze sind die Rechtsfolgen des Anspruchs 126 N. Dieckmann, EurUP 2008, S. 2 (6) B. Berendes, ZfW 2002, S. 197 (219); J. Caspar, DÖV 2001, S 529 (536); K. Faßbender, NVwZ 2001, S. 241 (247);. 127 N. Dieckmann, EurUP 2008, S. 2 (6) mit Verweis auf 128 Ministerium für Umwelt und Naturschutz, Landwirtschaft und Verbraucherschutz des Landes Nordrhein- Westfalen (MUNLV) (Hrsg.), Maßnahmenprogramm Nordrhein-Westfalen, S. 1-1, abrufbar unter: nahmenpro gramm/ma nahmenprogramm_nrw_gesamtdokument.pdf. 147

148 auf den gesetzlichen Einspeisetarif zugunsten des Anlagenbetreibers, bei dem der Anspruch entsteht, und zulasten des Netzbetreibers, dem der Anspruch entgegengehalten werden kann und der verpflichtet ist, den Vergütungssatz zu zahlen. Ein staatlicher Vollzugsakt ist in diesem Bereich nicht notwendig, sodass eine Auslegung der wesentlichen Verbesserung des ökologischen Zustands im Sinne des 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 S. 2 EEG keinen Effekt hätte. Vielmehr wirkt die Prioritätenfolge für die wasserrechtliche Zulassung entsprechend der Wirkung einer Verwaltungsvorschrift und ist von der zuständigen Behörde zu beachten. Die Bezugnahme auf das EEG kann allenfalls helfen, dass der Anlagenbetreiber mittels wasserrechtlicher Zulassung den in 23 Abs. 5 S. 2 Nr. 2 EEG geforderten Nachweis auch führen kann. Aus der wasserrechtlichen Zulassung sollte aus Klarheitsgründen nämlich hervorgehen, dass der ökologische Zustand wesentlich verbessert wurde Handreichung für die Mitwirkung der Wasserrechtsbehörden bei der Umsetzung des Gesetzes über den Vorrang Erneuerbarer Energien in der Fassung vom 25. Oktober 2008 (EEG 2009) im Bereich der Wasserkraft (Bayern) Bei der Bayerischen Handreichung für die Mitwirkung der Wasserrechtsbehörden bei der Umsetzung des Gesetzes über den Vorrang Erneuerbarer Energien im Bereich der Wasserkraft handelt es sich um eine Anlage zum UMS vom Az.: 52c-U /1-5. Darin wird gleich vorweg klargestellt, dass der Wasserrechtsbehörde im Rahmen des EEG-Vollzugs keine Zuständigkeit zukommt und, dass innerhalb der wasserrechtlichen Prüfung keine materiellen Voraussetzungen des EEG geprüft werden. Daran hat auch der Neuerlass des WHG nichts geändert. Auch hier soll lediglich durch Hinweise in der Formulierung der wasserrechtlichen Zulassung sichergestellt werden, dass durch entsprechende Formulierungen der Zulassungsbescheid für den Anlagenbetreiber als Nachweis auch tatsächlich verwertbar ist Verwaltungsvollzug bei Wasserkraftanlagen (Sachsen) Die Verwaltungsvorschriften des sächsischen Ministeriums für Umwelt und Landwirtschaft enthalten neben Informationen zum Ablauf eines Genehmigungsverfahrens von Wasserkraftanlagen und dessen Inhalt auch ermessensleitende Festlegungen für die Entscheidung im Zulassungsverfahren. Damit handelt es sich um eine Verwaltungsvorschrift im klassischen Sinne. Allerdings beinhaltet die Verwaltungsvorschrift keine Aussagen zum guten ökologischen Zustand, die dann evtl. für die Auslegung im Rahmen des EEG interessant sein könnten. Auch werden für die Formulierung des Zulassungsbescheids keine Hinweise zur Nachweistauglichkeit gegenüber dem Netzbetreiber gegeben. 148

