Dänemark: Das politisch-administrative System in Periode 4

Der Regierung war, trotz der Kalifornien-Episode, weiterhin an der Förderung des Sektors gelegen. Im April 1990 kündigte sie an, dass in Dänemark bis zum Jahr 2005 mindestens 1.500MW Windanlagenkapazität installiert werden soll (Kamp 2002, 167). Dazu mussten zunächst Maßnahmen zur Stabilisierung der Industrie getroffen werden. Exportmöglichkeiten mussten geschaffen, der Inlandmarkt angekurbelt werden. Flankierend wurde ein neues Zertifizierungsverfahren entwickelt, wodurch das Vertrauen potenzieller Windanlagenkäufer in die Technologie wieder hergestellt werden sollte. Ein Problem des Inlandmarktes bestand in knapper werdenden Standorten. Zusätzlich kam es vermehrt zu Protesten der Anrainer, die mit der Ansiedelung von Windparks, insbesondere wenn diese von den EVU betrieben werden sollten, nicht einverstanden waren. Durch Einführung eines Planungssystems, versuchte die Regierung, Kommunen bei der Entscheidung über die Errichtung neuer Windanlagen stärker einzubeziehen. Der Widerspruch zwischen Windmüllern und EVU existierte noch immer. Mit dem Windenergiegesetz von 1992 bemühte sich der dänische Staat um Vermittlung zwischen beiden Akteuren.

Regeneration der Branche

Die dänische Gesellschaft vertraute weiterhin auf die Windindustrie. Man ging davon aus, dass die Technologie auf einer soliden Basis beruhte und sich zukünftig durchsetzen werde.

Die Welle der Pleiten wurde von vielen als Ausdruck üblicher Reifungsprozesse neuer Technologien in marktbasierten Ökonomien bewertet (van Est 1999, 93). Staatliche Unterstützung hatte guten Anteil daran, dass sich die Brache rasch zu erholen vermochte. Die folgende Tabelle 2.4.1a zeigt inwiefern bereits seit 1988/89, nach Überwindung der Talsohle von 1987, von einer deutlichen Regeneration gesprochen werden kann.

Tab. 2.4.1a Krise und Regeneration der Windanlagenindustrie

Jahr Gesamtumsätze (Mio.

DKK) Heimmarkt (Mio.

DKK) Exportmarkt (Mio.

DKK) Beschäftigung

(Mitarbeiter)

1982 94 64 30 200

1983 343 43 300 500

1984 895 95 800 1100

1985 2275 175 2100 3300

1986 1460 160 1300 2000

1987 570 170 400 900

1988 630 420 210 1200

1989 840 400 440 1200

Quelle: Heymann 1995, 407

Verglichen mit dem Vorjahr wird der Export im Jahr 1989 verdoppelt. Die Erschließung neuer Märkte im Ausland ist ein wichtiger Baustein zur Überwindung der Krise. Mit Unterstützung der Entwicklungshilfeorganisation DANIDA werden bereits seit 1985 Windanlagen nach Indien verkauft. Im Jahr 1989 beträgt der nach Indien gelieferte Anteil des

Exports sogar 35% (Heymann 1995, 417). Für dänische Hersteller war es zudem sehr vorteilhaft, dass in der zweiten Hälfte der 80er Jahre allmählich neue Märkte in west- und südeuropäischen Ländern entstehen (s.u.). Gefördert wurde dieser Prozess durch EU und DANIDA.²⁴³

Zum Teil kann die Krise 1988 durch einen Wachstumsschub der Inlandnachfrage abgefedert werden. Gut 30MW werden in dem Jahr allein durch Stromkonzerne installiert (vg. Tab.

