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Windenergierecht aktuell
Stand: Januar 2012

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1. EEG 2012

1. EEG 2012
a) Anfangs- und Grundvergütung
b) Systemdienstleistungsbonus
c) Repowering
d) Einspeisemanagement
e) Netzverknüpfungspunkt
2. Direktvermarktung
a) Marktprämie
b) Grünstromprivileg
c) Sonstige Direktvermarktung
d) Direktvermarktungsverträge
3. Grundstücksrecht
a) Vergaberecht
b) Wege-/Leitungsrechte
4. Regionalpläne
5. Öffentliches Baurecht
a) Bauplanungsrecht
b) Bauordnungsrecht
6. Immissionsschutz
7. Luftverkehr
8. Naturschutz

Am 01.01.2012 ist die mittlerweile dritte grundlegende Novelle des EEG, das EEG 2012, in Kraft getreten. Die schon aus den Vorgängergesetzen bekannten Grundstrukturen der Vergütung von Strom aus Windenergie sind dabei generell erhalten geblieben. Wie bisher wird im EEG 2012 daher zwischen Onshore-Windenergieanlagen (§ 29) und Offshore-Anlagen (§ 31) unterschieden. Dabei sind – abhängig von der Nutzungsform – unterschiedliche Vergütungsvoraussetzungen einzuhalten. Gemeinsam ist der Onshore- und der Offshore-Windenergie jedoch, dass zwischen einer Grundvergütung und einer erhöhten Anfangsvergütung unterschieden wird.

a) Anfangs- und Grundvergütung

Die Grundvergütung für Strom aus Windenergieanlagen an Land liegt derzeit (2012) bei 4,78 Cent pro Kilowattstunde. In den ersten fünf Betriebsjahren beträgt die Vergütung für im Jahr 2012 in Betrieb genommene Windenergieanlagen 8,93 Cent pro Kilowattstunde.

Bei Offshore-Windenergieanlagen beträgt die Grundvergütung 3,5 Cent pro Kilowattstunde; die erhöhte Anfangsvergütung ist im Vergleich zur bisherigen Regelung um 2 Cent pro Kilowattstunde angehoben worden. Für ab dem 01.01.2012 in Betrieb genommene Anlagen werden somit pro Kilowattstunde in den ersten 12 Betriebsjahren nunmehr 15 Cent gezahlt. In dem neuen Vergütungssatz ist der bisherige Sprinterbonus integriert, der dafür entfallen ist. Der Zeitraum der erhöhten Anfangsvergütung kann sich sowohl bei Onshore- als auch bei Offshore-Anlagen unter bestimmten Voraussetzungen verlängern.

Als durchaus prägnante Neuerung im Vergleich zum EEG 2009 sieht das EEG 2012 im Hinblick auf die Vergütung von Offshore-Windenergieanlagen in § 31 Abs. 3 nunmehr ein optionales Stauchungsmodel vor. Demnach ist es bei Anlagen, die bis zum 31.12.2017 in Betrieb genommen werden, nunmehr möglich, sich die erhöhte Anfangsvergütung bereits in den ersten acht Jahren ab der Inbetriebnahme auszahlen zulassen. Die Vergütungshöhe beträgt in diesem Fall 19 Cent pro Kilowattstunde. Zeiten der verlängerten Anfangsvergütung werden jedoch weiterhin lediglich mit 15 Cent pro Kilowattstunde vergütet. Voraussetzung für die Inanspruchnahme der Vergütungsstauchung ist allerdings, dass der Anlagenbetreiber seine Entscheidung hierfür dem Netzbetreiber noch vor Inbetriebnahme seiner Anlage mitteilt.

Während die Degression bei der Onshore-Windenergie von 1 % auf 1,5 % leicht angehoben worden ist, wird der Degressionsbeginn bei Offshore-Windenergieanlagen noch weiter hinausgeschoben. Die gesetzlich vorgesehene Reduzierung der Einspeisevergütung beginnt nun ab dem Jahr 2018, beträgt dafür dann aber 7% jährlich.

Schon seit Inkrafttreten des EEG 2009 am 01.01.2009 müssen Betreiber von Anlagen mit einer installierten Leistung von über 100 kW bestimmte technische Voraussetzungen erfüllen. Die neu in Betrieb genommenen Windenergieanlagen müssen mit einer technischen Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung bei Netzüberlastung und mit einer technischen Einrichtung zur Abrufung der jeweiligen Ist-Einspeisung ausstatten sein, auf die der Netzbetreiber zugreifen darf. Hierdurch ist gewährleistet, dass diese Anlagen am Einspeisemanagement teilnehmen können und zur Netzstabilität beitragen. Seit Inkrafttreten des EEG 2012 ist es nicht mehr möglich diesen Anforderungen durch betriebliche Einrichtungen gerecht zu werden. Im Übrigen müssen Neuanlagen die Vorgaben der SDL-Verordnung am Verknüpfungspunkt mit dem Netz einhalten. Fehlt es an einer dieser Voraussetzungen, so verringert sich der Vergütungsanaspruch auf Null, solange gegen die technischen Vorgaben verstoßen wird.

b) Systemdienstleistungsbonus

Wie schon im EEG 2009 wird für alle Neuanlagen, die vor dem 01.01.2015 in Betrieb (im EEG 2009 war der Stichtag noch der 01.01.2014) genommen werden, der sogenannte Systemdienstleistungsbonus gezahlt, wenn diese Anlagen ab dem Zeitpunkt ihrer Inbetriebnahme bestimmte technische Anforderungen einhalten und sich damit besser in das Netz integrieren. Der SDL-Bonus beträgt für Anlagen, die 2012 in Betrieb genommen werden, 0,48 Cent pro Kilowattstunde. Die für den Erhalt des Bonus einzuhaltenden technischen Anforderungen ergeben sich im Einzelnen aus der Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) vom 03.07.2009.

Gleichzeitig konnten sogenannte Übergangsanlagen mit einer Inbetriebnahme nach dem 31.12.2008 bis zum 31.03.2011 den Bonus geltend machen, wenn sie den erforderlichen Nachweis bis zum 30.09.2011 erbracht haben. Jedoch ist derzeit fraglich, ob ab der Nachweisführung gegenüber dem Netzbetreiber oder rückwirkend ab der Inbetriebnahme der Bonus gezahlt wird. Diese Fragestellung ist Gegenstand eines derzeit durchgeführten Hinweisverfahrens (Az.: 2011/2) bei der Clearingstelle EEG.

