Inhaltsverzeichnis

Abk  ürzungsverzeichnis  4

Abbildungsverzeichnis   6

Tabellenverzeichnis   7

Anhangsverzeichnis   8

Symbolverzeichnis   10

1.  Einführung in die Arbeit  11

1.1  Ausgangslage der Arbeit  11

1.2  Zielsetzung der Arbeit  11

1.3  Vorgehensweise der Arbeit  12

2  Die Entwicklung der Offshore Windenergie  13

2.1  Der Ursprung der Offshore Windkraft in der Europäischen Union  13

2.2  Die kommerzielle Nutzung der Offshore Windenergie  14

3  Ökologische Transformation des europäischen Energieversorgungssystems  18

3.1  Klimapolitische Ziele der Europäischen Union  18

3.2  Beitrag der Offshore Windenergie zur Erreichung der europäischen  

Klimaschutzziele   20

4  Politische Rahmenbedingungen zur Förderung der Offshore Windenergie  23

4.1  Vergütungssysteme in den europäischen Mitgliedsstaaten  23

4.2  Regelungen zur Netzanbindung in den europäischen Mitgliedsstaaten  27

5  Strategie der deutschen Energieversorger zur Nutzung der Offshore Windenergie  28

5.1  Neuausrichtung der Erzeugungsstrategie.  28

5.2  Rahmenbedingungen der Offshore Windenergie.  30

5.3  Offshore Windparkprojekte der deutschen Energieversorgungsunternehmen  32

5.3.1  Offshore Windparkprojekte der E.ON AG  32

5.3.2  Offshore Windparkprojekte der RWE AG  34

5.3.3  Offshore Windparkprojekte der EnBW AG  37

5.3.4  Offshore Windparkprojekte der EWE AG und der Stadtwerke München  39

2

5.3.5  Offshore Windparkprojekte von Gemeinschaftsunternehmen  40

6  Betriebswirtschaftliche Analyse der geplanten Offshore Windparkprojekte  42

6.1  Analyse der Investitionskosten der geplanten Offshore Windparkprojekte.  42

6.1.1  Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten von der Küstenentfernung  44

6.1.2  Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten von der Wassertiefe  45

6.1.3  Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten von der Turbinengröße  47

6.2  Erwartete Betriebskosten der geplanten Offshore Windparkprojekte  48

6.3  Erwartete Winderträge der geplanten Offshore Windparkprojekte  49

6.4  Bewertung der Ergebnisse der Wirtschaftlichkeitsberechnung  52

7  Schlussbetrachtung und Ausblick  56

8  Literaturverzeichnis  58

9  Verzeichnis der Gesetze  67

10  Anhang  68

3

Abkürzungsverzeichnis

AG Aktiengesellschaft

Art. Artikel

AWZ Ausschließliche Wirtschaftszone

BE Belgien

BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit

BSH Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie

Kohlendioxid CO 2

D Deutschland

DK Dänemark

DOTI Deutsche Offshore-Testfeld und Infrastruktur GmbH & Co. KG

EBITDA Earnings before interest, tax, depreciation and amortization

EEA European Environment Agency

EEG Erneuerbare Energien Gesetz

EEX European Energie Exchange

EG Europäische Gemeinschaft

EnWG Energiewirtschaftsgesetz

EU Europäische Union

EWEA European Wind Energy Association

Fino Forschungsplattform in Nord- und Ostsee

GB Großbritannien

IEA International Energy Agency

IRR Internal Rate of Return

i.V.m in Verbindung mit

IWES Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik

kW Kilowatt

kWh Kilowattstunde

LECs Levy Exemption Certificates

m/s Meter pro Sekunde

4

MW Megawatt

MW el Megawatt elektrisch

NL Niederlande

ROCs Renewable Obligation Certificates

S Schweden

SEA Swedish Energy Agency

SSE Scottish & Southern Energy

t Tonne

TWh Terawattstunde

WEA Windenergieanlagen

5

Abbildungsverzeichnis   

Abbildung  1: Realisierung von Offshore Windparks in Abhängigkeit von  

Standortfaktoren   

Abbildung  2: Installierte Offshore Windparkleistungen  

Abbildung  3: Nationale Ziele für den Anteil der erneuerbaren Energien am  

Bruttoendenergieverbrauch  bis zum Jahr 2020  

Abbildung  4: Nationale Ausbauziele Offshore Windenergie  

Abbildung  5: Vergütungssysteme für regenerative Erzeugungstechnologien innerhalb  