2.3.2e). Die Unterstützung privater Anlagenkäufer bleibt in etwa konstant. Zwar wird die Investitionsförderung Anfang 1989 auf zehn Prozent reduziert und im August des Jahres gänzlich abgeschafft. Auf der anderen Seite wird die Energiesteuer, von der die Windmüller trotz fallender Energiepreise ausgenommen waren, nicht gesenkt. Infolgedessen erhöhte sich die Rückvergütung, welche an die Energiesteuer gekoppelt war. 1989 erreichte sie 23 Öre pro Kilowattstunde. Durch steigende Strompreise erhielten die Windmüller 1989 eine Gesamtvergütung von 60 Öre/kWh, etwa doppelt so viel wie 1985 (Hantsch 1998, 56).

Ein neues Zertifizierungssystem

Allein die Förderung neuer Absatzchancen im In- und Ausland und die organisatorische Restrukturierung der Industrie reichten nicht hin um sämtliche Zweifel auszuräumen, dass es erneut zum Auftreten vergleichbarer Pannen wie in Kalifornien hätten kommen können. Um dänische Hersteller gegen die wachsende Konkurrenz, insbesondere aus Japan zu schützen,²⁴⁴ gründete die dänische Regierung 1991 eine Versicherungsgesellschaft (Vindmoellebranches Garanti A/S), durch welche speziell die Exportgeschäfte abgesichert werden sollten. Dafür werden staatliche Bürgschaften in Höhe von 750 Mio. DKK. zur Verfügung gestellt. Eine wichtige Lehre, die aus dem ruinösen Kalifornien-Export gezogen wird besteht in der Erkenntnis, dass das geltende Zertifizierungssystem nicht hinreichte. Darin wurden die Produkte vor allem auf technische Aspekte des Designs und Berechnungsgrundlagen geprüft.

Außerdem bemängelte man, dass ein Zertifikat zu leicht erhältlich gewesen wäre. Stattdessen sollte ein Prüfverfahren den gesamten Prozess bewerten, in den die Hersteller beim Verkauf involviert sind: vom Anlagendesign, über Produktion, Transport und Installation, bis zur Wartung und erforderlichen Reparaturen. Bekannte Prüfungsfirmen wie Germanischer Lloyd und Det Norske Veritas treten jetzt in den Sektor ein und bieten frühzeitig die Durchführung umfassenderer Zertifizierungsverfahren an. Unabhängig davon fordern DV und beteiligte Versicherungsunternehmen die Entwicklung eines neuen einheitlichen Systems, welches die Qualitätsstufe dänischer Windanlagen mit den internationalen Standards der Industrie zur Deckung bringen sollte. Zu diesem Zweck richtet die Energieagentur der Regierung eine Arbeitsgruppe ein. In Kooperation mit Versicherungs- und Zertifizierungsfirmen, Teststation Risoe und Turbinenherstellern wird 1991 ein neues Verfahren eingeführt. Bis die Arbeitsgruppe das über 300 Seiten umfassende Dokument herausgibt (zuvor waren es 50 Seiten) vergehen zwei Jahre (van Est 1999, 94f.). Seit dem 11. Mai 1991 muss jede zu installierende WEA zunächst diesem Verfahren, dass von der Teststation in Risoe, oder anderen autorisierten Einrichtungen durchzuführen war, unterzogen werden (Kamp 2002, 164). Das Verfahren enthält drei Einzelgenehmigungen: eine allgemeine Genehmigung des

243 Vestas, nach dem Konkurs als ,Vestas, Danish Wind Technology' wiedergründet und Danwin, sind 1989 noch immer auf dem kalifornischen Markt aktiv (WPM 10/89, 8) Zu den neuen Märkten zählt auch Ägypten.

DANIDA hat Anfang 1991 DKK 35,3 Mio. ($ 6,3 Mio.) für ein Windkraftentwicklungsprogramm in Ägypten zur Verfügung gestellt (WPM 3/91, 20). Ein Sprecher von Risoe betont, dass bei dem Projekt ökonomische Aspekte nicht im Vordergrund gestanden hätten: ,This is not a project aimed at fabricating wind turbines, but at providing Egypt with socially economic electricity.' (ebd.)