149 Verhältnis von EEG und Fischereigesetzen der Länder Das Verhältnis zwischen Wasserkraftnutzung bzw. deren gezielter Förderung und dem besonderen Natur- und Umweltschutz tritt auch im Bereich des Fischereirechts als Teil des Naturschutzes zu tage. Die Fischereigesetze der Länder regeln in erster Linie die Voraussetzungen der Fischereiberechtigung unter Gewährung des größtmöglichen Schutzes des Fischbestandes. Im Unterschied zum Wasserrecht bestehen hier bundes- und landesrechtlich keine Überschneidungsbereiche. Nach Art. 30, 70 GG sind die Länder alleine gesetzgebungsbefugt. Schon deshalb ist die föderale Bedeutung des Fischereirechts vor dem Hintergrund des EEG nicht so hoch anzusiedeln wie im Bereich des Wasserrechts. Hinzu kommt, dass der Schutz der Fischpopulationen ohne Berücksichtigung der Landesfischereigesetze, die sich vor allem mit der wirtschaftlichen Nutzung der Fischerei zu Lebensmittelgewinnung beschäftigen, über die Instrumente des Wasserhaushaltsgesetzes auf einem europäischen Niveau ermöglicht wird 129. Jedoch spielen die Landesfischereigesetze und die zugehörigen untergesetzlichen Regelungen der Länder im Bereich der Planfeststellung von Wasserkraftanlagen bzw. innerhalb des Bewilligungsverfahrens, in den Fällen in denen die Ländergesetze die entsprechende Anwendung eines förmlichen Verwaltungsverfahrens oder des Planfeststellungsverfahrens anordnen 130, zumindest eine mittelbare Rolle im Bereich der Abwägung zur Entscheidungsfindung 131. Die Fischereibehörden sind insoweit Beteiligte, als Belange des Fischereirechts betroffen sind. Sie werden nach 66 oder 73 VwVfG oder den entsprechenden Landesvorschriften angehört. Die Gewichtung der vorgetragenen Interessen nimmt die Wasserbehörde im Rahmen ihres Bewirtschaftungsermessens bei der Entscheidung über die Zulassung vor, 12 Abs. 2 WHG, bzw. bei der Planfeststellung im Rahmen des Planfeststellungsermessens, 72 Abs. 1, 40 S. 1 VwVfG (bzw. die entsprechenden Vorschriften der Länderverwaltungsverfahrensgesetze) vor. Im Falle einer Planfeststellung entfaltet dieser Verwaltungsakt Konzentrationswirkung und macht sonst erforderliche Genehmigungen entbehrlich, 75 VwVfG. Das gilt zwar für die Bewilligung im förmlichen Verwaltungsverfahren nicht. Das Fischereirecht sieht aber formal keine Erlaubnis- /Bewilligungsregelungen für Wasserkraftanlagen vor, sondern stellt lediglich eine ordnungsrechtliche Verpflichtung dar. Diese wird bereits im wasserrechtlichen Zulassungsverfahren bei Beurteilung des ökologischen Zustandes, wie oben bereits erläutert, mit geprüft 132, sodass im Bereich des Populationenschutzes ein Auseinanderfallen der wasserrechtlichen Zulassung der Wasserkraftanlage und der Erfüllung der fischereirechtlichen Ordnungspflicht nicht zu erwarten ist. Das Fischereirecht stellt damit keine eigenen gesetzlichen 129 Vgl. BayVGH, U. v , 22 B = ZfW 2005, S. 185 ff, juris, Rn. 26; K.-D. Fröhlich, ZfW 2005, S. 133 (135). 130 Siehe dazu oben , , , Zum Fischereirecht innerhalb der Planfeststellung vgl. K.-D. Fröhlich, ZfW 2005, S. 133 (140, 142). 132 Siehe oben , , ,

150 Zulässigkeitsanforderungen an Wasserkraftanlagen und ist daher vom Prüfprogramm der wasserrechtlichen Zulassung ausgenommen; eine gesetzlich vorgeschriebene Beteiligung der Fischereibehörden im wasserrechtlichen Zulassungsverfahren jenseits der Planfeststellung ist ebenfalls nicht vorgesehen. Das entbindet den Anlagenbetreiber jedoch nicht von der Pflicht, sich fischereirechtskonform zu verhalten, sondern bedeutet lediglich, dass die Behörde bei der wasserrechtlichen Zulassung nicht unmittelbar fischereirechtliche Regelungen als Prüfungsmaßstab ansetzt. In der Praxis kann dennoch eine Beteiligung der Fischereibehörde über den gesetzlich vorgeschriebenen Rahmen hinaus erfolgen. Das führt zu einer über die formale Bedeutung des Fischereirechts innerhalb der wasserrechtlichen Zulassung hinausgehende tatsächliche Bedeutung desselben. Wasserkraftanlagenbetreiber unterliegen, auch wenn deren Wasserkraftanlage kein Planfeststellungsverfahren durchlaufen hat, außerdem der Fischereiaufsicht der Länder. Wer keine geeigneten Maßnahmen zum Schutz der Fischpopulationen getroffen hat, begeht nach dem überwiegenden Anteil der Ländergesetze eine Ordnungswidrigkeit 133. Insofern haben die Fischereigesetze primär repressiv-sanktionierende Funktion, im Unterschied zu den wasserrechtlichen Anforderungen, welche präventiv die Verträglichkeit auch mit dem Schutz des Fischbestandes sicherstellen und die Anlagenzulassung vom ausreichenden Schutz der Fischpopulation abhängig machen. Im Gegensatz zum EEG statuieren die Fischereigesetze der Länder kein pauschales Querverbauungsverbot, vielmehr folgen die Landesfischereigesetze einem anderen Prinzip: Zunächst ist die Querverbauung erlaubt. Im Interesse des zentralen Gegenstandes des Gesetzes, des Schutzes des Fischbestandes, soll jedoch gewährleitstet werden, dass die Fische durch die errichteten Triebwerke keinen Schaden nehmen und dass ihre natürliche Bewegung, der sog. Fischwechsel, gesichert ist. Mit der biologischen Durchgängigkeit, die 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 lit. b EEG voraussetzt, rekurriert das EEG auf den ungehinderten Fischwechsel. Die einzelnen auf Wasserkraftanlagen bezogene Regelungsvarianten der Länder werden im Folgenden kurz dargestellt: 39 FischGBW sieht die ordnungsrechtliche Pflicht des Triebwerkbetreibers vor, geeignete Vorkehrungen gegen das Eindringen von Fischen zu treffen. Art. 67 BayFischG erlaubt der Fischereibehörde, zum Schutz der Fische dem Eigentümer von Anlagen die Herstellung oder Unterhaltung entsprechender Vorrichtungen aufzuerlegen und statuiert damit gerade keine gesetzliche Pflicht des Anlagenbetreibers. 25 Abs. 1 BFischG verpflichtet den Triebwerksbetreiber auf gesetzlichem Wege zur Errichtung geeigneter Vorkehrungen zur Vermeidung des Eindringens von Fischen. Solche schadensverhütende Maßnahmen werden vom Anlagenbetreiber auch nach 27 Abs. 1 BBFischG gefordert, ebenso wie 133 Vgl. 51 Abs. 1 Nr. 20 FischGBW; 43 Abs. 1 Nr BFischG, 40 Abs. 1 Nr. 12 BBFischG; 41 Abs. 1 Nr. 10 FischGHB; 51 Abs. 1 Nr. 10 HessFischG; 26 Abs. 1 Nr. 20 FischGMeckPom; 62 Abs. 1 Nr. 8 NdsFischG; 52 Abs. 1 Nr. 13 SFischG, 35 Abs. 1 Nr. 16 FischGSn; 52 Abs. 1 Nr. 8 ThürFischG. 150