Europas   

Abbildung  6: Vergleich der Volllaststunden in Europa  

Abbildung  7: Entwicklung der Wassertiefe zur Küstenentfernung in der deutschen  

Nord  - und Ostsee  

Abbildung  8: Offshore Windenergieportfolio der E.ON AG  

Abbildung  9: Offshore Windparkstandorte RWE AG  

Abbildung  10: Offshore Windenergieportfolio der RWE AG.  

Abbildung  11: Erschließung der Offshore Windparkprojekte der EnBW AG  

Abbildung  12: Zusammensetzung der Investitionskosten eines Offshore Windparks  

Abbildung  13: Spezifische Investitionskosten in Abhängigkeit zur Küstenentfernung  

Abbildung  14: Spezifische Investitionskosten in Abhängigkeit zur Wassertiefe  

Abbildung  15: Gründungsstrukturen der Offshore Windenergieanlagen  

Abbildung  16: Verwendete Gründungskonzepte der untersuchten Offshore  

Windparks   

Abbildung  17: Spezifische Investitionskosten in Abhängigkeit zur Turbinengröße  

Abbildung  18: Häufigkeitsverteilung der Windgeschwindigkeiten (Fino 1 und Fino 2)  

Abbildung  19: Leistungskennlinie der Areva Wind M5000 Windenergieanlage  

Abbildung  20: Auswirkung des Stauchungsmodells auf die Rentabilität deutscher  

Offshore  Windparks  

6

Tabellenverzeichnis   

Tabelle 1:  Offshore Demonstrationsprojekte von 1990 bis 1998  14

Tabelle 2:  Realisierte Offshore Windparkprojekte in Großbritannien  15

Tabelle 3:  Offshore Windenergievergütung in Frankreich  25

Tabelle 4:  Vergleich der Kosten und Potenziale regenerativer Erzeugungstechnologien  29

Tabelle 5:  Realisierte Offshore Windparkprojekte (2001-2007)  43

Tabelle 6:  Offshore Windparkprojekte der deutschen Energieversorger (2008 - 2014)  44

Tabelle 7:  Ertragskennzahlen der geplanten Offshore Windparkprojekte  51

Tabelle 8:  Rentabilität der untersuchten Offshore Windparks  53

7

Anhangsverzeichnis   

Anhang 1:  Karte Offshore Windparks Nordsee  68

Anhang 2:  Karte Offshore Windparks Ostsee  68

Anhang 3:  Korrelationsberechnung  69

Anhang 4:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Robin Rigg  70

Anhang 5:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Rhyl Flats  70

Anhang 6:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Rødsand II  71

Anhang 7:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Greater Gabbard  71

Anhang 8:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Thornton Bank Phase 1  72

Anhang 9:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Thornton Bank Phase 2  72

Anhang 10:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Thornton Bank Phase 3  73

Anhang 11:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Thornton Bank gesamt  73

Anhang 12:  Wirtschaftlichkeitsberechnung London Array  74

Anhang 13:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Gwynt y Môr  74

Anhang 14:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Alpha Ventus  75

Anhang 15:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Baltic 1  76

Anhang 16:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Bard Offshore 1  77

Anhang 17:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Borkum West II  78

Anhang 18:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Nordsee Ost  79

Anhang 19:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Baltic 2  80

Anhang 20:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Global Tech 1  81

Anhang 21:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Dan Tysk.  82

Anhang 22:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Alpha Ventus EEG 2012 Stauchungsmodell  83

Anhang 23:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Baltic 1 EEG 2012 Stauchungsmodell  84