244 Große japanische Unternehmen wie Mitsubishi, Sumito und Yamaha hatten sich als Hersteller zuverlässiger Windanlagen auf dem internationalen Markt etabliert (van Est 1999, 94).

Designs, eine für die Qualitätskontrolle der Produktion sowie jeder einzelnen WEA sowie eine Installationsgenehmigung (Kamp 2002, 165).²⁴⁵

Die Einführung dieses strengeren und differenzierteren Verfahrens verschafft der Windanlagentechnik eine stabile Vertrauensbasis. Nach einem zwischenzeitlichen Bedeutungsverlust kommt Risoe erneut eine wichtige Rolle zu. Die technische Ausrüstung musste aktualisiert werden. Hier kann Risoe auf die Testeinrichtung (bspw. einen Testring für Flügel bis 20m Länge) des Rotorendesigners Grove-Nielsen zurückgreifen, der zuvor für das in Konkurs gegangene Unternehmen Alternegy tätig war.²⁴⁶

Das Windenergiegesetz von 1992

Sowohl die Kontinuität der Förderbedingungen als auch die verbesserte Situation hinsichtlich der Anlagenqualität sind zwei wichtige Voraussetzungen, weshalb sich der Binnenmarkt in der Periode 1988 bis 1991 auf hohem Niveau stabilisieren kann. Trotz aller Errungenschaften, die auf dem Sektor erreicht werden, gerät der Binnenmarkt 1992 in eine Krise. Der noch immer schwelende Konflikt zwischen Windmüllern und EVU entflammte erneut. Zwar entfalteten manche EVU, gemäß ihrer Verpflichtung (100MW-Abkommen), einige Aktivitäten. Eine möglicherweise daraus abzuleitende positive Grundeinstellung gegenüber der neuen Technologie, darf keinesfalls dahingehend missverstanden werden, dass sich die EVU mit der wachsenden Zahl privat betriebener WEA arrangiert hätten. Am deutlichsten manifestiert sich der Konflikt im Streit über Verteilung und Höhe der Installationskosten. Die Versorger hielten diese für unterbewertet und forderten daher eine Erhöhung um 300%.

Darüber hinaus wollten sie die Regelung beenden, der zufolge sie sich zu 35% an den Kosten zu beteiligen hatten. Dem Ergebnis einer vom Energieministerium in Auftrag gegebenen Studie widersprechend, sind die EVU der Meinung, die Windmüller würden für ihre Investitionen Renditen von 26% pro Jahr einstreichen (Hantsch 1998, 68).²⁴⁷ Im Zuge dieser Auseinandersetzungen war in der Branche eine starke Verunsicherung eingetreten, was 1992 zum Eintritt in einer erneute Krise führt (vg. Tab. 2.4).

Typisch für die Konfliktkultur des Landes ist das Suchen und zumeist Finden einer für die Konfliktparteien akzeptablen Lösung, ohne dass staatliche Institutionen eingreifen müssten.

Solche Verhandlungslösungen können in den Auseinandersetzungen zwischen Windmüllern und Energiewirtschaft bereits 1979 und 1984 beobachtet werden (s.o.). Dieses Mal scheiterten die Verhandlungen jedoch endgültig im Februar 1992. Insbesondere über die Frage der Anschlusskosten konnte keine Einigung erzielt werden.²⁴⁸

Daraufhin kam es erstmals zu einer gesetzlichen Regulierung. Das vom Parlament am 7.

Oktober 1992 beschlossene Windenergiegesetz (Vindmoelleloven, Nr. 837) trat am 1.

November des Jahres in Kraft. Von nun mussten die Anlagenkäufer die gesamten Anschlusskosten selbst tragen. Dafür verpflichtete das Gesetz die Elektrizitätswerke dazu, für

245 In der Designgenehmigung werden allgemeine Stabilität, Sicherheit und elektrisches System geprüft. Bei der Produktgenehmigung wird sowohl jedes einzelne Produkt getestet, als auch Qualität der Produktion insgesamt.