Von dem Systemdienstleistungsbonus profitieren ferner bestehende Altanlagen, die zwischen dem 01.01.2002 und dem 31.12.2008 in Betrieb genommen worden sind. Für den Strom aus diesen Anlagen erhöht sich für die Dauer von fünf Jahren die Vergütung um 0,7 Cent pro Kilowattstunde, sobald sie in Folge einer Nachrüstung nach dem 01.01.2012 und vor dem 01.01.2016 die Anforderungen der SDLWindV nachweislich erfüllen. Eine entsprechende Regelung enthielt bereits das EEG 2009 mit einer Frist zur Umstellung auf die Anforderungen der SDLWindV bis einschließlich 31.12.2010. In der Zusammenschau haben die Stichtagsregelungen des EEG 2009 und des EEG 2012 damit zur Folge, dass für im Jahr 2011 nachgerüstete Altanlagen der SDL-Bonus nicht beansprucht werden kann.

c) Repowering

Neben den Vorschriften über die technischen Vorgaben des EEG sind auch die Regelungen zum Repowering Grundsatz erhalten geblieben. Der Gesetzgeber hat aber zur Klarstellung zusätzlich eine Definition des endgültigen Anlagenersatzes aufgenommen. Allerdings hat er die Voraussetzung für ein bonusfähiges Repowering weiter konkretisiert und zum Teil verschärft. Künftig müssen die ersetzten Altanlagen noch vor dem 01.01.2002 in Betrieb genommen worden und nicht wie bisher mindestens 10 Jahre in Betrieb gewesen sein. Außerdem muss für die ersetzten Anlagen ein Anspruch auf die EEG-Vergütung bestehen. Die Leistung der Repowering-Anlage muss das Zweifache der ersetzten Anlage betragen. Die Deckelung, die maximal fünffache Anlagenleistung, ist im Zuge der Gesetzes-Novelle entfallen. Im Übrigen ist der Meinungsstreit um die Anzahl der im Rahmen eines Repowerings zu ersetzenden Anlagen nunmehr vom Gesetzgeber ausdrücklich entschieden: Nach der Neufassung des Gesetzes darf die Anzahl der Repoweringanlagen die Zahl der Altanlagen nicht übersteigen. Der Repowering-Bonus beträgt 0,5 Cent pro Kilowattstunde.

d) Einspeisemanagement

Neu gefasst wurden auch die Regelungen zum Einspeisemanagement (§ 11) und zur hiermit eng verknüpften Härtefallregelung (§ 12). Grundsätzlich bleibt es zwar dabei, dass Netzbetreiber Anlagen mit einer Leistung größer 100 kW im Einzelfall und unter bestimmten Voraussetzungen regeln bzw. abschalten dürfen. Auch der Vorrang der Erneuerbaren Energien und der KWK bei der Anlagenreglung ist erhalten geblieben. Nunmehr dürfen aber sonstige Anlagen zur Stromerzeugung von der Regelung ausgenommen werden, sofern Systemsicherheit und Zuverlässigkeit dies erfordern. Hinzu kommt, dass Photovoltaikanlagen, die über eine installierte Leistung von maximal 100 kW und Einrichtungen zur Einspeisereduzierung verfügen, nur nachrangig geregelt werden dürfen.

Um die Netzbetreiber insoweit aber zu einen beschleunigten Netzausbau anzuhalten, sieht auch das EEG 2012 für die vom Einspeisemanagement betroffenen Betreiber eine Härtefallregelung vor. Ohne dass es – wie etwa noch im EEG 2009 – einer gesonderten Vereinbarung mit dem Netzbetreiber bedürfte, haben Anlagenbetreiber einen Anspruch auf Ersatz von 95 % der entgangenen Einnahmen zuzüglich zusätzlicher Aufwendungen aber auch abzüglich ersparter Aufwendungen. Erst wenn die so ermittelten Einbußen mehr als 1% der Jahreseinnahmen betragen, ist ab diesem Zeitpunkt – wie dies im EEG 2009 bisher insgesamt der Fall war – in vollem Umfang zu entschädigen. Nach wie vor besteht ein etwaiger Ersatzanspruch zwar grundsätzlich nur gegen den Netzbetreiber, in dessen Netz die Ursache für die Regelung lag. Gegenüber dem Anlagenbetreiber haftet er aber mit dem Netzbetreiber, an dessen Netz die Anlage angeschlossen ist, als Gesamtschuldner. Dies stärkt die Rechtsposition des Anlagenbetreibers erheblich, denn er kann sich aussuchen, welchen der infrage kommenden Netzbetreiber er in Anspruch nimmt, ohne sich auf einen anderen Netzbetreiber verweisen lassen zu müssen. Achtung: Diese Neuregelungen gelten nicht für Altanlagen mit einer Inbetriebnahme noch vor dem 01.01.2012! Hier bleibt es bei den bisherigen Regelungen nach dem EEG 2009.

e) Netzverknüpfungspunkt

Neben den direkt aus der EEG-Novelle 2012 resultierenden Neuerungen sind in der jüngeren Vergangenheit auch weitreichende gerichtliche Entscheidungen zum EEG ergangen, die die Stromerzeugung aus Windenergie nicht unerheblich tangieren und auch auf das EEG 2012 übertragbar sein dürften:

