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Innovationsregulierung im Recht der netzgebundenen Elektrizitätswirtschaft

von Pascal Schumacher

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Statistik und Sichtungsnachweis dieser Seite findet sich am Artikelende
[1.] Psc/Fragment 250 04 - Diskussion
Zuletzt bearbeitet: 2012-06-28 13:01:03 PlagProf:-)
BauernOpfer, Fragment, Gesichtet, Klinski et al. 2007, Psc, SMWFragment, Schutzlevel sysop

Typus
BauernOpfer
Bearbeiter
Hindemith
Gesichtet
Yes.png
Untersuchte Arbeit:
Seite: 250, Zeilen: 4-28, 101-113
Quelle: Klinski et al. 2007
Seite(n): 98, 116, 117, Zeilen: 98: 22-29; 116: 35-40; 117: 16-35, 101-106
Allerdings ist die Nutzung der Offshore-Windenergie in der Praxis mit erheblich höheren Kosten verbunden, als dies noch im Rahmen der Novellierung des EEG 2004 angenommen wurde922. Daher besteht die Gefahr, dass die geplanten Pilotvorhaben trotz der Anreize durch § 10 Abs. 3 EEG nicht wirtschaftlich umsetzbar sind923. Für die besondere wirtschaftliche Problemsituation des Anschubs der ersten Pilotvorhaben zeichnet sich durch die Einfügung des § 17 Abs. 2a in das EnWG eine erste Lösung ab, da die Aufgaben der Errichtung und des Betriebs der Anschlussleitungen für Offshore-Windenergieanlagen nunmehr den küstenseitigen Übertragungsnetzbetreibem zugewiesen sind. Die Vorschrift lässt eine deutliche Reduzierung der Gesamtkosten der Windparkvorhaben erwarten. In welchem Umfang die neue Regelung die Wirtschaftlichkeit der Projekte im Einzelnen beeinflusst, lässt sich ohne eine speziellere betriebswirtschaftliche Untersuchung unter Betrachtung verschiedener Beispielsvarianten nicht zuverlässig aussagen. Sicher ist aber, dass die Wirtschaftlichkeit der Pilotprojekte dadurch wesentlich verbessert wird.

Inwieweit gleichwohl weitergehende Verbesserungen der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für Offshore-Anlagen geboten sind, sollte von einer sorgfältigen Evaluierung der neuen Regelungen des Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes abhängig gemacht werden. Im Rahmen der 2008 anstehenden Überprüfung der EEG-Vergütungssätze empfiehlt sich eine gründliche Untersuchung der wirtschaftlichen Situation für die Offshore-Windenergienutzung unter den durch § 17 Abs. 2a EnWG veränderten Bedingungen. Angesichts der beschriebenen veränderten Kostensituation der Anlagenerrichter spricht aus heutiger Sicht trotz des § 17 Abs. 2a EnWG einiges dafür, eine weitere Erhöhung der Vergütungssätze für die Offshore-Windenergienutzung in Aussicht zu nehmen. Vor diesem Hintergrund sollte das deutsche Mindestpreissystem im Rahmen der nächstfolgenden Anpassung der Ver-[gütungsregelungen auf die veränderte wirtschaftliche Situation hin neu zugeschnitten werden924.]


922 Als Hintergrund wird insbesondere das relativ zurückhaltende Engagement der Banken und Versicherungsuntemehmen, die das Projektrisiko aufgrund der fehlenden Erfahrungen mit der Errichtung und dem Betrieb von Windenergieanlagen in Bereichen mit relativ großen Wassertiefen als sehr hoch einschätzen, identifiziert. In der Konsequenz führt dies zu einer deutlichen Erhöhung der Finanzierungskosten für die ersten Offshore-Pilotvorhaben. Entsprechendes gilt für Kosten der Lieferanten der Windenergieanlagen und der Fundamente. Deutlich über den ursprünglichen Annahmen liegen außerdem auch die Kosten für die Kabelanbindung der AWZ-Standorte. Klinski et al, a. a. O., 98.

923 Vgl. die europäische Vergleichsstudie von Ragwitz et al., Monitoring and Evaluation of Policy Instruments to Support Renewable Electricity in EU Member States; ferner die speziell auf die Offshore-Windenergienutzung fokussierende Untersuchung von Lehmann/Peter, Analyse der Vor- und Nachteile verschiedener Modelle zur Förderung des Ausbaus von Offshore-Windenergie in Deutschland.