151 35 Abs. 1 HessFischG, 19 S. 1 FischGMeckPom, 45, 46 Abs. 1 S. 1 FischGNRW, 44 Abs. 1 S.1 FischGRPf, 37 Abs. 1 S. 1 SFischG, 26 Abs. 1 FischGSn, 36 Abs. 1 ThürFischG. Die Gewährleistung funktionsfähiger Fischwege wird in 24 Abs. 1 FischGHB verlangt. Gleiches fordern 12 Abs. 1 S.1 FischGHH, 48 Abs. 1 NdsFischG, 44 Abs. 1 FischGSA, 34 Abs. 1 FischGSH. Alle Länder stellen in ihren Fischereigesetzen demnach Anforderungen an die Fischsicherheit an Wasserkraftanlagen Änderungsbedarf am EEG aus rechtswissenschaftlicher Sicht Änderungsbedarf aus systematischen Gründen Aus rechtswissenschaftlicher Sicht besteht aus systematischen Gründen aufgrund des Nebeneinanders von EEG, WHG und Landeswasserrecht sowie Fischereigesetzen kein zwingender Änderungsbedarf im EEG, auch wenn sinnvoll erscheint, insgesamt eine kürzere Regelung zu finden. Wie aufgezeigt, sind das EEG und die anderen Gesetze eigenständig. Sie haben (teil-)identische wie auch eigenständige Zielsetzungen, die sich in ihrem Regelungsprogramm überschneiden und zum Teil auch ergänzen, ohne sich aber grundsätzlich zu widersprechen. Änderungsbedarf ergibt sich auch nicht aufgrund des Landeswasserrechts. Dieses kann in seiner Bedeutung für die Wasserkraftnutzung vernachlässigt werden. Die Inbezugnahme wasserrechtlicher Anforderungen innerhalb des EEG verliert durch die verfassungsrechtlich eröffnete Möglichkeit der Länder, abweichende Regelungen zu erlassen, nicht an Wirksamkeit oder Klarheit. Allerdings wäre es aus Gründen der Normklarheit und der Vermeidung von Normen ohne eigenständigen Regelungsinhalt sachgerecht, den Wortlaut des 23 EEG so zu ändern, dass für Neuanlagen keine vermeintlichen Anforderungen im Hinblick auf den ökologischen Zustand vorgegeben werden. Diese laufen wie dargelegt aufgrund der Fiktionswirkung des Nachweises nach 23 Abs. 5 Satz 2 Nr. 1 EEG inhaltlich vollständig leer. Es könnte daher durch eine Reduktion der einzuhaltenden Anforderungen im Hinblick auf den ökologischen Zustand eine erhöhte Anwendungsfreundlichkeit für den Normadressaten erreicht werden, ohne dass sich im Hinblick auf die tatsächlichen Anforderungen an die Anlagenerrichtung und den -betrieb verändern würde Konkretisierungsbedarf Wenn sich auch aus rechtlicher Sicht kein Änderungsbedarf des EEG ergibt, so würde es der Anwendungsfreundlichkeit des EEG zu gute kommen, wenn einige von der Praxis geforderten Konkretisierungen vorgenommen würden. Überlegenswert ist deshalb, die Anforderungen hinsichtlich der zugelassenen Standorte für neue Wasserkraftanlagen allein dem Wasserrecht zu überlassen und folglich im EEG zu streichen. Die im WHG normierte Regelung ist in der Lage auf die Besonderheiten des Einzelfalls zu reagieren und verhältnismäßige und damit sachgerechte 151