So hat die Rechtsprechung etwa am Bespiel der Windenergie die zwischen Anlagenbetreiber und Netzbetreiber seit jeher umstrittene Bestimmung des richtigen Verknüpfungspunktes neu ausgeurteilt: Galt bis zum EEG 2004 nach der Rechtsprechung des BGH unter Berücksichtigung der geeigneten Spannungsebene als Verknüpfungspunkt grundsätzlich noch der Punkt eines Netzes, der – ungeachtet der Frage, in welchem Netz er sich konkret befand – die in der Luftlinie kürzeste Entfernung zur Anlage aufwies und dabei auch gesamtwirtschaftlich gesehen der günstigste war. So entschieden das OLG Hamm am 03.05.2011 und das LG Duisburg bereits am 08.06.2010, dass ein gesamtwirtschaftlicher Kostenvergleich im EEG 2009 nur noch zwischen Verknüpfungspunkten verschiedener Netzen in Betracht kommt. Bei mehreren möglichen Verknüpfungspunkten innerhalb desselben Netzes gelte uneingeschränkt der Grundsatz, dass der richtige Verknüpfungspunkt zunächst derjenige sei, der auf der geeigneten Spannungsebene die in der Luftlinie kürzeste Entfernung zum Standort der Anlage aufweise. Auf einen günstigeren als den nächstgelegenen Verknüpfungspunkt könne der Netzbetreiber nur dann verweisen, wenn sich der andere Verknüpfungspunkt in einem anderen Netz befinde. Der Netzbetreiber sei also zu einer gesamtwirtschaftlichen Betrachtungsweise von alternativen Verknüpfungspunkten in ein und demselben Netz nicht berechtigt. Er könne nur die gesamtwirtschaftlichen Kosten an dem nächstgelegenen Verknüpfungspunkt mit den Kosten von alternativen Verknüpfungspunkten in einem anderen Netz vergleichen. Die Clearingstelle EEG vertritt jedoch in einer Empfehlung vom 29.09.2011 die Auffassung, dass es auch für das EEG 2009 bei der Rechtsprechung des BGH verbleibt, wonach auch innerhalb desselben Netzes ein gesamtwirtschaftlicher Kostenvergleich zu Ermittlung des richtigen Netzverknüpfungspunktes anzustellen ist. Welche der widerstreitenden Auffassungen sich letztlich durchsetzten wird, bleibt abzuwarten. Rechtliche Klarheit hierzu kann wohl nur der BGH schaffen.

Nicht weniger interessant ist in diesem Zusammenhang aber, dass das OLG Hamm neben der Neuauslegung des Begriffes des Verknüpfungspunktes Anlagenbetreibern, denen vom Netzbetreiber ein anderer als der gesetzlich vorgeschriebene Verknüpfungspunkt zugewiesen wurde, gegen den Netzbetreiber auch einen Anspruch auf Ersatz der durch die Falschbenennung verursachten Mehrkosten zuerkannt hat. Ähnlich hatte schon das Oberlandesgericht Düsseldorf mit Urteil vom 09.12.2009 entschieden.

Mit Urteil vom 06.04.2011 hat der BGH ein ebenso kontrovers diskutiertes Problem nunmehr höchstrichterlich entschieden. In der landgerichtlichen Rechtsprechung war lange umstritten, ob die Netzbetreiber den Anlagenbetreibern Kosten für Blindstromeinspeisung in Rechnung stellen dürfen. Teilweise wurde dies für zulässig erachtet. Teilweise sahen die Gerichte hierin aber auch einen Verstoß gegen die aus dem EEG fließende Mindestvergütungspflicht. Der BGH hat nun entschieden, dass jedenfalls das in einem Formularvertrag (AGB) vereinbarte Blindarbeitsentgelt nicht gegen die Verpflichtung des Netzbetreibers verstößt, die im EEG vorgeschriebene Mindestvergütung zu zahlen. Auch ist die Vereinbarung eines solchen Entgeltes nicht gemäß § 307 BGB unwirksam. Allerdings steht den Anlagenbetreibern das Aufrechnungsverbot des § 23 Abs.1 EEG 2009 zur Seite. Soweit der Anlagenbetreiber den Anspruch des Netzbetreibers bestreitet, ist diesem eine Aufrechnung und damit eine direkte Minderung der Einspeisevergütung verwehrt. Dies gilt nach dem BGH auch dann, wenn die vom Netzbetreiber im Prozess erklärte Aufrechnung bereits entscheidungsreif ist.

2. Direktvermarktung

Das maßgebliche Ziel der jüngsten EEG-Novelle ist, die Marktreife der Erneuerbaren Energien zügig voranzutreiben. Zu diesem Zweck wurden die Vergütungsvoraussetzungen in weiten Teilen verschärft, zusätzlich aber auch verstärkte Anreize für eine Teilnahme am freien Markt geschaffen. Kurz nach der Einführung der Neuregelung werden bereits 17 GW der Onshore Windenergie direkt vermarktet. Der Gesetzgeber hat gegenüber der Direktvermarktung nach § 17 EEG 2009 nunmehr drei Formen der Direktvermarktung vorgesehen und ihr aufgrund der besonderen Bedeutung einen eigenständigen Teil gewidmet. Insbesondere durch die Einführung der Marktprämie sollen Anlagenbetreiber motiviert werden, den in ihren Anlagen erzeugten Strom direkt zu vermarkten. Die Direktvermarktung ist auch auf Bestandsanlagen mit einer Inbetriebnahme vor dem 01.01.2012 entsprechend anwendbar.

Damit ein Anlagenbetreiber an der Direktvermarktung teilnehmen kann, müssen unterschiedliche Voraussetzungen eingehalten werden. Sofern ein Anlagenbetreiber von der Mindestvergütung in eine der Direktvermarktungsformen bzw. zwischen den unterschiedlichen Formen wechseln kann, muss gegenüber den Netzbetreiber bereits jeweils zum Beginn des jeweils vorangegangen Monats angezeigt haben. Beim beispielhaften Lieferbeginn am 01.03. müsste der Anlagenbetreiber oder der von ihm beauftrage Vermarkter des Stromes bis spätestens zum 31.01 die erforderliche Anzeige gemacht haben. Ferner sind die strengen Voraussetzungen des § 33c EEG 2012 einzuhalten. Zu den Pflichten gehört u.a. bei der Vermarktung einzelner Anlagen, die bisher über nur eine Messeinrichtung abgerechnet wurden, dass zusätzliche Messeinrichtungen installiert werden. Die Rechtsfolge bei Verstößen gegen die Pflichten des § 33c EEG 2012 ist, dass bei Inanspruchnahme der Marktprämie der Anspruch mindestens drei Monate untergeht, was zu erheblichen Einnahmeausfällen führen kann. Bei Inanspruchnahme des sogenannten Grünstromprivilegs ist der Monat, in dem der Verstoß stattgefunden hat, nicht mit in die Berechnung einzubeziehen.

