- Exportinitiative Erneuerbare Energien

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A. Inhaltsverzeichnis
A. Inhaltsverzeichnis ...................................................................................................... 1 B. Abbildungsverzeichnis .............................................................................................. 2 C. Tabellenverzeichnis ................................................................................................... 2 D. Studie........................................................................................................................... 3 1.0 Marktstudie & Analyse – Windenergie .................................................................... 3 1.1 Generelle Marktstruktur ........................................................................................... 3 1.2 Technologie-Umschau (Standards und zukünftige Entwicklungen) ...................... 12 1.3 Regulierungen und Bestimmungen ....................................................................... 17 1.4 Förderprogramme und Auswirkungen für deutsche Unternehmen ....................... 38 1.4.1 Bundesweit ..................................................................................................... 40 1.4.2 Einzelne US-Bundesstaaten ........................................................................... 41 2.0 Aktuelle Bauprojekte .............................................................................................. 50 3.0 Marketing & Vertrieb ............................................................................................... 55 4.0 Strategie & Schlussfolgerungen............................................................................ 60 4.1 SWOT (Strength, Weakness, Opportunity, Threat) Analyse ................................. 60 4.2 Geschäftsmöglichkeiten für deutsche Unternehmen ............................................. 61 4.3 Strategien für den weiteren Marktausbau und weiteres Umsatzwachstum ........... 63 5.0 Profildatenbank ....................................................................................................... 64 E. Anhang ...................................................................................................................... 65 1
B. Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: US-Windenergiekapazität nach Jahren und kumuliert in MW ...................... 4 Abbildung 2: Existierende Windkraft pro Bundesstaat in MW ........................................... 5 Abbildung 3: US-Windenergiekapazitätswachstum nach Jahren und kumuliert in MW .... 7 Abbildung 4: Anteil der in 2008 neu installierten Kapazität nach Windanlagen-Hersteller 8 Abbildung 5: Durchschnittliches Windaufkommen in den USA ......................................... 9 Abbildung 6: Installierte Windkapazität im Jahre 2030 (Vorhersage) ............................. 10 Abbildung 7: Überblick der angemeldeten Windprojekte in den USA ............................. 10 Abbildung 8: Erneuerbare Energien nach Bundesstaaten im Jahr 2020 ........................ 11 Abbildung 9: Prozentuale Stromerzeugung aus Windenergie pro Bundesstaat ............. 12 Abbildung 10: Übersicht Richtlinien einzelner Bundesstaaten ........................................ 19 Abbildung 12: Windturbinenhersteller und Zulieferer in den USA ................................... 63 C. Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Top 5 Bundesstaaten mit bereits installierten Windkapazitäten ....................... 5 Tabelle 2: Top 20 Bundesstaaten nach maximalem Windenergie-Gesamtpotenzial ........ 6 Tabelle 3: IEC Windenergie-Standards........................................................................... 13 Tabelle 4: Förderpotential in einzelnen Bundesstaaten .................................................. 40 2
D. Studie
1.0 Marktstudie & Analyse – Windenergie
1.1 Generelle Marktstruktur
Die USA sind mit 22,2 Prozent Anteil die weltweit größten Energie- und
Rohstoffverbraucher. Damit liegen sie weit vor Ländern wie China (14,9 Prozent) und
Russland (6,4 Prozent). Dieser Trend hat sich in den vergangenen Jahren kaum
verändert. Der Energieverbrauch in den USA ist in den letzten 30 Jahren kontinuierlich
gestiegen und es wird erwartet, dass er bis 2030 um weitere 41% steigen soll. Mit
diesem Trend einhergehend, hat die Energieproduktion aber nicht mit Schritt gehalten.
Die USA sind in starkem Maße von Importen fossiler Brennstoffe, insbesondere von
Erdöl, abhängig. Prognosen zufolge wird der Importbedarf an fossilen Brennstoffen bis
zum Jahr 2025 auf eine Höhe von rund 80% des Gesamtölbedarfs steigen.
Genau dieser Punkt ist für die USA derzeit der entscheidende Faktor. Das Land sucht
nach Alternativen, seinen gewaltigen Energiebedarf in der Zukunft auch auf andere
Weise als durch den immer teurer werdenden Import ausländischen Erdöls und anderer
Rohstoffe zu decken. Die USA verfolgen zudem aus politischen Gründen eine stärkere
Unabhängigkeit von Ölimporten. Weiterhin sucht man nach Wegen, die eigenen
Erdölreserven zu schützen, indem man die Verwendung regenerativer Brennstoffe
fördert. Die Umweltschäden, die in den Südoststaaten der USA entstanden sind
(„Hurricane Katrina“), haben das Umweltbewusstsein der US-Regierung, der
Verbraucher und der Industrie deutlich geprägt und gestärkt. Derzeit wird ca. ein Viertel
des Strombedarfs der USA durch Energie aus Kohlekraftwerken gedeckt.
Kohlekraftwerke sind zu einem überwiegenden Teil für den Ausstoß von
Treibhausgasen verantwortlich. Nicht nur um den enormen Energiebedarf zu decken,
sondern auch um umweltbewusster zu agieren, haben die USA die Notwendigkeit
erkannt, die Entwicklung und den Gebrauch umweltgerechterer Brennstoffe und
alternativer Energieerzeugungsmöglichkeiten deutlich stärker zu fördern.
Die USA fördern daher mittlerweile aktiv die Entwicklung und den Gebrauch und
alternativer Energieerzeugungsmöglichkeiten. Ziel ist es, bis 2025 etwa 75 Prozent der
Rohölimporte aus dem Nahen Osten durch alternative Energieressourcen zu ersetzen.
Um diese Vorgaben zu erfüllen, wurden und werden Renewable Energy Portfolios (REP)
oder Renewable Portfolio Standards (RPS) festgelegt. Ein Renewable Energy Portfolio
(REP) oder Renewable Portfolio Standard (RPS) bezieht sich auf die individuellen
Richtlinien eines Bundesstaates für die Nutzung von erneuerbaren Energien. Meist sind
darin die Arten der erneuerbaren Energie sowie deren prozentueller Anteil an der
Gesamterzeugung zu einem bestimmten Zeitpunkt festgelegt.
3
Bis jetzt gibt es keinen nationalen REP oder RPS, sondern es wird den einzelnen
Bundesstaaten überlassen, solche Standards festzulegen. Jedoch werden die
Forderungen nach einem nationalen REP oder RPS immer lauter. In den vergangenen
Jahren wurden in einzelnen Staaten des Mittleren Westens Gesetze erlassen, die
vorschreiben, dass bis zum Jahr 2020 15-25% der Energie aus erneuerbaren
Energiequellen erzeugt werden müssen. In Minnesota herrscht beispielsweise der 25x25
Standard, was bedeutet, dass bis 2025 25% der Energie aus erneuerbaren Quellen
kommen müssen. Der größte Stromerzeuger des Staates, Xcel Energy, ist allerdings
verpflichtet bis 2020 30% seiner Energie aus erneuerbaren Quellen zu beziehen.
Insgesamt wurden in den USA bis Ende 2008 25,170 MW Windenergie installiert. Dabei
haben vor allem Texas und Iowa eine Vorreiterrolle im Bereich der Windenergie
übernommen. Wie aus Abbildung 1 zu entnehmen ist, war jedoch Kalifornien der erste
Bundesstaat, der bereit Anfang der 80er Jahre Windenergieanlagen errichtet und massiv
ausgebaut hat. Allerding gestaltet es sich heute äußerst schwierig neue große Projekte
in Kalifornien genehmigen zu lassen.