Anhang 24:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Bard Offshore 1 EEG 2012 Stauchungsmodell  85

Anhang 25:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Borkum West II EEG 2012 Stauchungsmodell  86

Anhang 26:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Nordsee Ost EEG 2012 Stauchungsmodell  87

Anhang 27:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Baltic 2 EEG 2012 Stauchungsmodell  88

8

Anhang 28:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Global Tech 1 EEG 2012 Stauchungsmodell  89

Anhang 29:  Wirtschaftlichkeitsberechnung Dan Tysk EEG 2012 Stauchungsmodell  90

9

Symbolverzeichnis

C Cashflow

E Bruttowindenergieertrag

h Stunde

i interner Zinsfuß

N Summe der Zahlungsströme

P(v) elektrische Leistung

t Jahr

v Windgeschwindigkeit

10

1. Einführung in die Arbeit

1.1 Ausgangslage der Arbeit

In der Geschichte der Menschheit dominierte die Nutzung der erneuerbaren Energien die Energieversorgung der Bevölkerung über Hunderte von Jahren. Bis in das 18. Jahrhundert wurde die Wärmeerzeugung vor allem durch die Verbrennung von Holz und die benötigte mechanische Arbeit durch die Nutzung von Wasser- und Windkraft sowie mit Hilfe von Arbeitstieren gedeckt.

Der Beginn der industriellen Revolution leitete gleichzeitig auch das Zeitalter der fossilen Energieversorgung ein, das von der Substitution der bisher genutzten regenerativen Energiequellen durch die verstärkte Förderung und Verbrennung von Kohle geprägt war. Die Verwertung von weiteren fossilen Energieträgern wie Erdöl und Erdgas sowie die friedliche Nutzung der Kernenergie führten zu einer dauerhaften Wandlung der Energieversorgung der Industriestaaten, die bis heute vor allem durch die beherrschende Stellung der fossilen Energieträger am Primärenergieverbrauch gekennzeichnet ist. 1

Jedoch neigt sich das Zeitalter der billigen konventionellen Energieversorgung aufgrund der negativen Auswirkungen auf das Weltklima und der Endlichkeit der fossilen Energieträger dem Ende zu, sodass ein erneuter Wandel des Energiesystems durch die Renaissance der erneuerbaren Energien notwendig ist, um auch in Zukunft eine bezahlbare, sichere und klimaverträgliche Energieversorgung gewährleisten zu können. 2

Neben bereits etablierten erneuerbaren Energietechnologien wie der Wasserkraft und der Windkraft an Land soll insbesondere die Offshore Windenergie eine entscheidende Rolle bei der Neuausrichtung des Energieversorgungssystems einnehmen. Dem großen Potenzial der relativ jungen Erzeugungstechnologie und dem wachsenden Interesse der Energieversorger stehen jedoch lediglich geringe Erfahrungswerte bezüglich der zu erwartenden Rendite und dem damit verbundenen Risiko gegenüber.

1.2 Zielsetzung der Arbeit

Das Ziel der vorliegenden Arbeit ist es aufzuzeigen, warum deutsche Energieversorgungsunternehmen bei der Neuausrichtung ihrer Erzeugungsstrategie verstärkt in die Offshore Windenergietechnologie investieren und welche Faktoren die wirtschaftliche Attraktivität der Offshore Windparkprojekte beeinflussen.

¹ Vgl. Quaschning (2010), S. 14 ff.

² Vgl. Zerta et al. (2011), S. 7.

11

1.3 Vorgehensweise der Arbeit

Vor diesem Hintergrund erfolgt zu Beginn eine Einführung über den bisherigen Verlauf des Ausbaus der Offshore Windenergie innerhalb Europas, wobei der Schwerpunkt sowohl auf der technischen Entwicklung der Windkraftanlagen als auch auf dem derzeitigen Stand der kommerziellen Nutzung der Offshore Windenergie in den Meeresanrainerstaaten der Nord- und Ostsee liegt.