a) Marktprämie

Die Marktprämie nach § 33g EEG 2012 in Verbindung mit Anlage 4 ist ein vom Netzbetreiber gegenüber dem Anlagenbetreiber zu zahlender Bonus, der zusammen mit dem Vermarktungserlös aus Stromverkäufen auf dem Strommarkt die Gesamteinnahme darstellt. Die Höhe der Marktprämie wird rückwirkend für jeden Kalendermonat berechnet, auf die in angemessenen Umfang monatlich Abschläge durch den Netzbetreiber zu leisten sind. Die Marktprämie errechnet sich aus der Subtraktion des energieträgerspezifischen Referenzmarktwertes von der hypothetischen zu beanspruchenden Mindestvergütung nach dem EEG. Der Referenzmarktwert wird durch die Subtraktion der Managementprämie vom tatsächlich erzielten Monatsmittelwert ermittelt. Die Managementprämie umfasst die notwendigen Kosten für die Börsenzulassung, für die Handelsanbindung etc. Die Managementprämie beträgt im Jahr 2012 1,20 Ct./kWh und sinkt bis 2015 auf 0,70 Ct./kWh herab. Der tatsächliche Monatsmittelwert für Windenergie wird ab dem Jahr 2013 zwischen Onshore- und Offshorewind unterschieden und der durchschnittliche Wert der Stundenkontrakte am Spotmarkt der Strombörse EPEX Spot SE in Leipzig mit der Menge des in der Stunde tatsächlich erzeugten Stroms entweder Onshore oder Offshore multipliziert. Vor dem 1.1.2013 wird der gesamte Windenergiestrom als Bezugsgröße herangezogen. Umso geringer der an der Strombörse erzielte Gewinn aus Windenergie insgesamt ist, desto höher ist die Marktprämie für den einzelnen Anlagenbetreiber, so können sich bereits aufgrund der unterschiedlichen Handelsplätze Vermarktungsmöglichkeiten ergeben. Im Rahmen des Regelenergiemarktes ist jedoch zu beachten, dass die Marktprämie die tatsächliche Lieferung von Strom voraussetzt.

Im Rahmen der Marktprämie ist es den Anlagenbetreibern nach dem EEG untersagt ihre Herkunftsnachweise weiter zu geben, d.h. ein Handel mit Energiezertifikaten ist ausgeschlossen und der Strom verliert sein Eigenschaft als Grünstrom im Sinne der Stromkennzeichnung. Der Gesetzgeber verfolgt damit den Zweck, dass Strom der bereits nach dem EEG gefördert wird sich nicht zusätzlich auf den Strompreis für den Letztverbraucher niederschlägt. Weiterhin ist die Inanspruchnahme vermiedener Netzentgelte ausgeschlossen, da der Gesetzgeber hierin eine zu vermeidende doppelte Förderung von Erneuerbaren Energien zu erkennen meint.

b) Grünstromprivileg

Das sogenannte Grünstromprivileg seinerseits stellt keine Begünstigung des Anlagenbetreibers im eigentlichen Sinne dar. Nach der Grundkonzeption des Ausgleichmechanismus muss das Versorgungsunternehmen, das Strom an Letztverbraucher liefert, sich an den Ausgaben nach Abzug der durch die Vermarktung der Übertragungsnetzbetreiber erwirtschaften Erträge aus dem Stromverkauf des EEG-Stromes an der Börse nach Maßgabe der Ausgleichsmechanismusverordnung beteiligen. Soweit die Voraussetzungen des Grünstromprivilegs eingehalten sind, verringert sich die EEG-Umlage um 2,0 Ct./kWh für ein Kalenderjahr aber maximal bis zur Höhe der EEG-Umlage, sodass das Versorgungsunternehmen gegenüber anderen Stromanbietern einen geringeren Preis für den Strom anbieten kann bzw. den Anlagenbetreibern einen höheren Strompreis für den Bezug bezahlen kann.

Zur Verringerung der EEG-Umlage hat das Versorgungsunternehmen nunmehr gegenüber dem EEG 2009 aber höhere Anforderungen zu erfüllen. Das EEG 2012 statuiert die Pflicht, dass in mindestens acht Monaten eines Kalenderjahres mindesten 50 % des Stromes aus Erneuerbaren Energien an Letztverbraucher geliefert werden und davon mindestens 20 % aus fluktuierenden Energieträgern wie Solarstrom oder Windenergie bezogen wird. Die Begrenzung auf acht Monate eines Kalenderjahres soll dazu dienen, dass gerade in wind- oder sonnenschwachen Monaten nicht sofort das Grünstromprivileg entfällt. Die Inanspruchnahme des Grünstromprivilegs ist dem regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber bis zum 30. September des vorangegangenen Kalenderjahres mitzuteilen. Hinzu kommt jedoch, dass entsprechende Stromzukäufe nur dann durch den Energieversorger als Erneuerbaren Energien Strom ausgewiesen werden darf, wenn die Eigenschaft des Stromes nicht getrennt vom Strom bezogen auf jedes 15-Minuten-Intervall bezogen worden ist. Insofern ist auch in Rahmen des Grünstromprivilegs der Handel mit Herkunftsnachweisen beschränkt. Vermiedene Netzentgelte können ebenso wenig geltend gemacht werden.

c) Sonstige Direktvermarktung

Die sonstige Direktvermarktung ist als Auffangtatbestand konzipiert. Sie spiegelt die Direktvermarktung nach § 17 EEG 2009 wieder. Im Gegensatz zur Direktvermarktung zum Zwecke der Inanspruchnahme der Marktprämie oder zum Zwecke der Verringerung der EEG-Umlage müssen Anlagenbetreiber die Pflichten aus § 33c EEG 2012 nicht einhalten. Folglich kann im Rahmen der sonstigen Direktvermarktung der Analgenbetreiber die vermiedenen Netzentgelte beanspruchen und auch am Handel mit Grünstromzertifikaten uneingeschränkt teilhaben. Zwingend müssen jedoch auch die Fristen zur Anzeige zum Wechsel in und aus der Direktvermarktungsform eingehalten werden.