Abbildung 1: US-Windenergiekapazität nach Jahren und kumuliert in MW
Quelle: American Wind Energy Association
4
Abbildung 2: Existierende Windkraft pro Bundesstaat in MW
Bis Ende Januar 2009 wurde in Texas 7.116 MW Windenergie installiert. Bereits seit
2007 hat Texas den Spitzenplatz inne und konnte den Vorsprung in 2008 mit über 2.000
MW weiter ausbauen. Iowa überholte Kalifornien im letzten Jahr mit 2.790 MW
gegenüber 2.517 MW, gefolgt von Minnesota mit 1.752 MW und Washington mit 1.375
MW. Minnesota und Iowa generieren heute bereits mehr als 7% ihres Strombedarfs aus
Windenergie. Minnesota generierte in 2008 7,48% (2007 waren es noch 4,6%) und Iowa
7,1% (2007 waren es noch 5,46%).
Tabelle 1: Top 5 Bundesstaaten mit bereits installierten Windkapazitäten
Rang
1
2
3
4
5
Bundestaat
Texas
Iowa
Kalifornien
Minnesota
Washington
Kapazität in MW
7.116
2.790
2.517
1.752
1.375
Eine Aufstellung der American Wind Energy Association (AWEA) zeigt jene
Bundesstaaten in den USA, die das größte Gesamtpotenzial aufweisen (siehe Tabelle
2). Dabei sind nur jene Flächen der Windklasse 3 oder höher eingerechnet, die nicht aus
Umweltschutzgründen oder wegen gesetzlicher Beschränkungen ausgeschlossen sind.
5
Tabelle 2: Top 20 Bundesstaaten nach maximalem Windenergie-Gesamtpotenzial
Rang
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
Bundestaat
North Dakota
Texas
Kansas
South Dakota
Montana
Nebraska
Wyoming
Oklahoma
Minnesota
Iowa
Colorado
New Mexico
Idaho
Michigan
New York
Illinois
California
Wisconsin
Maine
Missouri
Potenzial in Mrd. kWh
1.210
1.190
1.070
1.030
1.020
868
747
725
657
657
481
435
73
65
62
61
59
58
56
52
An erster Stelle befindet sich North Dakota, gefolgt von Texas auf Platz zwei. Beim
Betrachten von Tabelle 2 wird ersichtlich, dass fünf der Top 10 bzw. acht der Top 20
Staaten im Mittleren Westen angesiedelt sind. Die Great Plains, ein Gebiet, das östlich
der Rocky Mountains von North Dakota bis nach Texas reicht, ist das Gebiet mit dem
größten Wachstumspotenzial in den USA für Neueinsteiger im Windenergie-Markt.
Nach einer langen Periode der Stagnation, die Ende der 80er Jahre anfing und bis weit
in die 90er Jahre andauerte, fing der US-Windenergiemarkt wieder an sehr stark zu
wachsen, wie aus der Abbildung 3 zu entnehmen ist. Das anfängliche Wachstum der
Windenergiebranche Anfang der 80er Jahre ist mit dem ersten Bereitstellen von
nationalen und bundesstaatlichen Steuervergünstigungen zu begründen, die Ende der
80er Jahre gestrichen wurden.
6
Abbildung 3: US-Windenergiekapazitätswachstum nach Jahren und kumuliert in MW
Der Boom in diesem Segment hält weiter an und es gibt auch keine Anzeichen dafür,
dass in naher Zukunft mit einem Einbruch zu rechnen ist. Nach Berichten der AWEA
sind in 2008 ca. 8.358 MW an Windenergie hinzugekommen. Dies bedeutet, dass
letztes Jahr erneut ein Rekordjahr für neu installierte Windenergie war, genau wie in
2007, als 5.249 MW neu installierter Windenergie hinzugekommen ist. Für 2009 rechnen
Experten aufgrund der wirtschaftlichen Situation mit einem eher „flachen“ Jahr. Der
AWEA zufolge sollen jedoch auch in 2009 mehr als 5,000 MW neuer Kapazität installiert
werden.
Schlüsselfaktoren für die steigende Entwicklung der Windindustrie sind die Erschließung
der Gegenden in denen konstant hohe Windverhältnisse herrschen. Entscheidend ist
hierbei die Verfügbarkeit von Stromnetzen, um den gewonnenen Strom an den
Verbraucher weiterleiten zu können. Im Augenblick besteht das Problem, dass die
Stromnetze nicht flächendeckend vorhanden sind und/oder nicht die gewonnenen
Kapazitäten weiterleiten können. Insofern ist der US-amerikanische Markt auch für all
diejenigen Unternehmen interessant, die auf diesem Gebiet gute, wirtschaftliche
Lösungen anbieten können.
Weitere Schlüsselfaktoren für die Entwicklung der Windindustrie sind die
Weiterentwicklung der Windturbinen sowie die Größe der Windparks. Während der
letzten zwei Jahrzehnte ist die Entwicklung von Windturbinen stetig fortgeschritten. Als
Leistungen stehen heute Kapazitäten von 50 kW bis 3,5 MW zur Verfügung.
7
Die Turbinenrotoren sind von einem Durchmesser von 20 Metern auf über 80 Meter
gewachsen. Als Ergebnis ist festzuhalten, dass die heutigen Windturbinen über 200 %
mehr Elektrizität aus der gleichen Menge Wind (pro Rotoreinheit) erzeugen als im Jahr
1982. Dies ist eine Folge von verschiedenen Entwicklungen in der Windenergietechnik
wie z.B. dem Design der Rotorblätter, der Größe der Anlage, dem Design der
Generatoren, den verwendeten Materialien, der Instandhaltung, der Überwachung und
dem Betreiben der Windkraftanlagen.
In 2008 wurde in den USA mehr als 5.000 Windkraftanlagen installiert. Die 1,5 MWAnlage ist hierbei nach wie vor die gefragteste. Mehr als 50% aller installierten Anlagen
waren 1,5 MW Anlagen. Zudem wurden 125 3-MW und 240 2.5-MW Anlagen installiert.
Im Hinblick auf die Windkraftanlagen-Hersteller nimmt GE Energy auch in 2008 eine
dominierende Stellung ein. GE Energy ist für 43% der neu installierten Kapazität und
2.400 der insgesamt 5.000 errichteten Windkraftanlagen in 2008 verantwortlich. Vestas
und Siemens rangieren bei der neu installierten Kapazität auf Platz 2 und 3. Im letzten
Jahr sind folgende Windkraftanlagen-Hersteller in den US-amerikanischen Windmarkt
eingetreten: Acciona, REPower, Fuhrländer, DeWind und AWE.
Abbildung 4: Anteil der in 2008 neu installierten Kapazität nach Windanlagen-Hersteller
Quelle: American Wind Energy Association (AWEA)
8
Wachstum und Tendenzen
Erneuerbare Energien werden besonders in jenen Gegenden eingesetzt, wo die
bestmögliche Kombination aus Ressourcenpotenzial, politischen sowie wirtschaftlichen
Rahmenbedingungen gewährleistet ist. Die Vereinigten Staaten verfügen aufgrund der
landschaftlichen Begebenheiten über enorme Windenergie-Ressourcen. Diese gilt es
auszuschöpfen. Abbildung 4 zeigt das momentan durchschnittliche Windaufkommen in
den USA.
Abbildung 5: Durchschnittliches Windaufkommen in den USA
Würde auch nur ein Teil von diesem Potenzial genutzt werden, so könnte dadurch ein
erheblicher Teil des US-amerikanischen Strombedarfs abgedeckt werden. In den USA
sind zurzeit 25,170 MW aus Windenergie installiert. Diese Menge Strom ist ausreichend
um durchschnittlich 7 Millionen Haushalte in den USA pro Jahr mit Strom zu versorgen.