152 Ergebnisse zu liefern. Dagegen ist die in 23 Abs. 6 EEG enthaltene Regelung mit absoluter Wirkung ausgestattet. Weiterhin ist eine Bezifferung der Wesentlichkeit im Rahmen des 23 Abs. 5 S. 1 Nr. 2 EEG wünschenswert. Die Auslegung, wann ein Gewässerzustand ein ökologisch guter ist, ist unter Bezugnahme auf die Wasserrahmenrichtlinie und deren Anhang V, die den Wasserkörper als solchen in den Blick nimmt, zu vollziehen. Schwierig ist bereits die Bemessung der Auswirkung der einzelnen Wasserkraftanlage an sich. Eine Verschlechterung liegt vor, wenn das Gewässer nach Errichtung der Anlage in eine schlechtere Gewässerzustandskategorie nach Anhang V einzustufen ist 134. Wann jedoch eine wesentliche Verbesserung vorliegt ist danach nicht bestimmbar. Gleiches gilt für eine Angleichung der Terminologie an das WHG, insbesondere im Bereich der Mindestwasserführung und der sonstigen Bereiche, innerhalb derer sich EEG und WHG überschneiden Zeithorizonte der Wasserrechte Um Angaben über die Zeithorizonte der bestehenden Wasserkraftkonzessionen zu erhalten, wurde bei den Ländern nach einer Auswertung der Wasserrechte und deren Gültigkeitsdauer recherchiert. Im Folgenden werden die Zuständigkeiten für das Anlegen und Führen von Wasserbüchern, sowie die Art ihrer Veröffentlichung für ausgewählte Bundesländer dargestellt: Bayern Nach dem Bayerischen Wassergesetz vom 25. Februar 2010 führen die Kreisverwaltungsbehörden von Amts wegen das Wasserbuch als Sammlung der Bescheide und Verordnungen mit deren Anlagen und den zugehörigen Planbeilagen. Die Einführung eines landesweiten digitalen Wasserbuchs scheint nicht geplant zu sein. Baden-Württemberg In Baden-Württemberg werden die Wasserbücher von der unteren Wasserbehörde angelegt und geführt. Die Einführung eines landesweiten digitalen Wasserbuchs scheint nicht geplant zu sein. Hessen Laut Hessischem Wassergesetz ist die oberen Wasserbehörde für das Wasserbuch zuständig. Die Einführung eines landesweiten digitalen Wasserbuchs scheint nicht geplant zu sein. Rheinland-Pfalz Rheinland-Pfalz verfügt über ein landesweites digitales Wasserbuch, das sich ohne Anmeldung über das Internet nutzen lässt. In der Abfragemaske lassen sich die Daten nach Themen filtern. Wasserkraftanlagen fallen 134 W. Köck, ZUR 2009, S. 227 (229). 152

153 demnach unter das Thema "Gewerbliche Zwecke, Energiegewinnung, Wärmenutzung". Die entsprechenden Daten müssen weiter nach Verwaltungseinheit oder Fließgewässer ausgewählt werden. Eine Gesamtauflistung wurde uns vom Land Rheinland-Pfalz zur Verfügung gestellt. Die Tabelle umfasst 690 Einträge, wobei zahlreiche Wasserbuchnummern, aufgrund mehrfacher Wasserbucheinträge, wiederholt aufgeführt sind. Eine Filterung ergab die Zahl von 527 Wasserbuchnummern. In Tab wurden die Einträge im Wasserbuch nach ihrer Befristung ausgewertet. Über 93 % der Wasserrechte sind demnach unbefristet. Tab. 4.25: Auswertung der Zeithorizonte aus dem digitalen Wasserbuch RLP Befristung Wasserrecht Anzahl Anteil Unbefristeter Wasserrechte ,3 % Befristeter Wasserrechte 14 2,7 % Abgelaufener Wasserrechte 21 4 % Summe % Nordrhein-Westfalen Das Wasserbuch wird in NRW von den Bezirksregierungen geführt. Derzeit findet eine sukzessive Einarbeitung der Daten in eine landesweite digitale Datenbank statt. Thüringen Laut Thüringer Verwaltungsvorschrift wird das Wasserbuch von der oberen Wasserbehörde angelegt und geführt. Derzeit wird ein Softwaresystem Fachanwendung Digitales Wasserbuch für den Freistaat Thüringen (Wasserbuch) eingeführt. Sachsen Sachsen verfügt über ein landesweites digitales Wasserbuch. Dieses kann Online ohne vorherige Anmeldung eingesehen werden. Eine Abfrage der Daten speziell nach Wasserkraftanlagen ist jedoch nicht möglich. Niedersachen Seit dem 1. Januar 2008 sind die unteren Wasserbehörden und dem NLWKN in ihrem jeweiligen Zuständigkeitsbereich für die Eintragungen in das elektronisch geführte Wasserbuch zuständig. Der Datenumfang beläuft sich auf ca Wasserrechte mit über Nutzungsorten. Ein internetbasierter Zugriff der Daten soll ab Juni 2011 möglich sein. Ein Auszug aus dem Wasserbuch mit dem Rechtszweck Wasserkraftnutzung wurde uns vom Niedersächsischen Landesbetrieb für Wasserwirtschaft, Küsten- und Naturschutz (NLWKN) zur Verfügung gestellt. Die Tabelle umfasst insgesamt 236 Wasserrechte, von denen 23 aktiv, 12 inaktiv und eins gelöscht war. In Tab wurden die Einträge der aktiven Wasserrechte im Wasserbuch nach ihrer Befristung ausgewertet. Über 90 % der aktiven Wasserrechte sind demnach unbefristet und über 80 % Altrechte. 153

154 Tab. 4.26: Auswertung der Zeithorizonte aus dem digitalen Wasserbuch Niedersachsen Befristung Wasserrecht Anzahl Anteil Unbefristete Wasserrechte ,1 % Altes Recht/alte Befugnis 183/223 82,1 % Befristete Wasserrechte 21 9,4 % Abgelaufene Wasserrechte, befristet bis befristet bis befristet bis befristet bis > Summe % Eigene Datenerhebung Im Rahmen der Untersuchung wurden in der Datenerhebung auch Fragen zum Wasserrecht gestellt. Der Rücklauf aus den Datenerhebungsbögen zu den Wasserkraftanlagen, die bundesweit verschickt wurden, enthielt 102 Angaben zu Wasserrechten. Davon waren 55,9 % befristet und 44,1 % unbefristet. Der im Vergleich zu den Länderangaben hohe Anteil an befristeten Rechten hängt wahrscheinlich mit der Tatsache zusammen, dass Rückmeldungen zum Datenerhebungsbogen von Anlagen kamen, die eine Vergütung nach EEG 2009 erhalten. Dafür waren genehmigungsrechtliche Maßnahmen erforderlich, die dann befristet vergeben wurden. Abb zeigt die zeitlichen Horizonte der Befristungen der Wasserrechte. Neben den unbefristeten Rechten sind viele Rechte bis 2040 oder bis 2030 befristet. Das bedeutet, dass die Wasserrechte nach Durchführung von Maßnahmen in der Mehrzahl weiterhin unbefristet, in vielen Fällen für 30 oder 20 Jahre vergeben wurden. 154