d) Direktvermarktungsverträge

Neben den vergütungsrechtlichen Fragestellungen, die in vielfacher Weise aufgrund der Neuartigkeit auslegungsbedürftig sind, treten zunehmend stromhandelsrechtliche Erwägungen in den Vordergrund. Der Stromhandel beruht auf Kaufverträgen über Strombezugsrechte. Die Vielzahl der Gestaltungsmöglichkeiten der Direktvermarktung sowie die erheblichen Konsequenzen, die bei einer nicht ausreichenden Zuweisung der vom EEG vorgegebenen Pflichten drohen, bedingen eine genaue Prüfung, um das unternehmerische Risiko beim Wechsel in die Direktvermarktung abschätzen zu können. Insbesondere die Zuweisungen der Pflichten nach § 33c EEG 2012 sowie der besonderen Meldepflichten müssen abschließend geregelt sein. Auch müssen die unterschiedlichen Märkte wie der Regelenergiemarkt, der Börsenhandel und der Over The Counter Handel (kurz: OTC) im Vertragswerk Berücksichtigung finden. Hinzu kommt eine Vielzahl an neuen Akteuren in diesem Marktsegment, die mit unterschiedlichen Konditionen und Verträgen insbesondere Windenergieanlagenbetreiber als Kunden sehen.

3. Grundstücksrecht

a) Vergaberecht

Die Entscheidung des EuGH vom 18.01.2007 und die daran anschließende Rechtsprechung der deutschen Gerichte bewirkten eine Ausdehnung des Vergaberechts, die für die städtebauliche Vertragspraxis von erheblicher Bedeutung waren und auf Windenergieanlagenprojekte angesichts des hohen Investitionsvolumens unmittelbaren Einfluss haben konnte. Nach dieser Rechtsprechung unterfielen eine Vielzahl von Grundstücksverträgen und städtebaulichen Verträgen unter Beteiligung der öffentlichen Hand dem Vergaberecht. Bei Missachtung dieses Regimes drohte die Nichtigkeit dieses Vertrages und damit das Scheitern eines beabsichtigten Windenergieanlagenprojekts insgesamt. Der Gesetzgeber versuchte mit der Vergaberechtsnovelle vom 20.05.2009, dieser ausufernden Rechtsprechung entgegen zu wirken. Im Zuge dessen entschloss sich das OLG Düsseldorf die von ihm vertretene Auffassung mit Beschluss vom 02.10.2008 dem EuGH zur Entscheidung vorzulegen. Dieser entschied nun in seinem Urteil vom 25.03.2010, dass der Verkauf von Grundstücken der öffentlichen Hand jedenfalls dann nicht dem Vergaberecht mangels „öffentlichen Bauauftrag“ unterfällt, wenn die Bauleistung dem Auftraggeber nicht wirtschaftlich zu Gute kommt, da der öffentliche Auftraggeber beim Verkauf lediglich in Ausübung von städtebaulichen Regelungszuständigkeiten handelt.

Auch das OLG Düsseldorf ist nunmehr in seiner ersten Entscheidung nach dem Urteil des EuGH vom 25.03.2010 den Vorgaben des EuGH gefolgt.

b) Wege-/Leitungsrechte

Häufig treten Schwierigkeiten mit Gemeinden und Privaten auf, die essentiell notwendige Anbindungsrechte auf ihren Grundstücken nicht gewähren wollen. Werden etwa Leitungsrechte einschließlich Dienstbarkeiten auf öffentlichen Wegen benötigt, bestehen auf Grundlage des Energiewirtschaftsgesetzes juristische Möglichkeiten, die Gemeinden zum Abschluss entsprechender Gestattungsverträge zu zwingen. Hier hilft die inzwischen anerkannte Energieversorgereigenschaft des Windparkbetreibers.

Handelt es sich um nicht öffentliche Grundstücksflächen Privater oder einer Gemeinde, steht das Instrument der Enteignung und vorzeitigen Besitzeinweisung auf der Grundlage des Energiewirtschaftsrechts zur Verfügung. Auch Gemeinden können enteignet werden! Dies hat das Thüringer Landesverwaltungsamt kürzlich unter Berufung auf das überragende öffentliche Interesse an der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien entschieden.

Nach der Rechtsprechung des OVG Koblenz kann der Eigentümer oder Besitzer eines im Außenbereich gelegenen Grundstücks eine aus Art. 14 Abs. 1 GG abgeleitete subjektive Rechtstellung auf eine notwegeähnliche Benutzung des gemeindlichen Wirtschaftswegenetzes zum Zweck der ordnungsgemäßen Bewirtschaftung eines dort zugelassenen Rohstoffabbaubetriebes haben. Gleiches gilt für Windenergieanlagen. Die Benutzung dieser gemeindlichen Wirtschaftswege (die nicht der Öffentlichkeit gewidmet sind) kann auch nicht durch eine Benutzungssatzung der Gemeinde untersagt werden.

Auch auf Grundlage des Kartellrechts kann die Realisierung eines Windenergievorhabens gegen den Willen der örtlichen Gemeinde durchgesetzt werden. So urteilte der BGH im September 2008, dass die Verweigerung von Kabelrechten einer Gemeinde einen Missbrauch einer marktbeherrschenden Stellung bzw. eine unbillige Behinderung oder Diskriminierung i.S.d. §§ 19, 20 GWB darstellen kann, wenn die Gemeinde die einzige Anbieterin auf dem Markt „öffentliche Wege“ (auch nur tatsächlich öffentliche Wege) ist. Dies führt zu einem Anspruch auf Duldung der Kabelverlegung nach § 33 GWB.

4. Regionalpläne

Trotz des Zusammenschlusses der Planungsregionen Chemnitz Erzgebirge und Südwestsachsen seit der Kommunalreform 2008 ergeben sich keine Veränderungen der regionalplanerischen Situation. Die vorhandene Regionalplanung bleibt bestehen.