Jedoch macht die Windenergie bisher nur knapp 1,5% der nationalen Stromerzeugung
aus.
Im Sommer 2008 veröffentlichte das Department of Energy einen Report mit dem Titel
„20% Wind Energy by 2030“. Bei diesem Szenario soll die Installation neuer Kapazität
um mehr als 16,000 MW pro Jahr bis 2018 ansteigen und bis 2030 mit dieser Rate
fortsetzt werden. Es wird davon ausgegangen, dass circa 300,000 MW an
Windenergiekapazität installierte werden müsste, um dieses Szenario Realität werden
zu lassen. Die Windenergie ist somit ein signifikanter Bestandteil der USamerikanischen Energiepolitik. Abbildung 5 stellt eine Vorhersage über die installierte
Windkapazität in den USA im Jahre 2030 dar.
9
Abbildung 6: Installierte Windkapazität im Jahre 2030 (Vorhersage)
Zu den Gegenden mit dem größten Potenzial werden die Staaten in den Great Plains
gezählt. Von dem renommierten Magazin National Geographic wurden sie sogar als
das „Saudi Arabien des Windes“ bezeichnet. Iowa und Minnesota, zwei der
interessantesten Staaten für neue Windenergieprojekte, befinden sich in den Great
Plains, einem breiten Landstreifen, der sich östlich der Rocky Mountains quer durch die
USA zieht. Abbildung 5 veranschaulicht die erwartete Entwicklung für Windprojekte, die
laut dem Massachusetts-Forschungsunternehmen Emerging Energy Research zurzeit
entwickelt werden.
Abbildung 7: Überblick der angemeldeten Windprojekte in den USA
Quelle: Emerging Energy Research
10
Abbildung 8 veranschaulicht die erwartete Entwicklung der erneuerbaren Energien
im Mittleren Westen bis zum Jahr 2020. Aufgrund der natürlichen Begebenheiten
wird in diesem Gebiet vor allem im Bereich der Windenergie eine positive
Entwicklung erwartet.
Abbildung 8: Erneuerbare Energien nach Bundesstaaten im Jahr 2020
Quelle: Environmental Law & Policy Center
Neben der zu erwartenden positiven Entwicklung spielt der Mittlere Westen schon eine
bedeutende Rolle im Bereich der Windenergie. Wie bereits angesprochen, rangiert Iowa
auf Platz 2 der Bundesstaaten, wenn es zu bereits installierten Windenergiekapazitäten
kommt. Minnesota nimmt Platz 4 , Colorado Platz 6 und Illinois Platz 8 in der Rangliste
ein.
Betrachtet man die Bundesstaaten mit der höchten Zuwachsrate, so liegt lndiana laut
dem Jahresbereicht der AWAE auf Platz 1. Im letzten Jahr hatte Indiana noch 0 MW
installiert, Ende 2008 waren es bereits 131 MW. Michigan folgt auf Platz 2 mit einer
Wachstumsrate von 48% - 127 MW - neu installierter Kapazität, Utha mit 21%, New
Hamshire mit 17% und Wisconsin mit 6%.
Vergleicht man die einzelnen Bundesstaaten bei der prozentualen Generierung ihres
Strombedarfs aus Windenergie, so spielt der Mittlere Westen auch hier eine führende
Rolle . Minnesota generiert 7,48% seines Strombedarfs aus Windenergie, Iowa 7,1%,
Colorado 5,91% und North Dakota immerhin noch 4,86%. Betrachtet man Abbildung 9
sind diese Raten, verglichen mit anderen Bundesstaaten, beachtlich hoch:
11
Abbildung 9: Prozentuale Stromerzeugung aus Windenergie pro Bundesstaat
1.2 Technologie-Umschau (Standards und zukünftige Entwicklungen)
Die US-Standards wurden Anfang der 80iger Jahre von einem Komitee, welches sich
aus Mitgliedern von AWEA und des Standards Coordinating Committee (SCC)
zusammengesetzt hat, entwickelt und festgelegt. Die so entwickelten Standards wurden
unter Berücksichtigung der Kommentare aus der Industrie und unter den allgemeinen
Vorgaben des SCC als AWEA Standards veröffentlicht.
Im Jahre 1988 wurde die Notwendigkeit erkannt, die US-Standards an die Standards der
International Electrotechnical Commission (IEC) anzugleichen, um es der USamerikanischen Windindustrie zu ermöglichen in ausländische Märkte zu gehen, ohne
dabei Ihre Produkte auf neue Standards umstellen zu müssen. Somit wurde die Rolle
der Komitees zur Entwicklung von Standards neu definiert. Ziel ist es:
1. neue Richtlinien und Vorschläge zu erarbeiten, die Auswirkungen auf
internationalen Standards haben
2. internationale Standards als US-amerikanische Standards festzulegen und
beschliessen
3. US-amerikanische
Standards
unter
der
Berücksichtigung
windenergietechnologischen Entwicklung und dem Gebrauch zu entwickeln,
noch nicht durch internationale Standards abgedeckt wird.
die
zu
der
der
12
Internationale Standards werden nun von der Arbeitsgruppe Technical Committee-88
(TC-88) des International Electrotechnical Commission (IEC) erarbeitet und
beschlossen.
Es folgt nun eine grobe Übersicht der IEC Standards. Teilweise sind diese Standards
jedoch noch in der Entwicklungsphase, so dass in zukünftig immer erst geprüft werden
muss, ob dieser Standard bereits seine Gültigkeit entfaltet hat.
Tabelle 3: IEC Windenergie-Standards
IEC Windenergie Standards
Arbeitsgruppe
Titel
Einberufender Start
Ende
Zweck
Dokumentennummer
WG-1
WG-2
WG-3
Safety
Requirements
for Large
Wind Turbines
R. Sherwin, AWEA,
USA
09/1989
12/1993
Principal
standard
defining design
requirements
IEC 1400-1*
WG 4
Small Wind
Turbine
Systems
F.Van Hulle,
ECN, NL
02/1992
01/1994
Principal
standard
defining design
requirements for
small turbines
IEC 1400-2*
WG 5
Acoustic
Emission
Measurement
Techniques
T.J. DuBois,
USA
11/1992
09/1998
Defines acoustic
measurements
methods
IEC 1400-11*
WG 6
Performance
Measurement
Techniques
T. Pedersen,
Riso NL,
Denmark
11/1992
01/1998
Defines
performance
measurement
techniques
IEC 1400-12*
WG 7
Revision of IEC
1400-1
P.H. Madsen,
Riso NL, DKr
03/1994
01/1999
Edition 2 of IEC
1400-1
1400-1 Ed2
WG 8
Blade Structural
Testing
D.van Delft,
TU Delft, NL
03/1994
1999
Defines
methods for
blade structural
testing
1400-23
13
WG 9
Wind Turbine
Certification
Requirements
J.McGuire,
Lloyds Register, UK
10/1995
1999
Defines certification
requirements
(Harmonized
version of
several
European
standards.)
1400-22
WG 10
Power Quality
Measurements
J.O.Tande, Riso NL,
DK
02/1996
1999
Defines power
quality
measurement
techniques
1400-21
WG 11
Structural Loads
Measurement
F.Van Hulle,
ECN, NL
02/1996
1999
Defines
methods
for measuring
operational
loads
1400-13
WG 1, 2, 3 Safety Requirements for Large Wind Turbines
Hintergrund – Die ersten drei TC-88 Arbeitsgruppen (Safety Philosophy, Design, and
Installation and Operation) arbeiteten ursprünglich unabhängig von einander. Als sich
jedoch herausgestellte, dass die Inhalte der einzelnen Arbeitsgruppen miteinander
verflochten sind, wurden sie zusammengefasst.