Dem folgt im 3. Kapitel eine Darstellung der klimapolitischen Ziele der Europäischen Union und der daraus resultierenden Notwendigkeit, den ökologischen

Transformationsprozess des Energieversorgungssystems fortzusetzen. Besonders hervorgehoben wird dabei die Nutzung des Offshore Windenergiepotenzials, das einen wichtigen Beitrag zur Erreichung der nationalen und europäischen Klimaschutzziele leisten soll.

Das 4. Kapitel setzt sich anschließend mit den unterschiedlichen politischen Rahmenbedingungen der europäischen Mitgliedsstaaten zur Förderung der Offshore Windenergie auseinander, wobei zwischen den staatlichen Vergütungssystemen und Regelungen zur Übernahme der Netzanbindungskosten differenziert wird.

Innerhalb des 5. Kapitels erfolgt eine Untersuchung der Neuausrichtung der Erzeugungsstrategie der deutschen Energieversorgungsunternehmen. Dabei wird das Potenzial der Offshore Windenergie im Vergleich zu diversen erneuerbaren Energietechnologien aufgezeigt. Im Anschluss erfolgt auf Basis von öffentlich zugänglichen Quellen eine ausführliche Übersicht über die bereits realisierten und geplanten Offshore Windparkprojekte der deutschen Energieversorgungsunternehmen.

Im 6. Kapitel liegt der Fokus auf der Darstellung der wirtschaftlichen Attraktivität der Offshore Windparkprojekte der deutschen Energieversorgungsunternehmen. Im Zuge einer Regressionsanalyse wird dabei die Abhängigkeit der spezifischen Investitionskosten eines Offshore Windparks von den Faktoren der Küstenentfernung, der Wassertiefe und der Turbinengröße analysiert. Daneben bildet die Bestimmung der zu erwartenden Betriebskosten und der Erträge die Grundlage für die Bewertung der Rentabilität der Offshore Windparkprojekte.

Im letzten Kapitel der Arbeit werden sämtliche gewonnenen Erkenntnisse in einer Schlussbetrachtung nochmals explizit hervorgehoben.

12

2 Die Entwicklung der Offshore Windenergie

2.1 Der Ursprung der Offshore Windkraft in der Europäischen Union

Die Nutzung der Windenergie hat in den letzten 20 Jahren eine rasante Wachstumsdynamik erfahren und kann in zahlreichen europäischen Staaten durchaus als Erfolgsgeschichte angesehen werden. Seit der Errichtung erster kommerzieller Windkraftanlagen Anfang der 90er Jahre hat sich diese Erzeugungstechnologie zu einem festen Bestandteil, sowohl der deutschen als auch der europäischen Energieversorgung, entwickelt. So waren nach Angaben des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) bis zum Ende des Jahres 2009 mit 25.777 Megawatt über ein Drittel der gesamten europäischen Windkraftleistung innerhalb der Bundesrepublik Deutschland installiert. Durch die Erzeugung von insgesamt 38,6 Terawattstunden Strom konnten die 21.164 deutschen Windenergieanlagen mit einem Anteil von 6,6 Prozent am Bruttostromverbrauch ³ maßgeblich zu einem umweltfreundlicheren Energiemix beitragen. ⁴ Außerhalb von Deutschland leistete die Windenergie aber auch in Dänemark und Portugal, mit einem Anteil von 24 beziehungsweise 14,8 Prozent am gesamten Stromverbrauch, einen wichtigen Beitrag zur nationalen Energieversorgung. 5