Das VG Chemnitz äußert Bedenken am Regionalplan Chemnitz-Erzgebirge. Wegen eines Ausfertigungsfehlers des Regionalplans von 2002 halten beide zuständigen Kammern des VG Chemnitz die gesamte Regionalplanung im Plangebiet Chemnitz-Erzgebirge für unwirksam. Da der Planungsverband Südwestsachsen eine vergleichbare planerische Herangehensweise wählte, könnte für diese Planungsregion gleiches gelten. Da im Fall der tatsächlichen Unwirksamkeit beider Planungen keine mit den Regionalplänen verbundene Ausschlusswirkung gilt, erhöhen sich die Erfolgschancen für Windenergieanlagenprojekte in diesen Planungsregionen unter Umständen beträchtlich.

Das BVerwG bestätigte die „erheblichen grundsätzlichen Bedenken“ des Oberverwaltungsgerichtes des Saarlandes gegen die Rechtsverbindlichkeit des Landesentwicklungsplans. Darüber hinaus stellte das OVG die methodische Herangehensweise des Landesentwicklungsplans des Saarlandes in Frage. Auf dieser Grundlage kann der Landesentwicklungsplan Windenergievorhaben nicht entgegen gehalten werden. Diese Auffassung könnte über die Grenzen des Saarlandes auch für Regionalpläne Bedeutung erlangen, da die Regionalplanung deutschlandweit auf ähnliche methodische Planungsansätze zurückgreift.

Das OVG Magdeburg erklärte den Regionalplan Anhalt-Bitterfeld-Wittenberg am 23.07.2009 wegen Abwägungsdefizit für unwirksam. Zwar wurde noch während des Klageverfahrens ein ergänzendes Verfahren zur Behebung der (Abwägungs-)Mängeln durchgeführt, dabei wurde jedoch weder die nunmehr erforderliche Umweltprüfung durchgeführt noch der erforderliche Umweltbericht erstellt. Dieses Urteil ist mit Beschluss des BVerwG vom 21.07.2010 rechtskräftig geworden.

Das VG Stuttgart urteilte am 29.04.2010, dass der Regionalplan Heilbronn-Franken 2020 abwägungsfehlerhaft ist und keine Ausschlusswirkung entfaltet. Insbesondere hielt das Gericht das Abwägungskriterium „Einkreisung von Ortslagen“ (angebliche visuelle Überlastungserscheinungen ab einer bestimmten Anzahl von Vorranggebieten im Radius von 3 km zu Siedlungen) für nicht plausibel und erachtete auch die Festlegung einer Mindeststandortgröße von Vorranggebieten im Regionalplan für sachlich nicht erforderlich und damit abwägungsfehlerhaft.

Mit Urteil vom 03.06.2010 entschied das VG Lüneburg, dass das Regionale Raumordnungsprogramm des Landkreises Lüneburg wegen vollständigen Abwägungsausfalls grob abwägungsfehlerhaft und somit unwirksam ist.

Das Oberverwaltungsgericht Berlin-Brandenburg erklärte mit Urteil vom 14.09.2010 den Regionalplan Havelland-Fläming - Sachlicher Teilplan Windenergienutzung zum zweiten Mal, diesmal wegen Abwägungsfehlern für unwirksam. Der Plan gewährleistet nach Auffassung des OVG weder ein hinreichendes Flächenpotential für die Windenergienutzung noch ist das Verfahren bei der Ausarbeitung des Plankonzepts bzw. die Auswahl der Eignungsgebiete nachvollziehbar.

5. Öffentliches Baurecht

a) Bauplanungsrecht

Mit dem OVG Greifswald hat am 28.03.2008 erstmals eine tiefergehende obergerichtlich Auseinandersetzung mit dem verwaltungsrechtlichen Prioritätsprinzip im öffentlichen Baurecht stattgefunden. Dabei wendet das Gericht grundsätzlich das Prioritätsprinzip an, berücksichtigt aber auch andere Kriterien wie Vertrauensschutzgesichtspunkte. Bestätigt wird dies auch durch zwei aktuelle Beschlüsse des VG Schwerin, das jedoch grundsätzlich Konkurrenzverhältnisse nach eben diesem Prinzip löst.

Das Landesverwaltungsamt Sachsen-Anhalt hat nunmehr bestätigt, dass es sich bei Windenergieanlagen um eine Hauptnutzung in Form eines Gewerbebetriebes handelt und sie deshalb ihrer Art nach in einer als Industriegebiet festgesetzten Fläche grundsätzlich zulässig sind. Diese Klarstellung dürfte über den Zuständigkeitsbereich des Landesverwaltungsamtes Sachsen-Anhalt hinaus Bedeutung erlangen. Vorteil von Windenergieanlagen innerhalb von Industriegebieten ist, dass diesen Anlagen eine eventuelle Ausschlusswirkung von Konzentrationszonen für die Windenergienutzung auf Regionalplan- oder Flächennutzungsplanebene nicht entgegengehalten werden kann.

Die regelmäßig geforderte Sicherheitsleistung für den Rückbau von Windenergieanlagen im Außenbereich bereitet nach wie vor Schwierigkeiten. In vielen Fällen droht den Betreibern insoweit eine finanzielle Doppelbelastung, wenn die Genehmigungsbehörde die Bestellung einer Bürgschaft zu ihren Gunsten fordert und der Betreiber sich bereits gegenüber den Eigentümern der Baugrundstücke verpflichtet hat, die Rückbaukosten durch eine Bürgschaft abzusichern. Durch vertragliche Regelungen kann diesem Problem der finanziellen Doppelbelastung jedoch Rechnung getragen werden.

Hat eine Gemeinde im Flächennutzungsplan Konzentrationszonen für die Windenergienutzung abwägungsfehlerfrei ausgewiesen oder sind etwaige Abwägungsfehler unbeachtlich, dürfen nach der Entscheidung des BVerwG vom 20.05.2010 die einem Windenergievorhaben nach § 35 Abs. 3 S. 1 BauGB entgegenstehenden, auf Planungsebene aber „weggewogenen“ Belange nicht mehr als Genehmigungshindernis bei der Entscheidung über die Zulassung des Vorhabens aktiviert werden. In diesem Urteil entschied das BVerwG zudem, dass im Falle der Ersetzung des gemeindlichen Einvernehmens die Voraussetzungen des § 35 BauGB auf das Rechtsmittel einer Gemeinde hin vom Gericht in vollem Umfang nachzuprüfen sind, d.h. der gerichtliche Prüfungsumfang nicht auf diejenigen Gründe, auf die die Gemeinde die Versagung ihres Einvernehmens gestützt hat, beschränkt ist. Das BVerwG hat damit eine lange strittige Rechtsfrage geklärt.