Leistungsumfang – Dieser internationale Standard beinhaltet die Sicherheitsstandards,
die Qualitätssicherung, die Festlegung von technischen Standards sowie spezielle
Anforderungen für die Sicherheit der Wind Turbine Generator Systems (WTGS). Sie
beinhalten auch Regelungen für das Design, die Installation und Wartung und Betreiben
der Anlage unter umweltgerechten Aspekten. Ziel ist es Standards zu entwickeln, die
einen guten Level an Sicherheit gewährleisten um Risiken von Beschädigungen durch
die Windkraftanlagen während der gesamten Betriebsdauer weitestgehend
ausschließen zu können. Diese Standards umfassen alle Teilbereiche des WTGS wie
z.B. Kontroll- und Sicherheitssysteme, interne Stromleitungen, mechanische Systeme,
die gesamte Struktur, das Fundament und die Verbindung zum Stromnetz. Diese
Standards gelten auch für 1) alle Arten von WTGS Verbindungen zu den Stromnetzen
und 2) WTGS mit einer Fläche von 40 m2 oder mehr.
WG 4 Safety Requirements for Small Wind Turbines
Hintergrund – Standards für Windturbinen mit einer Fläche von unter 40 m2 werden
aufgrund der einzigartigen Steuerung und Funktionen, wie etwa faltbare Köpfe, die die
Entwickler solcher Systeme verwenden, extra festgelegt. Diese separaten Standards
wurden entwickelt, um keine kostspieligen Systeme, die nicht die Sicherheit kleinerer
Anlagen erhöhen, vorzuschreiben. Grund hierfür ist, dass kleinere Anlagen andere
Risiken haben als größere Anlagen.
14
Leistungsumfang
–
Dieser
Standard
beinhaltet
Sicherheitsphilosophien,
Qualitätsstandards, technische Bestimmungen und spezielle Anforderungen für die
Sicherheit von Small Wind Turbine Generators (SWTGS). Diese beinhalten das Design,
die Installation, die Instandhaltung und das Betreiben der Anlage unter speziellen
externen Einflüssen. Dieser Standard berücksichtigt alle enthaltenen Systeme von
kleinen Windkraftanlagen wie Kontroll- und Sicherheitssysteme, interne Stromleitungen,
mechanische Systeme, die gesamte Struktur, das Fundament und die Verbindung zum
Stromnetz. Dieser Standard gilt auch für WTGS mit einer Fläche von weniger als 40 m2.
WG 5 Acoustical Measurement Techniques
Hintergrund – Dieser Standard wurde entwickelt um eine einheitliche Methodik für eine
fehlerfreie und konstante Messung und Analyse im Bereich der Geräuschentwicklung
bei Wind Turbine Generator Systems (WTGS) zu erreichen. Dieser Standard wurde vor
dem Hintergrund entwickelt, dass er auch für folgende Fallgruppen gilt:
» WTGS Hersteller, die fest definierte Geräuschgrenzwerte und/oder ein mögliches
Bestimmungssytem für solche Grenzwerte benötigen;
» WTGS Käufer benötigen solche Geräuschpegelanforderungen;
» WTGS Betreiber, die aufgrund dieser Werte ihre Anlagen vielleicht erneuern oder
modernisieren müssen, um die Vorgaben zu erfüllen;
» WTGS Planer und Behörden, die in der Lage sein müssen, die Geräuschwerte von
neuen oder modifizierten Anlagen einhalten und überwachen zu können.
Leistungsumfang – Heutige Messverfahren zur Geräuschbestimmung, welche es
möglich machen Lärmemissionen einer Windturbine zu bestimmen. Das schließt
Messmethoden passend zur Geräuschemissionsbewertung an Positionen in der Nähe
der Maschinen ein, um so Fehler hinsichtlich der Schallausbreitung zu vermeiden, aber
auch weit genug entfernt, um die begrenzte Quellgröße zu berücksichtigen. Die
beschriebenen Verfahren sind in Hinsicht von denjenigen verschieden, die für die
Geräuschbewertung in Gemeinschaftsgeräuschstudien angenommen werden. Zu
berücksichtigen ist dabei auch die Charakterisierung des Windturbinengeräusches in
Bezug auf Windgeschwindigkeiten, Windrichtungen und Vergleichen zwischen
verschiedenen Windturbinen.
WG 6 Power Performance Measurement Techniques
Leistungsumfang – Dies gibt ein Verfahren an, um die Leistungseigenschaften von
Windturbinengenerator-Systemen verschiedener Typen und Größen zu messen, die mit
dem Stromnetz verbunden sind. Das ist sowohl für die Bestimmung der absoluten
Leistungseigenschaften eines WTGS, als auch für die Verhältnisunterschiede unter den
Leistungseigenschaften von verschiedenen WTGS Konfigurationen von Bedeutung.
15
Die WTGS Leistungseigenschaften werden durch die gemessene Leistungskurve und
die geschätzte jährliche Energieproduktion (AEP) definiert. Die gemessene
Leistungskurve wird ermittelt, indem zeitgleich Messungen der Windgeschwindigkeit und
der Leistungsabgabe auf dem Testgelände für eine Zeitspanne, die lang genug ist, um
eine statistisch signifikante Datenbasis über eine Reihe an Windgeschwindigkeiten und
unter varierendem Windkonditionen, gesammelt werden. Die jährliche Energieproduktion
wird aufgrund der gemessene Leistungskurve und der Windgeschwindigkeitsfrequenz
bestimmt, wobei von einer Verfügbarkeit von 100 % ausgegangen wird.
WG 7 Safety of Wind Turbine Generator Systems (Revision of IEC 1440-1)
–
Änderungen
in
der
Technologie,
Vermehrung
von
Hintergrund
Windturbineninstallationen,
und
ein
vergrößertes
Verständnis
von
Umweltbelastungsfällen für Windturbinen, haben eine Revision des Sicherheitsvoraussetzungsstandardsatzes durch die vereinigte Arbeitsgruppen 1, 2, und 3 nötig gemacht.
Leistungsumfang – Der Umgang mit Sicherheitsphilosophien, Qualitätssicherung und
Technikintegrität ist Voraussetzung für die Sicherheit von WindturbinengeneratorSystemen (WTGS), einschließlich Design, Installation, Wartung und Operation unter
speziellen Umweltbedingungen. Ziel ist es, den passende Schutz von allen Gefahren,
die von diesen Systemen während ihrer geplanten Lebenszeit ausgehen können, zu
gewährleisten. Dieser Standard reguliert alle Subsysteme von WTGS wie Kontroll- und
Schutzmechanismen,
innere
elektrische
Systeme,
mechanische
Systeme,
Unterstützungsstrukturen, Fundamente und die elektrische Verbindungsausrüstung. Der
Standard gilt für WTGS mit einer Fläche von 40 m2 oder mehr.
WG 8 Full Scale Structural Testing of Rotor Blades for WTGS
Hintergrund – Das Natural Resource Ecology Laboratory (NREL) und viele andere
Windkraft-Laboratorien weltweit, führen statische und dynamische Erhebungen und
modale Tests von umfassenden Windturbinenklingen durch, die verschiedene
Testmethoden und Konfigurationen verwenden. Dieser Standard wird dazu beitragen,
eine einheitliche Methode zu schaffen und wird als Richtlinie zur Verfügung gestellt, um
sicherzustellen, dass die Messergebnisse vergleichbar sind.