Die Nutzung der Offshore-Windenergie ist, wie bereits festgestellt wurde (siehe oben, Kap. 3.1.2 und 3.3.7), mit erheblich höheren Kosten verbunden, als sie auf dem Stand 2003 im Rahmen der Novellierung des EEG 2004 angenommen wurden. Daher stellten sich die geplanten Pilotvorhaben im Untersuchungszeitraum bis September 2006 trotz der Anreize durch das EEG 2004 nicht als wirtschaftlich umsetzbar dar. Das galt insbesondere für die ersten „Pioniervorhaben“.

[Seite 117: 16-35]

Für die besondere wirtschaftliche Problemsituation des Anschubs der ersten Pilotvorhaben zeichnet sich durch die soeben (nach Abschluss der Untersuchungsphase zu diesem Vorhaben) durch den Gesetzgeber beschlossene Einfügung des § 17 Abs. 2a in das EnWG eine Lösung ab, da die Aufgaben der Errichtung und des Betriebs der Anschlussleitungen für Offshore-Windenergieanlagen nunmehr den küstenseitigen Übertragungsnetzbetreibern zugewiesen sind (siehe zu der Vorschrift bereits oben, Kap. 3.4.3.3). Die Vorschrift lässt eine deutliche Reduzierung der Gesamtkosten der Windparkvorhaben erwarten. In welchem Umfang die neue Regelung die Wirtschaftlichkeit der Projekte im Einzelnen beeinflusst, lässt sich ohne eine (an dieser Stelle nicht mögliche) speziellere betriebswirtschaftliche Untersuchung unter Betrachtung verschiedener Beispielsvarianten nicht zuverlässig aussagen. Sicher ist, dass die Wirtschaftlichkeit der Pilotprojekte dadurch wesentlich verbessert wird.

Inwieweit gleichwohl weitergehende Verbesserungen der wirtschaftlichen Rahmenbedingungen geboten sind, sollte von einer sorgfältigen Evaluierung der neuen Regelungen abhängig gemacht werden. Im Rahmen der 2008 anstehenden Überprüfung der EEG-Vergütungssätze empfiehlt sich eine gründliche Untersuchung der wirtschaftlichen Ausgangssituation für die Offshore-Windenergienutzung unter den durch den neuen § 17 Abs. 2a EnWG veränderten Bedingungen. Dabei spricht aus heutiger Sicht trotz des § 17 Abs. 2a EnWG in Anbetracht der gegebenen technisch-wirtschaftlichen Ausgangsbedingungen mehr dafür, eine weitere Erhöhung als eine Absenkung der allgemeinen Vergütungssätze für die Offshore-Windenergienutzung in Aussicht zu nehmen, [...]

[Seite 117:12-15]

Das EEG-System sollte daher durchaus grundsätzlich beibehalten, jedoch im Rahmen der nächstfolgenden Anpassung der Vergütungsregelungen auf die veränderte wirtschaftliche Situation hin neu zugeschnitten werden.

[Seite 98:22-29 ]

Hintergrund dessen ist insbesondere das relativ zurückhaltende Engagement der Banken und Versicherungsunternehmen, die das Projektrisiko aufgrund der fehlenden Erfahrungen mit der Errichtung und dem Betrieb von Windenergieanlagen in Bereichen mit relativ großen Wassertiefen als sehr hoch einschätzen. In der Konsequenz führt dies zu einer deutlichen Erhöhung der Finanzierungskosten für die ersten Offshore-Pilotvorhaben. Entsprechendes gilt für Kosten der Lieferanten der Windenergieanlagen und der Fundamente. Deutlich über den ursprünglichen Annahmen liegen außerdem auch die Kosten für die Kabelanbindung der AWZ-Standorte



216 Vgl. die eingehende europäische Vergleichsstudie von Ragwitz et. al. (Fraunhofer ISI / Energy Economic Group): Monitoring and Evaluation of Policy Instruments to Support Renewable Electricity in EU Member States, Karlsruhe 2006; ferner die speziell auf die Offshore-Windenergienutzung fokussierende Untersuchung von Lehmann, Harry / Peter, Stefan (Institute for Sustainable Solutions and Innovations – ISUSI): Analyse der Vor- und Nachteile verschiedener Modelle zur Förderung des Ausbaus von Offshore-Windenergie in Deutschland“, Berlin 2005.

217 Entsprechend Ragwitz (Fraunhofer ISI) et. al., a.a.O. sowie Lehmann/Peter (ISUSI), a.a.O.

Anmerkungen

Die Quelle ist in einer Fußnote genannt, bezieht sich aber wohl auf diese. Wörtliche Übernahmen sind nicht als solche gekennzeichnet.

Sichter
(Hindemith), PlagProf:-)


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