Bundesverwaltungsgericht hat mit Urteil vom 04. August 2009 die Anforderungen an das vereinfachte Verfahren deutlich heraufgesetzt. Demnach darf auf die Umweltprüfung nur dann verzichtet werden, wenn diese nicht europarechtlich geboten sei, wenn also keine erheblichen Umweltauswirkungen zu erwarten seien. Jede Gemeinde muss nun also vor der Wahl des Verfahrens prüfen, ob erhebliche Umweltauswirkungen im Sinne des europäischen Rechts anzunehmen sind oder nicht.

b) Bauordnungsrecht

Im Rahmen der Überprüfung einer Reduzierung der Abstandsflächen entschied des OVG Koblenz, dass es sich bei der Reduzierungsmöglichkeit nach § 8 Abs. 10 LBauO auf 0,25 H um einen Fall des sogenannten intendierten Ermessens handelt. Dadurch wird der Windenergie größerer Spielraum eröffnet, da somit im Regelfall einer Reduzierung vorgesehen ist, es sei denn es liegen atypische Umstände vor. Das Regel-Ausnahmeverhältnis wird hier zu Gunsten der Windenergieanlagen als Regelfall verstanden. Nach Ansicht des VGH München ist schon mit Blick auf die relativ schmale Bauweise von Windenergieanlagen keine typische bauliche Anlage gegeben und die Verfügbarkeit von Grundstücken, die die Einhaltung der gesetzlichen Abstandsflächen ermöglichen, aufgrund der Höhe moderner Windenergieanlagen knapp, sodass der VGH München bei Windenergieanlagen eine abstandsflächenrechtlich atypische Fallgestaltung annimmt, die die Erteilung von Abweichungen von den Abstandsflächen regelmäßig im unbeplanten Außenbereich rechtfertigen kann.

Nach Auffassung des Verwaltungsgerichts des Saarlandes stellen Windenergieanlagen Gebäude im Sinne der Landesbauordnung dar. Das Verwaltungsgericht Weimar teilt in seinem Beschluss vom 22.12.2010 diese umstrittene Ansicht. Dies hat zur Folge, dass die Errichtung nur dann zulässig ist, wenn die Windenergieanlage in ihrer Gesamtheit auf dem rechtlich gesicherten Baugrundstück „aufsteht“. Dazu gehört nach Meinung des Gerichtes auch die Fläche unterhalb der Rotorblätter! Die Entscheidung des Verwaltungsgerichtes des Saarlandes und des VG Weimar ist jedoch heftig in Diskussion. Derzeit findet eine oberverwaltungsgerichtliche Überprüfung statt.

Der VGH München berechnet die Abstandsflächen von Windenergieanlagen ab einem Kreis um die Mittelachse der Anlage, dessen Radius durch den Abstand des senkrecht stehenden Rotors vom Mastmittelpunkt bestimmt wird, sog. „fiktive Außenwand“.

6. Immissionsschutz

Das OVG Lüneburg hat wichtige Klarstellungen hinsichtlich Schall- und Schattenimmissionen getroffen: Der in Anbetracht der Rechtsprechung des OVG Münster regelmäßig geforderte Sicherheitszuschlag von 2 dB(A) auf den Schallleistungspegel kann danach nicht pauschal gefordert werden. Die in der Rechtsprechung herangezogene Faustformel zum Schattenwurf darf nicht in der Art eines Rechtssatzes angewandt werden. Hiervon ausgehend hat das OVG in dem streitgegenständlichen Fall die Zumutbarkeit einer möglichen täglichen Beschattungsdauer von maximal ca. 32 Minuten mit dem Hinweis auf die Möglichkeit eigener Gegenmaßnahmen durch den Nachbarn bejaht.

Der VGH Kassel hat nun entschieden, dass auch auf einem an den Außenbereich grenzenden Wohngrundstück generell ein Zwischenwert zu bilden ist und bereits der Immissionsrichtwert für Dorf- und Mischgebiete regelmäßig ausreicht.

Zunehmend entscheiden Gerichte, dass unter Umständen bei der Frage nach der immissionsschutzrechtlichen Zulässigkeit von Windenergieanlagen, sogenannte Impulshaltigkeitszuschläge auf die Schallprognose verlangt werden können. Dieser Umstand darf jedoch nach obergerichtlicher Rechtsprechung den grundsätzlichen Genehmigungsanspruch des Antragstellers nicht konterkarieren, so dass es jeweils einer Einzelfallprüfung bedarf und keinesfalls pauschal die Aufnahme von Impulshaltigkeitszuschlägen verlangt werden kann. Auch die Höhe dieser Zuschläge richtet sich nach dem Einzelfall, wird aber im Hinblick auf den Genehmigungsanspruch des Antragstellers nicht zu hoch angesetzt werden dürfen.

7. Luftverkehr

Das Verwaltungsgericht Aachen hat in seinem Urteil eine entscheidende Wende zum Thema Genehmigungsanträge im Umfeld von Flugradaranlagen eingeläutet. Während in der bisherigen Genehmigungspraxis üblicherweise auf pauschale eines etwaigen Sicherheitsrisikos zurückgegriffen wurde, fordert das Verwaltungsgericht erstmals, eine konkrete Gefahr für den Luftverkehr bezogen auf die Auswirkungen der konkret beantragten Windenergieanlage. In diesem Zusammenhang wurde auch entschieden, dass bei bereits vorhandenen Anlagen eine zusätzliche Anlage die etwaig vorhandene Radarbeeinträchtigung nicht vergrößert. Auch die übliche Behauptung der Luftverkehrsbehörden, aufgrund der Radarbeeinträchtigung unentdeckte Kleinflugzeuge könnten die Flugplätze schädigen, genügt nach VG Aachen nicht für die Annahme einer konkreten Gefahr.