Leistungsumfang – Dieser Standard soll als Richtlinie für die volle Skala-Prüfung von
Rotor-Klingen eines WTGS als möglicher Teil einer Konstruktionsüberprüfung der
Strukturintegrität der Klinge verwendet werden. Die eingeschlossenen Tests sind
statische, modale und Erschöpfungstests. Der Standard beschreibt empfohlene
Methoden, um verschiedene Tests auf vollen Skala-Klingen durchzuführen, und gibt
Hinweise für die Interpretation oder Einschätzung von Ergebnissen. Ferner wird eine
Anleitung gegeben welche Sicherheitsfaktoren während der Prüfung und Einschätzung
vereinigt werden sollen.
16
WG 9 Certification Standard
Leistungsumfang – Richtlinien für das Zertifikat und die Baumusterprüfung von
Windturbinen, die Testdaten und Analysen (befindet sich noch in der
Entwicklungsphase).
WG 10 Power Quality Requirements for Grid Connected Wind Turbines
Hintergrund – Vorhandene Zertifikat-Verfahren und andere Standards für Windturbinen
für die Netzverbindung befassen sich mit den Voraussetzungen des Designs der
Turbine, um die Effekte auf die Qualität der Leistung des elektrischen Netzes zu
minimieren. Durch die Zunahmen der Kapazität und Leistung von Windturbinen besteht
das Bedürfnis eine standardisierte Spezifizierung der Leistungsqualitätsmerkmale der
Turbinenproduktion und Voraussetzungen für das Windturbinendesign zu definieren.
Leistungsumfang – Einen Standard zu entwickeln, der die Eigenschaften der
Windturbinenproduktion in Bezug auf den Einfluss auf die Leistungsqualität im
öffentlichen Versorgungssystem bestimmt und die richtige Operation der Windturbine
sichert.
WG 11 Load Measurements for WTGS
–
Entwicklung
von
Richtlinien,
um
Lasten
auf
Leistungsumfang
Windturbinenstrukturen zu messen (befindet sich noch in der Entwicklungsphase).
die
1.3 Regulierungen und Bestimmungen
In den meisten Bundesstaaten der USA gibt es zahlreiche Gesetze und Bestimmungen
für Windparks und deren Konstruktion. Obwohl dieser Bereich noch nicht so stark
reguliert ist wie in Deutschland, spiegelt sich die zunehmende Bedeutung von
Windenergie in den derzeitigen Gesetzen und Bestimmungen wieder.
Zu den geläufigsten Bestimmungen in den USA zählen Interconnection Standards.
Diese werden von staatlichen Behörden oder Stromversorgern festgelegt und regulieren
den Zugang von dezentralen Energieversorgern zum Stromnetz. Durch die
Zusammenschaltung ist der Energiefluss in beide Richtungen möglich. Damit wird
gewährleistet, dass auch dezentrale Energieversorger ihre Energie in das Stromnetz
einspeisen können.
„Net Metering“ Gesetze gibt es in vielen, jedoch nicht in allen Bundesstaaten. Net
Metering ist eine vereinfachte Methode der Zählung der Energiemenge, die von einem
Haushalt oder Unternehmen, das seinen eigenen Renewable Energy Generator (z.B.
Windturbine) besitzt, verbraucht und produziert wurde. Bei Net Metering wird die
überschüssige produzierte Energie in das Stromnetz eingespeist. Dabei wird der
Stromzähler einfach rückwärts gedreht, weshalb der Konsument nur die Menge Strom
bezahlen muss, die er netto verbraucht hat. Dadurch wird auch sichergestellt, dass der
17
Verbraucher denselben Preis für den produzierten Strom bekommt, wie er bezahlt. Dies
ist in der Regel nur für kleinere Anlagen gedacht.
„Net Metering“ Gesetze können Begrenzungen für die maximal produzierte Strommenge
beinhalten. Darin werden auch die Gebühren, die vom Energieversorger für den Kauf
des überschüssigen Stroms erhoben werden können, reguliert. Schließlich wird darin
festgelegt, ob Net Metering im Verantwortungsbereich vom Staat oder von den
Stromversorgern liegt. Ähnlich wie das Renewable Energy Portfolio (REP) oder der
Renewable Portfolio Standard (RPS) müssen diese Regeln und Bestimmungen
überprüft werden, bevor ein Projekt gestartet werden kann.
Ein Renewable Energy Portfolio (REP) oder Renewable Portfolio Standard (RPS)
bezieht sich auf die individuellen Richtlinien eines Staates für die Nutzung von erneuerbaren Energien. Meist sind darin die Arten der erneuerbaren Energie sowie deren
prozentueller Anteil zu einem bestimmten Zeitpunkt festgelegt.
Im den vergangenen Jahren wurde in einzelnen Staaten des Mittleren Westens Gesetze
erlassen, die vorschreiben, dass bis zum Jahr 2020 15-25% der Energie aus
erneuerbaren Energiequellen erzeugt werden müssen. Einen wichtigen Beitrag zum
Erreichen dieser Ziele soll der „Midwest Clean Energy Development“ Plan leisten. Diese
Initiative wurde ins Leben gerufen, um energieeffiziente Technologien sowie
erneuerbare Energie-Ressourcen zu fördern. Bis zum Jahr 2010 sollen 8% der
erzeugten Energie aus sauberer, erneuerbarer Energie produziert werden. Bis zum Jahr
2020 soll der Anteil auf 22% gesteigert werden.
Es gibt drei unterschiedliche Strukturen, wie umweltfreundliche Energien in den USA
direkt an Endkunden angeboten werden. Zunächst kann in den regulierten Märkten ein
einziges Versorgungsunternehmen mittels preislicher Förderung erneuerbarer Energien
seinen Kunden eine ökologische Energieoption offerieren. Dabei handelt es sich um
einen optionalen Service bzw. Tarif für die Verbraucher. Jene Versorgungsunternehmen
umfassen hiermit auch die von Anlegern gehaltenen Versorgungseinheiten, sowie
ländliche Elektrizitätszusammenschlüsse und andere von der öffentlichen Hand
gehaltene Einheiten. Mehr als 500 Versorgungseinheiten in 34 Bundesstaaten
ermöglichen diese bevorteilte Bepreisung oder befinden sich in der Vorbereitungsphase
zur Umsetzung derartiger Programme.
In restrukturierten (bzw. wettbewerblichen) Energiemärkten, wird den Kleinabnehmern
zweitens die Wahl zwischen einer Vielzahl an Elektrizitätsversorgern eröffnet, von denen
einige gegebenenfalls „grüne“ Energien anbieten. Die Elektrizitätsmärkte einiger
Bundesstaaten sind bereits auf den offenen Wettbewerb eingestellt. Andere
Bundesstaaten planen diesen in naher Zukunft zu realisieren.
18
Schlussendlich können Verbraucher umweltfreundliche Energie mittels so genannter
„Zertifikate für erneuerbare Energien“ erwerben. Diese Zertifikate repräsentieren den
durch die Generierung erneuerbarer Energien erzielten Mehrnutzen durch die
Produzenten in Form eines handelbaren Gutes. Somit können die Produzenten
ortsunabhängig von umweltfreundlicher Energiegewinnung profitieren. Besagte
Zertifikate können an Verbraucher verkauft werden, unabhängig davon, ob der Markt
reguliert oder dereguliert ist und ob der jeweilige genutzte Versorger den
Kleinverbrauchern bereits Zugang zu umweltfreundlichen Energien ermöglicht.