155 Anzahl Nennungen < unbefristet Jahr Abb. 4.30: Angaben zu Befristungen der Wasserrechte von Wasserkraftanlagen, die eine Vergütung nach EEG 2009 erhalten 4.16 Meeresenergie Die Meeresenergie war im bisherigen EEG nicht separat dargestellt und es gibt keinen speziellen Fördersatz für die Meeresenergie. Zudem steht ein eventueller Ausbau der Meeresenergie noch vollständig am Anfang. Deshalb basieren die hier gezeigten Daten und auch die Vergütungsvorschläge nicht auf Erfahrungswerten aus dem bisherigen EEG sondern aus Daten und Konstellationen in anderen Europäischen Ländern sowie aus Kostenabschätzungen und Prognosen. Auch international muss festgestellt werden, dass die Meeresenergie erst am Anfang der Entwicklung steht, es gibt für die einzelnen Energieformen Demonstrationsanlagen sowie einige Prototypen. Längerfristige Erfahrungen und Erkenntnisse aus größeren Projekten liegen jedoch noch nicht vor. Speziell gibt es keine Erfahrungswerte bei Installation, Betrieb und Wartung von größeren Parkanlagen. Das bedeutet, dass die hier aufgezeigten und vorgeschlagenen Förderungen erst zu einer eventuellen ersten Markteinführung beitragen können. Betrachtete Energieformen In der hier dargestellten Ausarbeitung werden folgende Formen der Meeresenergie betrachtet: Gezeitenenergie, Gezeitenströmungsenergie, Wellenenergie, Osmosekraftwerke, 155

156 OTEC-Kraftwerke. Nicht betrachtet werden hier Maritime Biomasse sowie die Offshore- Windenergie. Diese Energieformen sollten bei der Biomasse bzw. bei der Windenergie berücksichtigt werden. Stand der Nutzung der Meeresenergie in Deutschland Eine Nutzung der Meeresenergie zur Stromerzeugung findet in Deutschland zurzeit nicht statt. Es gibt weder Installationen von Demonstrationseinheiten noch Prototypen im Meer. Die Meeresenergie liefert also zurzeit noch keinen Beitrag zur Stromerzeugung in Deutschland. Allerdings hat die Meeresenergie in Deutschland dennoch eine nicht zu vernachlässige wirtschaftliche Bedeutung, auf die im folgenden eingegangen wird. Wirtschaftliche Bedeutung der Meeresenergie in Deutschland Deutschland ist ein führender Technologieanbieter im Bereich erneuerbarer Energien, insbesondere im Bereich von Wind- und Wasserkraft. Aber auch im Bereich der maritimen Technik und Logistik sind viele deutsche Firmen aktiv und an zahlreichen maritimen Projekten und Demonstrationsanlagen beteiligt. Sie fungieren oft als Zulieferer von hochwertigen Einzelkomponenten. Ein erster deutscher Anlagenbauer entwickelt und liefert Anlagen zur Stromerzeugung aus Wellen und Gezeitenströmungen nach Spanien und Südkorea und steht im Wettbewerb für weitere Projekte. Das Know-how und die Innovationskraft der deutschen Unternehmen, die sich mit maritimer Technik beschäftigen, bilden eine erfolgreiche Ausgangsbasis zur Entwicklung und Produktion einer zukunftsweisenden Exporttechnologie zur Nutzung der Meeresenergie. Dies gilt sowohl für die elektro-mechanische Ausrüstung als auch für Gründungen und Fundamente (Bautechnik) Einführung in die technische Realisierung Gezeitenkraftwerke Gezeitenkraftwerke nutzen die potenzielle Energie des Tidenhubs. Zu diesem Zweck wird eine Bucht oder ein Becken durch eine Staumauer oder einen Damm abgesperrt. Bei Ebbe fließt dann das Wasser aus dem Becken, in dem ein höherer Wasserpegel vorliegt, ab und treibt dabei eine Turbine an. Bei Flut, wenn der Wasserspiegel des Meeres über dem des Beckens liegt, fließt das Wasser in das Becken und treibt dabei eine Turbine an. Dies ist schematisch in Abb dargestellt. Die Technologie der Gezeitenkraftwerke entspricht weitgehend der von konventionellen Wasserkraftwerken. Es handelt sich dabei um eine erprobte Technik, zum Beispiel ist das Kraftwerk La Rance seit nahezu 45 Jahren im Betrieb. Systemlieferanten von Gezeitenkraftwerken sind deshalb im Wesentlichen die Lieferanten der klassischen Wasserkraft. Da deutsche Firmen führende Lieferanten in der Wasserkraft sind, sind sie auch Systemlieferanten für die Ausrüstung von Gezeitenkraftwerken. 156