Die Installationsgenehmigung berücksichtigt bisherige Erfahrungen mit Schadensfällen und Reparaturen. Sie bewertet Transport, Installation und Wartung (ebd., 164f.)

246 Infolge der Pleite Alternegys bleibt die Firma Grove-Nielsen Lizenzgelder in Höhe von 1,3 Mio. DKK schuldig. Für ihn war es ein günstiger Zufall, dass Risoe zu dieser Zeit auf der Suche nach neuer Prüftechnik war. Nur durch Unterstützung seitens des Umweltministerium und privater Sponsoren kann ein Minimalbetrieb der Anlage aufrechterhalten werden. Schließlich übernimmt Risoe die Leitung der Anlage, die von der

Teststation zunächst gemietet, bevor sie 1996 von ihr erworben wird (Beuse et al. 2000, 148).

247 Demgegenüber besagt die Studie, dass Einzelbetreiber mit einer Verzinsung von durchschnittlich fünfeinhalb und Beteiligungen mit gut elf Prozent rechnen durften. Bei einer üblichen Beteiligung in Höhe von 8000kWh, einer Investition von 28.000 DKK und einer Laufzeit von 15 Jahren, ergibt sich ein jährliches Zusatzeinkommen von 1.500 DKK (Hantsch 1998, 6f.).

248 Während DV und FDV anboten, dass sich die Windmüller mit 200.000 DKK an den Installationskosten einer 225kW-Turbine beteiligten, forderten die EVU 300.000 DKK (Hantsch 1998, 68f.).

alle Netzerweiterungen und -verstärkungen, die aufgrund der Stromeinspeisung durch WEA erforderlich würden, aufzukommen. Begründet wird diese Regelung damit, dass das Stromnetz künftig nicht mehr nur als Verteilungs-, sondern auch als Stromaufnahmenetz für dezentrale Kraftwerke fungieren sollte. Hintergrund dieser Neustrukturierung ist die wachsende Zahl dezentraler Kraftwerkskapazitäten aus Windkraft- und Kraft-Wärme-Kopplung.

Die 1984 eingegangene Verpflichtung der EVU, den von Windkooperativen eingespeisten Strom mit 85% des Strompreises zu vergüten, wurde nun auch auf Einzelbetreiber, die zuvor 70% erhielten, ausgedehnt. Den damaligen Strompreisen entsprechend, lag die Vergütung bei 36 Oere. Die bisherige Obergrenze für die eingespeiste Energie besagte, dass niemand mehr als 135% des Eigenverbrauchs, mindestens jedoch 9.000kWh produzieren durfte. Das Windenergiegesetz vergrößerte das Quantum auf 150%. Während die Besitzer einer WEA bisher alle aus der nächstgelegenen Gemeinde stammen mussten, durften sich nun auch Bewohner der Nachbargemeinden beteiligen. Die Leistungsobergrenze für den Betrieb einer WEA durch Einzelpersonen wurde auf 250kW ausgedehnt. Erstmalig bestand für Unternehmen die Möglichkeit, sich unter denselben Voraussetzungen an Windkraftprojekten zu beteiligen wie reale Personen (Hantsch 1998, 70).

Das Windenergiegesetz spiegelt in seiner Gestaltung einen Reifungsprozess der Technologie wider. Zum einen wird durch die teilweise Reinterpretation des Netzes, als Sammlungsnetz für dezentrale Energien, erstmals anerkannt, dass Windkraft nicht nur der lokalen Versorgung dient. Vielmehr wird sie neben der Kraft-Wärme-Kopplung zu einer integralen Komponente im Dezentralisierungsprozess des dänischen Stromsystems (vg. Kap. 4). Zum andern bestätigt das Gesetz, mit seiner Festschreibung der Einspeisetarife auf 85% des Strompreises, die sukzessive Abkehr von direkter Förderung der Windkraft durch anteilige Zuschüsse.²⁴⁹ In dieselbe Richtung wies bereits die Befreiung der Windmüller von der Energiesteuer, welche sogar teilweise rückvergütet wurde. Beiden Regelungen ist gemeinsam, dass sich Investitionen in Windkraft nicht länger z.T. durch den Kaufakt als solchen amortisieren, sondern ausschließlich durch Energieproduktion. Diese Entwicklung stellt den vorläufigen Endpunkt²⁵⁰ einer Entwicklung dar, in der sich Turbinenkäufer zunehmend auf die Funktionsfähigkeit der Windanlage verlassen müssen und direkte staatliche Fördermaßnahmen einen geringeren Stellenwert einnehmen.