Marktstudien der Stromversorger zeigen, dass die Mehrheit der befragten Verbraucher
dazu bereit wäre, für erneuerbare Energien wenigstens USD 5 im Monat mehr
auszugeben. Geschäftskunden und andere gewerbliche Kunden, sowie Colleges,
Universitäten und staatliche Instanzen sind mehr und mehr an umweltfreundlicher
Energie interessiert.
Da der Markt sich rasch entwickelt, bedeutet es für die deutschen Anbieter von
Technologien und Produkten, die am Bau von Windkraftanlagen beteiligt werden
wollen, dass sie schnell eine Präsenz im amerikanischen Markt aufbauen müssen,
um sich rechtzeitig im Markt zu etablieren.
Der Mittlere Westen der USA ist ein Ballungszentrum für die Herstellung von Energie
und Wärme aus alternativen Energien. Abbildung 8 gibt einen allgemeinen Überblick
über Richtlinien zur Mindestabnahme von erneuerbaren Energien.
Abbildung 10: Übersicht Richtlinien einzelner Bundesstaaten
Quelle: DSIRE
19
Die Bestimmungen und Voraussetzungen können sich zwischen den Staaten stark
unterscheiden, weshalb eine genaue Prüfung der Regularien in den jeweiligen Staaten
besonders wichtig ist. Nachfolgend sind einzelne wichtige Richtlinien mit deren
englischen Beschreibungen für Windenergie dargestellt. Alle Texte sind der Website der
American Wind Energy Association entnommen. Für ausführlichre Informationen sehen
sie bitte auch www.awea.org. Im Anhang A finden sich die Richtlinien der einzelnen
Bundesstaaten.
ILLINOIS
Interconnection Laws
In August 2007, Illinois enacted legislation (S.B. 680) requiring the Illinois Corporation
Commission (ICC) to establish standards for net metering and interconnection for
renewable energy systems by April 1, 2008. Although S.B. 680 only requires the
promulgation of interconnection standards for "eligible renewable generating
equipment," the ICC chose to take this opportunity to develop standards for all
distributed generation up to 10 megawatts (MW). Final interconnection standards were
adopted by the ICC in August 2008.
The interconnection rules set four levels of review for interconnection requests. A project
must meet all of the requirements of a given classification in order to be eligible for that
level of expedited review. The level of review required is generally based on system
capacity, whether system components are certified by a nationally recognized testing
laboratory (NRTL), and whether the system is connected to a radial distribution circuit or
to an area network. The basic definitions* for each tier are as follows:




Tier 1: Certified, inverter-based systems with a capacity rating of 10 kilowatts
(kW) or less.
Tier 2: Certified systems with a capacity rating of 2 MW or less, connected to a
radial distribution network or a spot network serving one customer.
Tier 3: Certified systems with a capacity rating of 50 kW or less connected to an
area network and from which power will not be exported; or certified, non-powerexporting systems with a capacity rating of 10 MW or less connected to a radial
distribution network.
Tier 4: Systems with a capacity of 10 MW or less that do not meet the criteria for
inclusion in a lower tier, including all systems using non-certified components and
those that require additional construction by the utility in order acommodate the
facility.
The ICC adopted IEEE 1547 as the technical standard of evaluation in July 2007.
Systems are considered to be lab-certified if the components have been evaluated as
compliant with UL 1741 and the 2008 National Electric Code (NEC) according to the
testing protocols of IEEE 1547. The rules also specify the technical screens which may
20
be applied to applications at each level of review as well as time limits for different
stages of the evaluation process. Generally speaking, higher level applications are
subject to more intensive screening and longer time limits.
All systems are required to have an external disconnect switch directly accessible to the
utility. Facilities larger than 1 MW must carry liability insurance with coverage of at least
$2 million per occurrence and $4 million in aggregate. Standardized interconnection
agreements are available for all four tiers. The Tier 1 agreement is a simplified version of
that used for projects requiring higher levels of review.
Net Metering Laws
Illinois enacted S.B. 680 in August 2007, requiring investor-owned utilities in Illinois to
begin offering net metering by April 1, 2008. In May 2008 the Illinois Commerce
Commission (ICC) adopted final rules for net metering, effective May 15, 2008.
In Illinois, net metering is available to electric customers that generate electricity using
solar energy, wind energy, dedicated energy crops, anaerobic digestion of livestock or
food processing waste, hydropower, and fuel cells and micro turbines powered by
renewable fuels. Systems up to 40 kilowatts (kW) in capacity that are intended primarily
to offset the customer's own electrical requirements are eligible.* While Illinois's investorowned utilities and alternative retail electricity suppliers must offer net metering, the
state's municipal utilities and electric cooperatives are generally not required to do so.
For residential customers, net metering is "typically" accomplished through use of a
single, bi-directional meter. For nonresidential customers, net metering is "typically"
accomplished through the use of a dual meter. Dual metering is required for
nonresidential customers with systems greater than 40 kW but not greater than 2 MW.
The utility must provide the necessary metering equipment for systems up to 40 kW in
capacity, while customers with systems greater than 40 kW but less than 2 MW must
pay for the costs of installing necessary metering equipment. (Net metering and dual
metering are not available to systems greater than 2 MW.)
For systems up to 40 kW in capacity, any net excess generation (NEG) during a billing
period is carried over as a kilowatt-hour (kWh) credit to the following billing period. At the
end of an annualized period, any remaining NEG credits in the customer's account
expire. Customers may select an annualized period that ends with last day of either their
April or October billing period for this purpose. All net-metering customers (and dualmetering customers) hold ownership and title to all renewable-energy credits (RECs)
and greenhouse-gas credits associated with customer generation.
For customers taking service under a time-of-use (TOU) tariff, any monthly consumption
of electricity is calculated according to the terms of the contract or tariff to which the
same customer would be assigned to or be eligible for if the customer was not a net-
21
metering customer. When net-metering customers under TOU tariffs are net generators
during any discrete TOU period, the net kWh produced are valued at the same price per
kWh as the utility would charge for retail kWh sales during that same time of use period.
Credits for NEG may be used to offset other charges assessed by the electricity
provider. Each utility must provide net metering and dual metering until the load of its
net-metering customers and dual-metering customers equals 1% of the total peak
demand supplied by the utility during the previous year. The number of new eligible
customers with generators that have a nameplate rating of 40 kW or less is limited to
200 total new billing accounts for Ameren Companies, ComEd and MidAmerican for the
period of April 1, 2008, through March 31, 2009. Utilities are directed to establish an
open enrollment period during the first month that net metering is offered. If applications
during the open enrollment period exceed the limits described above, enrollment priority
will be determined by lottery. Utilities may initially give preference to customers already
enrolled in net billing or similar programs at their discretion. Subsequent applications will
be addressed on a first-come, first-served basis.
* Illinois allows dual metering for systems greater than 40 kW but not greater than two
megawatts (MW), although the customer must pay for the metering equipment, and
nonresidential customers must pay for "all taxes, fees and utility delivery charges" for the
gross amount of electricity delivered by the utility. As an economic incentive, dual
metering is generally less favorable to customers than net metering.
Renewable Energy Portfolio
Illinois enacted S.B. 680 in August 2007, requiring investor-owned utilities in Illinois to
begin offering net metering by April 1, 2008. In May 2008 the Illinois Commerce
Commission (ICC) adopted final rules for net metering, effective May 15, 2008.
In Illinois, net metering is available to electric customers that generate electricity using
solar energy, wind energy, dedicated energy crops, anaerobic digestion of livestock or
food processing waste, hydropower, and fuel cells and micro turbines powered by
renewable fuels. Systems up to 40 kilowatts (kW) in capacity that are intended primarily
to offset the customer's own electrical requirements are eligible.* While Illinois's investorowned utilities and alternative retail electricity suppliers must offer net metering, the
state's municipal utilities and electric cooperatives are generally not required to do so.