157 Abb. 4.31: Schematische Darstellung eines Gezeitenkraftwerks Werden Gezeitenkraftwerke mit Pumpturbinen ausgestattet. Dies wird z.b. im Gezeitenkraftwerk La Rance in Frankreich praktiziert (LARROZE, 1990). So können sie durchaus zur kurzzeitigen Netzregelung verwendet werden und positive sowie negative Leistungsreserve bereitstellen. Das Potenzial für Gezeitenkraftwerke in Deutschland ist allerdings sehr begrenzt und Gezeitenkraftwerke können nur einen sehr kleinen Beitrag zu der Stromversorgung in Deutschland liefern. Wenige Standorte an der Nordseeküste könnten technisch realisiert werden. Die Ostseeküste weist einen zu kleinen Tidehub (< 50 cm) aus und ist für Gezeitenkraftwerke deshalb nicht geeignet (ECOFYS, 2010) Meeresströmungskraftwerke Meeresströmungskraftwerke nutzen im Allgemeinen die Strömungen infolge der Gezeiten aus. Die Ausnützung von Permanentströmungen (z.b. Golfstrom, Straße von Gibraltar) ist nur an sehr seltenen Standorten möglich, da eine Beeinflussung dieser Strömungen ein unkalkulierbares Umweltrisiko darstellen würde. In Deutschen Gewässern gibt es keine nutzbaren Permanentströmungen. Gezeitenströmungskraftwerke nützen also die kinetische Energie der Strömung aus, die sich infolge der Gezeiten einstellt. Sie arbeiten damit wie Windturbinen. Neben den am häufigsten verwendeten horizontalachsigen Turbinen, siehe Abb. 4.32, werden auch vertikalachsige Maschinen (ähnlich wie in der Entwicklung der Windturbinen, Beispiel Darrieux-Rotoren) eingesetzt. Diese werden zum Teil auch mit Saugmantel zur Leistungserhöhung versehen. Die Leistung einer Strömungsturbine steigt mit der dritten Potenz der Strömungsgeschwindigkeit und mit der zweiten Potenz des Rotordurchmessers. Eine wirtschaftlich sinnvolle Nutzung erfordert relativ hohe Strömungsgeschwindigkeiten (> 2m/s) und Wassertiefen im Bereich von mindestens 20 m. Meeresströmungskraftwerke stehen am Anfang der Entwicklung. Insgesamt gibt es dazu 21 Projekte, darunter sind 12 Projekte, die bereits Prototypen oder Modelle auf See testen (ECOFYS, 2010). Kommerzielle Anlagen und Serienfertigungen gibt es noch nicht, große Projekte sind z. Z. international in der Entwicklung. In deutschen Gewässern gibt es vereinzelte Standorte für Gezeitenströmungsanlagen in der Nordsee, die die oben genannten Kriterien erfüllen. Allerdings sind die Strömungsgeschwindigkeiten deutlich 157

158 kleiner als an den weltweit optimalen Standorten, was natürlich im Vergleich zu relativ niedrigen Leistungen führt. Die Strömungsgeschwindigkeiten in der Ostsee sind zu niedrig, um einen wirtschaftlich sinnvollen Ausbau erreichen zu können. Abb. 4.32: Seaflow-Turbine (ISET) Zwar besitzen die Gezeitenströmungen wegen ihrer verhältnismäßig kleinen Strömungsgeschwindigkeit ein relativ kleines energetisches Potenzial in Deutschland. Aber das wirtschaftliche Potenzial für Deutschland ist beträchtlich, da diese Technologie eine enge Anlehnung an die Windenergie und an die Wasserkraft aufweist. In beiden Disziplinen sind deutsche Unternehmen mit an der Weltspitze. Einige deutsche Firmen sind deshalb schon in diesem Bereich als Teilelieferant (z. B. Lagerung, Blattverstellung, Fundamente) aber auch als Entwickler einer Gesamtanlage tätig Wellenkraftwerke Bei Wellenkraftwerke gibt es eine große Vielfalt an Technologien. Diese können in folgende drei prinzipielle Gruppen eingeteilt werden: Heaving / Pitching Devices (Point absorber), Overtopping devices, Oszillierende Wassersäulen. Diese drei Technologien werden im Folgenden beschrieben. Heaving / Pitching Devices Heaving / Pitching Devices nutzen die Relativbewegung eines Schwimmkörpers (z.b. einer Boje), der sich mit den Wellen auf und ab bewegt. Die Bewegungsenergie kann dabei in einem Lineargenerator in elektrische Energie umgewandelt werden oder sie kann benutzt werden, um mit einer Kolbenpumpe ein Arbeitsfluid auf einen hohen Druck zu bringen. Dieses Arbeitsfluid kann dann über eine Turbine wieder entspannt werden und 158

159 damit ein Generator angetrieben werden. Das Prinzip einer solchen Anlage ist in Abb dargestellt. Abb. 4.33: Prinzipieller Aufbau eines Heaving / Pitching Device Zu dieser Technologie gibt es einige Prototypen und Demonstrationsanlagen. Neben der Relativbewegung zwischen Verankerung und Schwimmkörper kann auch die Relativbewegung zwischen mehreren Schwimmkörpern ausgenutzt werden. Dies wird z. B. bei der Pelamis-Anlage, siehe Abb. 4.34, ausgenutzt. Abb. 4.34: Pelamis-Anlage (ALTDOTENERGY) Bei dieser Technologie treten deutsche Unternehmen ebenfalls als Zulieferer für hochwertige Einzelkomponenten auf. 159