Nach der erfolgreichen Entwicklung der Windenergie an Land ist in den letzten Jahren auch die Möglichkeit der Windenergienutzung auf dem Meer bereits Realität geworden. Die Ursprünge der Offshore Windenergie gehen dabei bis Anfang der 70er Jahre zurück, als erste Studien in Dänemark die Möglichkeit der Nutzung des Windenergiepotenzials auf dem offenen Meer untersuchten. ⁶ Die praktische Umsetzung der erzielten Erkenntnisse erfolgte schließlich Anfang der 90er Jahre mit der Errichtung der ersten 220 Kilowatt Demonstrationsanlage Nogersund mit 250 Metern Entfernung von der schwedischen Küste und der Realisierung des weltweit ersten, aus elf Windenergieanlagen bestehenden, Offshore Windparks Vindeby (4,95 MW) vor der Küste Dänemarks. ⁷ Die gewonnenen Betriebserfahrungen von weiteren Pilotprojekten in Dänemark, Schweden und den Niederlanden (siehe Tabelle 1) zeigten jedoch, dass die Wirtschaftlichkeit für die kommerzielle Nutzung von Offshore Windparks in größerer Entfernung zur Küste und in höheren Wassertiefen aufgrund der hohen Baukosten noch nicht gegeben war. Erst die Entwicklung der Windkraftanlagen der Megawattklasse

³ Der Bruttostromverbrauch in der Bundesrepublik Deutschland betrug im Jahr 2009 580 Terawattstunden.

⁴ Vgl. BMU (2010), S. 21 ff.

⁵ Vgl. EWEA (2011), S. 11.

⁶ Vgl. Kruppa (2007), S. 106.

⁷ Vgl. Kühn (2002), S. 77.

13

Anfang des 21. Jahrhunderts leitete den Beginn der kommerziellen Nutzung der Offshore Windenergie ein. 8

Tabelle 1: Offshore Demonstrationsprojekte von 1990 bis 1998

Quelle: Hau (2008), S. 710

2.2 Die kommerzielle Nutzung der Offshore Windenergie

Insbesondere in Dänemark löste die technische Weiterentwicklung der Windkraftanlagen einen ersten Boom im Ausbau der Offshore Windenergie aus. So wurden allein im Zeitraum von 2001 bis 2004, nach Angaben des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik (Fraunhofer IWES), 182 Windenergieanlagen mit einer Gesamtkapazität von 388,6 Megawatt in einer Entfernung von bis zu 17 Kilometern vor dem dänischen Festland errichtet. ⁹ Jedoch zeigten im Jahre 2004 die technischen Probleme am Offshore Windpark Horns Rev (160 MW), die den Austausch sämtlicher 80 Gondeln aufgrund von defekten Transformatoren und Generatoren verursachten, mit welchen Herausforderungen und Risiken der Offshore Einsatz verbunden ist. 10

Trotz der negativen Erfahrungen in Dänemark wurde der Ausbau der Offshore Windenergie weiter vorangetrieben. Die folgende Entwicklung vollzog sich jedoch zunehmend in Großbritannien, da die vorherrschenden Standortbedingungen ähnlich wie in Dänemark eine Projektrealisierung in geringer Entfernung zum Festland und in geringer Wassertiefe ermöglichten. ¹¹ Daneben waren die in Großbritannien tätigen

⁸ Vgl. Hau (2008), S. 710.

⁹ Vgl. Fraunhofer IWES (2009), S. 11.

¹⁰ Vgl. Lönker (2004), S. 22.

¹¹ Vgl. Richter (2009), S. 11.

14

Energieversorger, aufgrund staatlich verordneter Quoten zur Einspeisung von Ökostrom, verpflichtet in regenerative Erzeugungstechnologien zu investieren.

In Kombination mit einer attraktiven Vergütung des durch Offshore Windenergieanlagen erzeugten Stroms und einem Zuschuss von 10 Millionen Pfund für die Fertigstellung der ersten Offshore Windparks erwiesen sich die Projekte der 1. Ausschreibungsrunde der Britischen Krone für die Energieversorger als besonders interessant. Genau wie in Dänemark erfolgte der Einstieg Großbritanniens in die Offshore Technologie durch die Inbetriebnahme des Pilotprojektes Blyth (4 MW) im Jahre 2001. Basierend auf den gewonnenen Erkenntnissen der Pilotanlage konnte der erste kommerzielle Windpark North Hoyle (60 MW) bereits im Jahr 2004 den Betrieb vor der Küste von Wales aufnehmen. ¹² Bis Ende 2010 konnten somit bis auf das Projekt Teesside (90 MW) alle ausgeschriebenen Vorhaben der 1. Vergaberunde erfolgreich umgesetzt werden (siehe Tabelle 2).