For residential customers, net metering is "typically" accomplished through use of a
single, bi-directional meter. For nonresidential customers, net metering is "typically"
accomplished through the use of a dual meter. Dual metering is required for
nonresidential customers with systems greater than 40 kW but not greater than 2 MW.
The utility must provide the necessary metering equipment for systems up to 40 kW in
capacity, while customers with systems greater than 40 kW but less than 2 MW must
22
pay for the costs of installing necessary metering equipment. (Net metering and dual
metering are not available to systems greater than 2 MW.)
For systems up to 40 kW in capacity, any net excess generation (NEG) during a billing
period is carried over as a kilowatt-hour (kWh) credit to the following billing period. At the
end of an annualized period, any remaining NEG credits in the customer's account
expire. Customers may select an annualized period that ends with last day of either their
April or October billing period for this purpose. All net-metering customers (and dualmetering customers) hold ownership and title to all renewable-energy credits (RECs)
and greenhouse-gas credits associated with customer generation.
For customers taking service under a time-of-use (TOU) tariff, any monthly consumption
of electricity is calculated according to the terms of the contract or tariff to which the
same customer would be assigned to or be eligible for if the customer was not a netmetering customer. When net-metering customers under TOU tariffs are net generators
during any discrete TOU period, the net kWh produced are valued at the same price per
kWh as the utility would charge for retail kWh sales during that same time of use period.
Credits for NEG may be used to offset other charges assessed by the electricity
provider.
Each utility must provide net metering and dual metering until the load of its net-metering
customers and dual-metering customers equals 1% of the total peak demand supplied
by the utility during the previous year. The number of new eligible customers with
generators that have a nameplate rating of 40 kW or less is limited to 200 total new
billing accounts for Ameren Companies, ComEd and MidAmerican for the period of April
1, 2008, through March 31, 2009. Utilities are directed to establish an open enrollment
period during the first month that net metering is offered. If applications during the open
enrollment period exceed the limits described above, enrollment priority will be
determined by lottery. Utilities may initially give preference to customers already enrolled
in net billing or similar programs at their discretion. Subsequent applications will be
addressed on a first-come, first-served basis.
* Illinois allows dual metering for systems greater than 40 kW but not greater than two
megawatts (MW), although the customer must pay for the metering equipment, and
nonresidential customers must pay for "all taxes, fees and utility delivery charges" for the
gross amount of electricity delivered by the utility. As an economic incentive, dual
metering is generally less favorable to customers than net metering.
23
IOWA
Interconnection Standards
Iowa Utilities Board (IUB) Rule 15.10 (IAC § 199-15.10) sets minimum power quality and
safety standards for interconnection of qualifying facilities (QFs) under the U.S. Public
Utilities Regulatory Policy Act (PURPA). Rule 15.10 establishes utility review procedures
for interconnection requests, grants QFs the right of appeal, grants utilities access rights
for inspection and testing, and allows utilities to disconnect QFs in emergency situations.
IUB subrule 15.11(4) (IAC § 199-15.11(4)) requires rate-regulated utilities to file standard
contract provisions for renewable energy QFs, subject to IUB approval.
The issue of liability insurance is not addressed by the state interconnection rules and
none of the standard contract provisions filed by rate-regulated utilities include liability
insurance requirements. However, utilities are free to negotiate non-standard terms with
customer-generators. Unless the customer otherwise agrees, any non-standard contract
provision requires IUB approval. Thus far, the IUB has issued no such approvals, and
has received no customer complaints regarding non-standard contract provisions.
In July 2006 the IUB began an inquiry into the development of uniform interconnection
standards. A draft version of model interconnection procedures was issued for comment
in April 2007, and in December 2008 additional comments were requested on the
possibility of adopting interconnection rules similar to those used by the State of Illinois.
Net Metering
Iowa's statutes do not explicitly authorize the Iowa Utilities Board (IUB) to mandate net
metering, but this authority is implicit through the board's enforcement of PURPA and
Iowa Code § 476.41 et seq. Iowa's net-metering subrule, adopted by the IUB in July
1984, applies to customers that generate electricity using alternate energy production
facilities (AEPs). Net metering is available to all customer classes of Iowa's two investorowned utilities -- MidAmerican Energy and Interstate Power and Light (IPL).
There is no explicit limit on either the size of a net-metered system or on total enrollment
in the IUB's subrule. However, separate rule waivers have allowed MidAmerican Energy
and IPL to limit individual systems to 500 kilowatts (kW). Although Iowa's net-metering
subrule requires utilities to purchase customers' net excess generation (NEG) at the
utility's avoided-cost rate, subsequent rule waivers allow MidAmerican Energy and IPL
customers to carry NEG (as a kilowatt-hour credit) forward for use in future months.
Iowa requires its two investor-owned utilities -- MidAmerican Energy and Alliant Energy
Interstate Power and Light (IPL) -- to own or to contract for a combined total of 105
megawatts (MW) of renewable generating capacity and associated energy production,
which can include small hydropower facilities. The Iowa Utilities Board has allocated the
24
105 MW between the two utilities based on each utility's percentage of their combined
estimated Iowa retail peak demand in 1990. This breaks down to 55.2 MW (52.57% of
demand) for MidAmerican and 49.8 MW (47.43% of demand) for IPL.
Originally, for incentive ratemaking purposes, the Iowa Utilities Board (IUB) interpreted
the 105 MW specified in the statute as "average capacity" based on kilowatt-hour output.
As a result, the IUB's interpretation of the statute mandated the payment of incentive
rates for 260 MW of renewable energy -- the nameplate capacity of 105 "average" MW.
After the FERC overturned Iowa’s incentive rate concept in 1997, the IUB rescinded the
"average capacity" ratemaking concept, which is no longer part of the IUB rules.
The IUB issued an order in November 2007 (in Docket No. AEP-07-1) approving specific
generating facilities designated by MidAmerican and IPL for satisfying the utilities’ 105MW requirement. This order cleared the way for the utilities to participate in renewable
energy credit (REC) trading programs by differentiating between renewable electricity
production capacity used to comply with Iowa law and that which remains uncommitted.
For the present, IPL is fulfilling its entire obligation with wind while MidAmerican is
fulfilling its obligation with wind and a small amount of biogas capacity.
In 2001, Iowa's governor established a secondary, voluntary goal of 1,000 MW of wind
generating capacity by 2010.
*In August 2008 the IUB issued an order placing conditional renewable energy
procurement requirements on IPL by way of conditions on IPL’s application to construct
and operate a new 630 MW coal-fired power plant. If IPL chooses to construct the plant
it would have to meet a renewable energy procurement target of 500 MW in 2013,
increasing incrementally each year toward an ultimate target of 1,600 MW in 2028. The
order also contains provisions requiring the new coal plant to co-fire limited amounts of
biomass. The additional renewable requirements will apply only if IPL chooses to
construct the plant and do not affect the 49.8 MW requirement described in the summary
above.
KANSAS
No laws are currently in place with reference to Wind Energy.
*New laws on net metering and Renewables Portfolio Standard are expected to come
soon.
25
MINNESOTA
Wind Laws
Minnesota law provides for the creation of solar and wind easements for solar and windenergy systems. As in many other states, these easements are voluntary contracts. In
addition, Minnesota law specifically provides for wind easements. For tax purposes, an
easement imposed on a property may decrease the property value, but an easement
which benefits a property may not add value to that property. As of May 26, 2007
commercial operation of wind plants must begin no later than seven years after wind
easements (or lease of wind rights) are signed or the easement will be terminated.* This
sunset clause does not apply to wind easements or wind rights leases entered before
this date, nor does it apply to solar easements.