160 Overtopping Devices Overtopping Devices nutzen die Energie der Wellen, in dem sie diese über eine Rampe in ein höher liegendes Becken führen. Damit ergibt sich eine Spiegeldifferenz zwischen Meeresspiegel und Becken. Diese potenzielle Energie wird dann über eine klassische Wasserturbine abgearbeitet. Dies ist schematisch in Abb dargestellt. Diese Anlagen können sowohl an Land gebaut werden, wie auch als schwimmende Einheiten auf dem Meer installiert werden, z. B. WaveDragon. Abb. 4.35: Schematischer Aufbau eines Overtopping Devices Um den Einfluss der Tide (bei Onshore-Anlagen) zu kompensieren und um unterschiedlichen Wellenklimata Rechnung zu tragen, gibt es auch Anordnungen mit mehreren Becken auf unterschiedlichem Niveau, z. B. Seawave Slot-cone Generator (SSG) Overtopping Devices können auch als Multipurpose -Anlagen ausgeführt werden. In Abb ist eine Hafenbefestigung mit integriertem Wellenkraftwerk dargestellt. Dies hat natürlich den Vorteil, dass sich die notwendigen Baukosten für Energiegewinnung reduzieren. Darüber hinaus müssen nur äußerst geringe zusätzliche ökologische Eingriffe für die Energiegewinnung vorgenommen werden. Abb. 4.36: Seawave Slot-cone Generator (SSG) Die elektro-mechanische Ausrüstung von Overtopping-Anlagen ähnelt sehr der von klassischen Wasserkraftwerken, wo deutsche Unternehmen 160

161 mit weltführend sind. Damit sind diese Unternehmen auch prädestiniert, einen großen Anteil der Ausstattung für solche Kraftwerke zu liefern. Oszillierende Wassersäule Wellenkraftwerke mit oszillierender Wassersäule bestehen aus einer unten offenen Kammer, die mit Luft gefüllt ist. Durch die Wellenbewegung wird in der Kammer der Wasserspiegel zum Schwingen gebracht. Diese oszillierende Wassersäule führt zu einer Verdrängung der Lust aus der Kammer bzw. zum Ansaugen der Luft in die Kammer. Die Luftströmung treibt dabei eine Turbine. Das Prinzip ist in Abb schematisch dargestellt. Abb. 4.37: Schematische Darstellung eines OWC-Kraftwerks OWC-Kraftwerke werden sowohl an Land als auch als schwimmende Einheiten gebaut. OWC-Kraftwerke können ebenfalls als Multipurpose -Anlagen ausgeführt werden. In Abb sind Breakwater -Turbinen dargestellt, wie sie in Wellenbrechern, z. B. bei Hafenbefestigungsanlagen, integriert werden können. Dies hat den Vorteil, dass sich die notwendigen Baukosten für die Energiegewinnung reduzieren. Darüber hinaus ergeben sich keine zusätzlichen Eingriffe in die ökologische Umwelt. Ein deutsches Unternehmen ist führender Lieferant für solche Turbinen. 161

162 Abb. 4.38: Prinzip der Breakwater -Turbinen (VOITHHYDRO) Osmose-Kraftwerke Osmose-Kraftwerke nützen mittels Osmose-Prinzip den Konzentrationsunterschied zwischen Süß- und Salzwasser. Diese Kraftwerke können demzufolge an Flussmündungen installiert werden, wo sowohl Süß- als auch Salzwasser vorhanden ist. Diese Kraftwerke beruhen zum großen Teil auf klassischem Anlagenbau. Das Kernstück dieser Technologie stellt die halbdurchlässige Membrane dar. Die Wirtschaftlichkeit einer solchen Anlage wird im Wesentlichen durch diese Membrane bestimmt. Bezüglich der Membrane gibt es noch keine Erfahrung, dies ist noch Gegenstand der Forschung. Allerdings gibt es bei Osmose-Kraftwerken einen gewissen Synergieeffekt im Hinblick auf Meerwasser- Entsalzungsanlagen. Diese funktionieren heute meist nach dem Umkehrosmose-Prinzip (Salzwasser wird mit hohem Druck durch eine Membrane gedrückt) und verwenden dabei ähnliche Anlagenkomponenten. Solche Anlagen sind ein potenzielles Produkt von deutschen Anlagenbauern. In Abb ist der schematische Aufbau eines Osmose-Kraftwerks dargestellt. Abb. 4.39: Schematischer Aufbau eines Osmose-Kraftwerks 162

163 Seit Ende 2009 ist ein erstes Osmose-Kraftwerk mit einer Leistung von 2-4 kw von der Firma Statkraft in Betrieb. Abb zeigt die Membran- Anordnung dieses Kraftwerks. Abb. 4.40: Osmose-Kraftwerk der Firma Statkraft OTEC Kraftweke Meereswärmekraftwerke (Ocean Thermal Energy conversion, OTEC) nutzen den Temperaturunterschied zwischen kaltem Tiefenwasser und warmem Oberflächenwasser und betreiben damit einen thermodynamischen Kreisprozess (Rankin-Prozess), wie andere thermische Kraftwerke. Dieser Kreisprozess ist in Abb dargestellt. Da der Wirkungsgrad eines solchen Prozesses stark von der Temperaturdifferenz abhängt, kann hier physikalisch nur ein sehr kleiner Wirkungsgrad erreicht werden. Speziell in deutschen Gewässern, wo auch die Temperatur des Oberflächenwassers üblicherweise vergleichsweise niedrig ist, sind die Wirkungsgrade sehr klein. Diese Technologie eignet sich also nicht für deutsche Gewässer. 163