Durch die zusätzliche Inbetriebnahme der ersten Offshore Windparkprojekte der 2. Ausschreibungsrunde - Gunfleet Sands II (64,8 MW) und Thanet (300 MW) ¹³ - ist Großbritannien mit einer Gesamtkapazität von 1.341,2 Megawatt bis heute führend im Betrieb von Offshore Windenergieanlagen. 14

Tabelle 2: Realisierte Offshore Windparkprojekte in Großbritannien

Quelle: eigene grafische Darstellung basierend auf Daten von EWEA (2010), S. 4 und The Crown Estate

(2010)

Abgesehen von Großbritannien und Dänemark ist auch weiteren europäischen Staaten der kommerzielle Einstieg in die Offshore Windenergieerzeugung durch die Realisierung

¹² Vgl. Lönker & May (2005).

¹³ Thanet ist mit einer Leistungskapazität von 300 MW derzeit der größte Offshore Windpark der Welt.

¹⁴ Vgl. EWEA (2010), S. 4.

15

erster Projekte gelungen. Der Anfang wurde dabei im Jahre 2003 in Irland unter dem erstmaligen Einsatz von sieben Windturbinen der 3-Megawattklasse im Windpark Arklow Bank 1 (25 MW) gemacht. ¹⁵ Ab 2007 setzten auch zunehmend die skandinavischen Staaten Schweden und Finnland die positiven Betriebserfahrungen anderer europäischer Länder mit Offshore Windparks in die ersten kommerziellen Projekte Lillgrund (110,4 MW), Kemi Ajos 1+2 (24 MW) und Gässlingegrund (30 MW) um. ¹⁶ Aufgrund der rasanten Weiterentwicklung der Offshore Technologie wurden ab 2007 aber auch zunehmend Projekte unter ungünstigeren Standortbedingungen zuerst in den Niederlanden, anschließend in Belgien und letztendlich in Deutschland realisiert (siehe Abbildung 1). 17

Abbildung 1: Realisierung von Offshore Windparks in Abhängigkeit von Standortfaktoren

Quelle: eigene grafische Darstellung basierend auf Daten des Fraunhofer IWES (2010)

Herauszuheben sind dabei die 2010 fertiggestellten Offshore Windparkprojekte Belwind Phase 1 (165 MW) und der erste Offshore Windpark innerhalb der deutschen Hoheitsgewässer Alpha Ventus (60 MW), die jeweils in einer Entfernung von mehr als 40 Kilometern vor der Küste in einer Wassertiefe von über 30 Metern errichtet wurden. Während im belgischen Windpark auf bewährte Windenergieanlagen der 3-Megawattklasse zurückgegriffen wurde, kamen beim deutschen Pionierprojekt zwölf Windenergieanlagen der 5-Megawattklasse zum Einsatz, mit denen bisher nur im Testfeld

¹⁵ Vgl. General Electric (2003).

¹⁶ Vgl. EWEA (2010), S. 2 ff.

¹⁷ Vgl. Fraunhofer IWES (2009), S. 26.

16

Beatrice (10 MW) in Großbritannien und im Offshore Windpark Thornton Bank (30 MW) in Belgien Betriebserfahrungen gesammelt wurden. 18

Insgesamt befanden sich somit nach Angaben der European Wind Energy Association (EWEA) bis Ende 2010 1.136 Offshore Windenergieturbinen mit einer kumulierten Leistung von 2.946 Megawatt im Betrieb, wodurch unter normalen Windbedingungen rund 11,5 Terawattstunden produziert werden könnten. Regional ist die Entwicklung innerhalb der neun europäischen Staaten jedoch unterschiedlich weit vorangeschritten. Während die Pionierstaaten Dänemark und Großbritannien zusammen rund 75 Prozent der installierten Offshore Windenergieleistung unter sich vereinen, befindet sich die Entwicklung in den restlichen europäischen Küstenstaaten noch am Anfang (siehe Abbildung 2). 19

Abbildung 2: Installierte Offshore Windparkleistungen

Quelle: eigene grafische Darstellung basierend auf Daten der EWEA (2010), S. 1 ff.