Dieses Grundsatzurteil hat das OVG Weimar 2009 sogar für Windenergieanlagen im Bauschutzbereich von Flug- und Landeplätzen bestätigt. Folglich müssen Windenergieanlagen außerhalb des vom Gesetz als besonders störungsanfällig gewerteten Bauschutzbereichs grundsätzlich bei Fehlen einer konkreten Gefahr erst recht zulässig sein.

Das Verwaltungsgericht Minden hat sich 2010 dieser Rechtsprechung angeschlossen. Das Gericht hat in seiner Entscheidung Windenergieanlagen sogar innerhalb der Platzrunde zugelassen und zudem klargestellt, dass die Frist zur Erteilung der Zustimmung nach § 12 Abs. 2 LuftVG nicht stillschweigend verlängert werden kann. An diese fingierte Zustimmung ist die Genehmigungsbehörde gebunden, ihr kommt damit insofern (in bauplanungsrechtlicher Hinsicht) keine eigenständige Prüfungskompetenz zu. Das Gericht hat zudem klargestellt, dass die Empfehlungen der Innenministerkonferenz zu Mindestabständen zum Gegenanflug bzw. Queranflug einer Platzrunde mangels Aufnahme in das LuftVG oder in die hierauf beruhende Verordnungen oder Richtlinien nicht rechtsverbindlich sind. Das VG verlangt eine einzelfallbezogene Risikobewertung.

Das Verwaltungsgericht Hannover hat mit seinem Beschluss vom 21.12.2010 die Anforderungen an das Vorliegen einer Störung einer Radaranlage verschärft. Eine Störung liegt vor, wenn die Windenergieanlage die Funktion des Radars in nicht hinzunehmender Weise nachteilig beeinflussen wird. Hinsichtlich der Frage, wann eine Minderung der Funktionsfähigkeit militärisch hinnehmbar ist, soll der Wehrbereichsverwaltung zwar ein Beurteilungsspielraum zukommen, der aber gerichtlich überprüft wird. Das Gericht hat geklärt, dass die Darlegungslast für die behauptete Störung einer Radaranlage vollumfänglich bei der Bundeswehr liegt. Denn allein sie hat Einsicht in die Funktionsweise ihrer Radaranlagen. Eine bloße Beeinträchtigung oder die bloße Möglichkeit einer Radarbeeinträchtigung reicht keinesfalls aus. Die Darlegungslast der Bundeswehr ist demnach sehr hoch und muss den anerkannten fachlichen Anforderungen bei der Beantwortung naturwissenschaftlicher Fragestellungen entsprechen.

Die Bundeswehr beruft sich zunehmend mit Verweis auf die Funktionssicherheit ihrer Radaranlagen auf § 18a LuftVG, wonach Bauwerke nicht errichtet werden dürfen, wenn dadurch Flugsicherungseinrichtungen gestört werden können. In der Praxis entscheidet - entgegen den Vorgaben des § 30 Abs. 2 S. 3 LuftVG - die Bundeswehr und nicht das Bundesaufsichtsamt für Flugsicherung. Diese umgeht damit die Frist des § 14 LuftVG und damit die Gefahr einer Zustimmungsfiktion. Dies ist rechtswidrig, da für die Entscheidung allein das BAF zuständig ist. Auch eine Entscheidung nach § 18a LuftVG setzt das Vorliegen einer konkreten Gefahr voraus. Denn § 18a LuftVG schützt mit der Sicherheit des Luftverkehrs das gleiche Schutzgut wie § 14 LuftVG, sodass hier der gleiche Prüfungsmaßstab wie bei § 14 LuftVG anzuwenden ist.

Immer wieder stellen sich Bauschutzbereiche, die nach dem LFG der DDR ausgewiesen wurden, als unwirksam heraus, da diese Bauschutzbereich nur dann weitergelten, wenn der Flugplatzbetreiber einen Antrag bei der zuständigen Luftfahrbehörde bis zum 01.03.1999 gestellt hat. Ohne einen solchen Antrag des Flugplatzbertreibers besteht ein solcher Altbauschutzbereich nicht mehr und kann einem Windenergievorhaben nicht entgegengehalten werden.

8. Naturschutz

Die Rechtsprechung tendiert dazu, die bauplanungsrechtlichen Abwägung nach § 35 Abs. 3 Nr. 5 BauGB unter Einbeziehung der speziellen Kriterien des BNatSchG durchzuführen.

Das Bundesverwaltungsgericht und die oberverwaltungsgerichtliche Rechtsprechung nehmen einen Verstoß gegen das Tötungsverbot an, wenn sich das Kollisionsrisiko für die betroffenen Tierarten durch das jeweilige Vorhaben in signifikanter Weise erhöht. Dabei sind Maßnahmen der Kollisionsvermeidung oder Kollisionsminderung bereits in die Betrachtung des Tatbestandes mit einzubeziehen.

Nach aktuellen naturschutzfachlichen Studien im Auftrag/ mit Unterstützung des Bundesumweltministeriums kann das Kollisionsrisiko durchaus durch entsprechende Anlagenkonfiguration und/oder Konfliktminderungsmaßnahmen (zeitweises Abschalten der Anlagen, pflanzliche Vergrämung) erheblich reduziert werden. Dies ist auch in der Rechtsprechung zum Fledermausschutz und auch zum Kranichschutz ausdrücklich anerkannt.

Umstritten ist nach wie vor, ob das Tötungsverbot auch dann verletzt ist, wenn sich das Kollisionsrisiko nur für ein einzelnes Individuum einer Tierart signifikant erhöht oder ob ein Populationsbezug zu fordern ist. Das OVG Münster und das VG Minden sprechen sich hingegen für das Erfordernis einer Gefährdung der lokalen Population aus.

Die Anwendung von pauschalen Abstandskriterien zu Brutplätzen oder sontigen schutzwürdigen Bereichen der Avifauna wird von der überwiegenden Rechtsprechung abgelehnt. So begründen das OVG Lüneburg, das OVG Magdeburg und das OVG Koblenz ihre Entscheidung mit der Erforderlichkeit einer einzelfallbezogenen Prüfung anhand von Gutachten. Lediglich das OVG Weimar bezieht sich in seinem Urteil vom 14.10.2009 (bisher) entscheidungstragend auf pauschale Abstandskriterien.