164 Abb. 4.41: Geschlossener Kreisprozess eines OTEC Kombinierte Anwendungen Ähnlich wie Offshore-Windanlagen benötigen Offshore-Meeresenergieanlagen ebenfalls einen hohen Infrastrukturaufwand (z. B. Stromkabel). Es wäre deshalb wünschenswert, unterschiedliche Technologien an einem Standort zu kombinieren. Für deutsche Standorte ist dabei die wahrscheinlichste Kombination, Offshore-Windanlagen mit Wellenenergieanlagen zu koppeln. An vereinzelten Standorten ist auch eine Kombination aus Offshore-Wind und Meeresströmung denkbar. Der Vorteil solcher kombinierten Anlagen liegt darin, dass zum einen nur einmal die Infrastruktur geschaffen werden muss. Zum anderen wird der Strom aus unterschiedlichen Energieformen ins Netz eingespeist, was zu einer Vergleichmäßigung des Energiedargebots führen wird. Solche Kombi- Anlagen sollten also speziell gefördert werden Potential der Meeresenergie in Deutschland Wie schon erwähnt ist das Potenzial zur Nutzung der Meeresenergie in Deutschland relativ begrenzt. Dennoch sollte auf einen Ausbau dieses Potenzials nicht verzichtet werden. Dies hat drei Gründe: Zum einen ist jede Nutzung von erneuerbaren Energiequellen zur Erreichung der Klimaziele von Vorteil. Zum zweiten führt eine Diversifizierung der Energiequellen zu einer Vergleichmäßigung des Energiedargebots. Drittens besitzt die Meeresenergie ein hohes wirtschaftliches Potenzial für die deutsche Industrie und.eine mögliche Installation vor der Haustür stellt einen Wettbewerbsvorteil dar. Das größte Potenzial in Deutschland hat die Wellenenergie gefolgt von der Meeresströmung. 164

165 Gezeitenkraftwerke sind umweltpolitisch in Deutschland kaum realisierbar. OTEC-Anlagen machen wegen der niedrigen Wassertemperaturen keinen Sinn. Osmosekraftwerke stehen derzeit noch völlig am Anfang der Entwicklung und sind daher heute eher noch Gegenstand einer Forschungsförderung als einer Markteinführung. Infolge dessen werden im Folgenden für einen Förderungsvorschlag nur die Wellenenergie und die Meeresströmung näher betrachtet Kostenentwicklung bei Meeresenergie Die Entwicklung der Meeresenergie steht am Anfang, es gibt zurzeit nur Prototypanlagen und Demonstrationsanlagen. Es gibt derzeit noch keine Erfahrungswerte, wie sich eine reale Preisentwicklung einstellen wird. Die Kosten der Meeresenergie, speziell bei Gezeitenströmungsanlagen und bei im Meer installierten Anlagen, sind sehr stark abhängig von den Installationskosten und vor allem von den Wartungskosten. Diese Kosten sind natürlich bei einzelnen Prototypanlagen deutlich höher als beim Betrieb eines ganzen Parks von vielen Einzelanlagen, wo dann spezielles Equipment (z. B. ein spezielles Wartungsschiff) vorhanden ist Kostenentwicklung bei der Wellenenergie Für die Wellenenergie (es handelt sich hier um eine Wellenboje) wurde die Preisentwicklung für die unterschiedlichen Phasen abgeschätzt (ASMUSSEN, 2010). Man kann davon ausgehen, dass sich bis zur Erreichung einer kommerziellen Marktreife der Preis pro kwh von heute ca. 30 ct auf ca. ein Drittel reduzieren wird. Dazu muss aber gesagt werden, dass diese Preise und Entwicklungen optimistisch sind und sich auf gute Standorte mit hohem Potenzial beziehen. Da in Deutschland die Energiedichte niedriger ist, sind die zu erwartenden Preise für deutsche Standorte um einiges höher anzusetzen. 165

166 Abb. 4.42: Preisentwicklung und Lernkurve für die Wellenenergie (ASMUSSEN 2010) Kostenentwicklung bei Gezeitenströmungsenergie Im Folgenden ist die Preiserwartung für die Nutzung der Gezeitenströmung dargestellt. Auch hier steht die Entwicklung am Anfang und es liegt noch keine Erfahrung über Wartung und Installation vor, was einen besonders hohen Einfluss auf die Stromgestehungskosten darstellt. Für gute Standorte mit hoher Energiedichte (große Strömungsgeschwindigkeiten) liegen die Preise für Strömungskraftwerke im ähnlichen Bereich wie für die Wellenenergie. Ebenfalls ist hier mit einer ähnlichen Lernkurve zu rechnen wie bei der Wellenenergie. Aber auch hier muss festgestellt werden, dass die Preise für deutsche Standorte deutlich höher liegen werden, da die Energieausbeute infolge der geringeren Strömungsgeschwindigkeiten deutlich niedriger ist. 166

167 Abb. 4.43: Installation und Stromgestehungskosten für Meeresströmungen Kosten bei deutschen Standorten Sowohl für Wellenenergie als auch für Gezeitenströmung muss man in deutschen Gewässern von Stromgestehungskosten ausgehen, die mindestens 1,5-mal höher sind als an optimalen Standorten in der Welt. Die Kosten für Wellenenergie und Meeresströmungen sind dabei nahezu identisch. Auch sind die zu erwartenden Lernkurven sehr ähnlich, so dass im folgenden nicht mehr zwischen den beiden Energieformen unterschieden wird Internationale Vergütung Im Folgenden wird die Förderung der Meeresenergie im internationalen Vergleich für einige Länder mit hohem Potenzial dargestellt. Es zeigt sich, dass die Förderung in den Ländern, wo zurzeit die großen Aktivitäten sowohl bei Wellen- als auch bei Meeresströmungskraftwerken sind (UK, Schottland, Portugal, Irland) bei ca. 30 ct/kwh liegen. Die einzelnen Förderungen sind in Abb dargestellt. 167