Inwieweit der Ausbau der Offshore Windenergie in den einzelnen Staaten auch in der Zukunft weiter voranschreiten wird, ist dabei sowohl von der weiteren technischen Entwicklung als auch von den politischen Rahmenbedingungen auf europäischer und nationaler Ebene abhängig, die einen maßgeblichen Einfluss auf die Wirtschaftlichkeit der Projekte haben.

¹⁸ Vgl. Weinhold (2009).

¹⁹ Vgl. EWEA (2011a).

17

3 Ökologische Transformation des europäischen Energieversorgungssystems

3.1 Klimapolitische Ziele der Europäischen Union

Mit der Mitteilung der Kommission vom 10.01.2007 an den Europäischen Rat und das Europäische Parlament hat sich die Europäische Union auf eine gemeinsame Energiepolitik verständigt. Ziel ist es, die steigenden Herausforderungen der Energieversorgung - die hohe Importabhängigkeit von Energierohstoffen, steigende Energiepreise und den Klimawandel - durch eine gemeinsame Energiestrategie zu bewältigen. Um auch in Zukunft eine bezahlbare und sichere Energieversorgung zu gewährleisten, sieht der gemeinsame Aktionsplan vor, die Energiewirtschaft in einen hocheffizienten und emissionsarmen Wirtschaftszweig umzugestalten. ²⁰ Die Europäische Union strebt dabei eine signifikante Reduzierung des Verbrauchs von fossilen Energieträgern an, der als eine direkte Ursache für den von der Menschheit verursachten Klimawandel angesehen werden. 21

Als erster Schritt zur Eindämmung des Klimawandels wird das 1997 unterzeichnete Kyoto-Protokoll angesehen, indem sich alle damaligen 15 Mitgliedsstaaten der Europäischen Union zu einer Reduktion der Treibhausgasemissionen um insgesamt 8 Prozent im Vergleich zum Niveau von 1990 verpflichteten. Die Lastenverteilung der übernommenen Verpflichtungen erfolgte hierbei in Abhängigkeit der volkswirtschaftlichen Entwicklungen der einzelnen Mitgliedsstaaten. Deutschland stimmte demnach einer Verringerung der Emissionen um 21 Prozent zu und leistet somit zusammen mit Luxemburg (28 Prozent) und Dänemark (21 Prozent) den größten Beitrag zur Reduktion der Treibhausgase innerhalb der Europäischen Union. 22

Die im Kyoto-Protokoll festgelegte einheitliche europäische Klimapolitik wurde durch die Formulierung der gemeinsamen europäischen Strategie zur Begrenzung des globalen Klimawandels auf zwei Grad Celsius mit konkreten Maßnahmen zur Eindämmung der Erderwärmung weiter vorangetrieben. In diesem gemeinsamen Klima- und Energiepaket („20-20-20“-Strategie) verpflichteten sich alle 27 EU-Mitgliedsstaaten bis zum Jahr 2020 die Treibhausemissionen um mindestens 20 Prozent gegenüber dem Niveau von 1990 zu verringern. Daneben erklärt sich die Europäische Union dazu bereit, ihr Emissionsreduktionsziel auf insgesamt 30 Prozent zu erhöhen, sofern andere Industrieländer und die Entwicklungsländer sich ebenfalls zu einem angemessenen Beitrag zur Verminderung der Treibhausgase verpflichten würden. Die Verringerung der Treibhausgase soll vor allem durch die Ausweitung des seit 2005 bestehenden

²⁰ Vgl. Kommission der Europäischen Gemeinschaften (2007), S. 3 ff.

²¹ Vgl. Lars, Heun-Rehn & Dratwa (2010), S. 106 ff.

²² Vgl. Oberthür & Ott (2000), S. 200 ff.

18