Die Binnenmarktkrise kann dennoch zunächst nicht überwunden werden. Aufgrund renitenter EVU, die gegen das Windenergiegesetz opponieren, scheitert die neue Regelung daran, den Windmüllern hinreichende Planungssicherheit zu verschaffen (s.u.). Auf Seiten der EVU kann von solcherlei Unsicherheit keine Rede sein. Nichtsdestoweniger gelingt es auch ihnen nicht, ihre Windparkpläne zu realisieren. Im Jahr 1990 werden sie vom Energieministerium dazu verpflichtet, bis 1993, zusätzliche Windparks mit 100MW zu installieren (Kamp 2002, 167).

Das Problem der Standortsuche

Eine landesweite Studie von 1993 kommt zu dem Ergebnis einer hohen Akzeptanz der Windkraft. Demzufolge sprechen sich mehr als vier Fünftel der dänischen Bevölkerung für die Installierung neuer Windanlagen aus (Gipe 1995, 65). An der Missgunst, die allgemein den Windparkplanungen der Energieversorger entgegengebracht wird, ändert sich auch am Ende der Pionierphase nichts. Anstatt der vereinbarten 200MW hatten die EVU bis Ende 1993, nach Ablauf des zweiten 100MW-Programms, gerade 110MW Windanlagenkapazität an ihre Netze schließen können. Die EVU weigerten sich, Verantwortung für diese Resultate zu übernehmen (van Est 1999, 101). Dieses Problem war seit langem bekannt, und die

249 Zwischen 1979 und 1989 wurden ca. 2550 private Anlagen mit 275 Mio. DKK gefördert (Hantsch 1998, 59).

250 Abgeschlossen ist diese Entwicklung erst mit der vollständigen Konkurrenzfähigkeit der Windkraft mit konventioneller Energie und Atomkraft.

Regierung bemühte sich frühzeitig darum, Standorte für die EVU zu reservieren. Im November 1987 richtete das Energieministerium eine Kommission für Offshore-Windanlagen ein. Angesichts der Akzeptanzprobleme war der Schritt auf See naheliegend. 1989 definierte die Kommission den ersten Offshore-Standort nördlich von Lolland bei Vindeby. Bereits im Sommer 1989 signalisierte Elkraft die Bereitschaft, den weltweit ersten Offshore-Windpark zu installieren, um auf diesem Sektor Erfahrungen zu sammeln. Mitte 1991 nahm Elkraft die Windanlagen von Hersteller Bonus in Betrieb. Elf WEA (à 450kW) wurden zwischen 1,2 und 2,4km vor der Küste Lollands, in einer Wassertiefe von zwei bis sechs Meter, errichtet. Von der Standortgenehmigung bis zur Projektrealisierung vergingen also nicht mehr als zwei Jahre. Hieraus wird ersichtlich, dass das zweite 100MW-Programm zumindest nicht ausschließlich am Umwillen der Energiewirtschaft gescheitert war (Kamp 2002, 170).²⁵¹ Aufgrund erhöhter Kosten waren die Versorger nicht bereit, ihre Verpflichtung ausschließlich durch den Aufbau weiterer Offshore-Windparks zu erfüllen. Im Januar 1991 richtet die Regierung eine Planungskommission (Vindmoelleplaceringsudvalget) ein, welche für die EVU weitere Standorte an Land finden sollte (van Est 1999, 314). Die Kommission gab eine Richtlinie heraus, der zufolge alle Gemeinden und Verwaltungsbezirke seit März 1992 aufgefordert werden, bis Mitte 1995 Flächen für den zukünftigen Windkraftausbau auszuweisen. Sonderlich erfolgreich ist die Richtlinie nicht. Denjenigen, die keine geeigneten Plätze fanden, drohten keinerlei Sanktionen. Politikwissenschaftler Joergen G. Christensen bezeichnet die Richtlinie daher als klassisches Beispiel ,symbolischer Politik' (ebd., 101).

Diejenigen, die in ihrem Bezirk, bzw. ihrer Kommune keine Windanlagen aufstellen lassen wollten, verzögerten den Prozess um Jahre, indem sie schlicht behaupteten, dass ihre Suche noch nicht abgeschlossen sei (Hantsch 1998, 65f.).²⁵² Die Festlegung von Standorten einzelner WEA ist in der Richtlinie nicht vorgesehen. Stattdessen sollten nur noch Windparks errichtet werden. Für den Ausbau der Windkraft schadete die Richtlinie mehr als sie nützte. Denn sie versagte nicht nur darin, dass Standortproblem der EVU zu lösen. Auch für die Windanlagenkooperativen wird die Standortsuche erstmals zum Problem. Traenes (1997, 5), vom DV charakterisiert die Schwierigkeiten des Planungssystems: ,...a new effectiv weapon against wind turbines has been introduced: Planning. You simply make a tight plan of the whole country borough after borough. You involve everyone who in any way might have anything against wind turbines: nature conservative people, ornithologists, sportsmen like hunters and anglers ec. All point out areas, where they feel that there should be no wind turbines.'²⁵³

Zusammenfassung und Ausblick

Für das Problem der Standortsuche wird in der Pionierphase keine befriedigende Lösung gefunden. Auch scheitert die Regierung daran, die EVU als hauptsächliche Windparkbetreiber zu etablieren.²⁵⁴ Die Binnenmarktkrise wird nicht überwunden. Vor diesem Hintergrund entscheidet sich die Regierung dafür, die Situation für Privatakteure erneut zu verbessern. Seit 1994 muss nur die Hälfte der Mitglieder einer Windanlagenkooperative aus der näheren

251 Zum Vergleich: Der erste Offshore-Standort wird in Deutschland erst Ende 2001 genehmigt. Voraussichtlich werden 2009 die ersten Anlagen auf See gebracht. Eine Realisierungsdauer von mindestens acht Jahren kann nicht dadurch gerechtfertigt werden, dass die Bedingungen hierzulande anspruchsvoller sind. Das

Forschungsprojekt ,Alpha Ventus', dass mit 50 Mio. Euro staatlich gefördert wird, liegt ca. 50km von der Küste entfernt, bei einer Wassertiefe von etwa 35m (Neukirch 2008).

252 Im Dezember 1995, d.h. ein halbes Jahr nach Ablauf der Frist, haben von den 275 Gemeinden erst 144 (52%) einen Plan vorgelegt. Weitere 47 behaupteten, über keine geeigneten Standorte zu verfügen (Hantsch 1998, 76)

253 Die Administration für Natur und Waldgebiet forderte, das keine Windanlage weniger als drei Kilometer von der Küste entfernt aufgestellt werden sollte (Traenes 1997, 6). Traenes (ebd.) gibt an, dass allein diese Regelung dazu geführt hätte, dass von der Gesamtfläche Dänemarks (44.000 Quadratkilometer), 21.000 Quadratkilometer, als Flächen potenzieller Standorte abgezogen werden müssten.

254 Bis 1996 gelingt es den EVU, ihren Anteil am dänischen Windenergiemarkt auf 34% auszudehnen (Kamp 2002, 174).

Region stammen. Anstatt 9.000, dürfen nun 20.000kWh produziert werden. Zudem wird das Repowering, der Austausch alter gegen neue WEA, gefördert (Kamp 2002, 173).²⁵⁵ Erst 1995 verzeichnet der Markt wieder deutlich höhere Absatzzahlen.