Minnesota law also allows local zoning boards to restrict development for the purpose of
protecting access to sunlight. In addition, subdivisions may create variances in zoning
rules in situations where undue hardships -- such as lack of access to sunlight for solarenergy devices -- impinge on a particular property (Minn. Stat. § 462.357).
*This clause will expire June 1, 2010 as a result of S.F. 3337 enacted in May 2008.
Interconnection Standards
Minnesota's net-metering law, enacted in 1983, applies to all investor-owned utilities,
municipal utilities and rural electric cooperatives. Qualifying facilities up to 40 kilowatts
(kW) are eligible for net metering; there is no statewide capacity limit for net metering.
However, uniform interconnection regulations were not implemented when net metering
was established.
In September 2004, the Minnesota Public Utilities Commission (PUC) adopted an order
establishing generic standards for utility tariffs for interconnection and the operation of
distributed-generation facilities up to 10 megawatts (MW) in capacity. All Minnesota
utilities have filed compliance tariffs that have been approved by the PUC.
All Minnesota utilities must report annually on the number of interconnected systems.
The PUC has developed streamlined uniform interconnection applications and a process
that addresses safety, economics and reliability issues.
Net Metering
Minnesota's net-metering law, enacted in 1981, applies to all investor-owned utilities,
municipal utilities and electric cooperatives. All "qualifying facilities" up to 40 kilowatts
(kW) in capacity are eligible.* There is no limit on statewide capacity.
Each utility must compensate customers for customer net excess generation (NEG) at
the "average retail utility energy rate," defined as "the total annual class revenue from
26
sales of electricity minus the annual revenue resulting from fixed charges, divided by the
annual class kilowatt-hour sales." This rate is basically the same as a utility's retail rate.
The purchase of NEG at a utility's retail rate distinguishes Minnesota's net-metering law
from net-metering laws and programs in most other states. (Wisconsin is the only other
state that provides for the actual purchase -- in the form of a check payable to the
customer -- of NEG at the utility's retail rate for electricity generated by a renewableenergy system. However, in Wisconsin a check will only be issued to the customer if
NEG exceeds $25.)
* The term "qualifying facility" is defined in the federal Public Utility Regulatory Policy Act
of 1978 (PURPA). It generally includes most renewable-energy systems and combinedheat-and-power (CHP) systems.
Minnesota enacted legislation (SF 4) in February 2007 that created a renewable portfolio
standard (RPS) for Xcel Energy, created a separate RPS for other electric utilities,* and
modified the state's existing non-mandated renewable-energy objective. Electricity
generated by solar, wind, hydroelectric facilities less than 100 megawatts (MW),
hydrogen and biomass -- which includes landfill gas, anaerobic digestion, and municipal
solid waste -- is eligible for the standards and the objective. The definition of eligible
biomass was refined slightly in 2008 by S.F. 2996 to include the organic components of
wastewater effluent and sludge from public treatment plants, with the exception of waste
sludge incineration. After January 1, 2010, hydrogen must be generated by other eligible
renewables in order to be eligible. Other amendments were made by S.F. 145 in May
2007, but did not make any substantial changes to the requirements.
The standard for Xcel Energy requires that eligible renewable electricity account for 30%
of total retail electricity sales (including sales to retail customers of a distribution utility to
which Xcel Energy provides wholesale service) in Minnesota by 2020. Of the 30%
renewables required of Xcel Energy in 2020, "at least" 25% must be generated by windenergy systems, and "the remaining" 5% by other eligible technologies. Wind energy
and biomass energy contracted for or purchased by Xcel Energy pursuant to Minn. Stat.
§ 216B.2423 et seq. is eligible under the RPS. The RPS schedule for Xcel Energy is as
follows:




15% by 12/31/2010
18% by 12/31/2012
25% by 12/31/2016
30% by 12/31/2020
The standard for other Minnesota utilities requires that eligible renewable electricity
account for 25% of retail electricity sales to retail customers (and to retail customers of a
27
distribution utility to which the one or more of the utilities provides wholesale service) in
Minnesota by 2025. The RPS schedule for other Minnesota utilities is as follows:




12% by 12/31/2012
17% by 12/31/2016
20% by 12/31/2020
25% by 12/31/2025
The February 2007 amendments also modified Minnesota's non-mandated, "good faith"
renewable-energy objective. The revised objective, which applies to all utilities, calls for
eligible renewables to account for 1% of all retail electricity sales in 2005 and 7% of all
retail sales by 2010. The Minnesota Public Utilities Commission (PUC) measures
utilities' efforts to meet the objective to determine whether utilities are making the
required "good faith" effort.
In December 2008 the PUC issued an order clarifying how it will evaluate this "good
faith" effort during the years (2006 - 2009) for which no benchmarks are defined by the
statute. The order requires utilities to retire renewable energy credits (RECs) equivalent
to 1% of their annual retail sales for the 2007-2009 compliance years (i.e., the calendar
year). In effect, this appears to both establish a mandatory baseline compliance
benchmark and allow utilities to bank RECs -- subject to the REC trading lifetime
described below -- in preparation for meeting the more stringent 7% objective in 2010. It
could also be interpreted as setting a precedent for addressing similar issues in future
years. Only RECs recorded and tracked through the Midwest Renewable Energy
Tracking System (M-RETS) may be used for compliance with the "good faith" objective
and future standards (see description below).
The 2007 legislation required the PUC to establish a program for tradable RECs by
January 1, 2008. The PUC approved the Midwest Renewable Energy Tracking System
(M-RETS) for this purpose in October 2007 and required all utilities to make a
substantial and good faith effort to register renewable generation assets by March 1,
2008. The program treats all eligible renewables equally and may not ascribe more or
less credit to energy based on the state in which the energy was generated or the
technology used to generate the energy. Notably, Xcel Energy may not sell RECs to
other Minnesota utilities for RPS-compliance purposes until 2021. In December 2007,
the PUC made certain additional determinations for the operation of the REC trading
system, listed below:


RECs will have a trading lifetime of 4 years according to the year of generation
(i.e., all credits generated during 2008, regardless of the month, will expire at the
end of 2012).
The purchase of RECs through M-RETS may be used in utility green pricing
programs, subject to the shelf life described above.
28


Consistent with M-RETS operating procedures, RECs must remain "whole" and
may not be disaggregated into separate environmental commodities (e.g., carbon
emission credits)
The PUC declined to issue a directive ascribing ownership of RECs where
ownership is not addressed in power purchase agreements (PPAs), instead
requiring utilities to pursue negotiations and settlements with the owners of
generation units.
This docket remains open to address issues not covered during the first phase of
rulemaking, as well as future implementation issues that may arise due to changes in
national, state, or M-RETS policies and protocols.
Utilities are required to file annual compliance reports with the PUC detailing their retail
sales, REC retirements, and REC trading activities. If the PUC finds a utility is
noncompliant, the commission may order the utility to construct facilities, purchase
eligible renewable electricity, purchase RECs or engage in other activities to achieve
compliance. If a utility fails to comply, the PUC may impose a financial penalty on the
utility in an amount not to exceed the estimated cost of achieving compliance. The
penalty may not exceed the lesser of the cost of constructing facilities or purchasing
credits and proceeds must be deposited into a special account reserved for energy and
conservation improvements. The PUC is authorized to modify or delay the
implementation of the standards if the commission determines it is in the public interest
to do so.
*Other electric utilities that must comply with Minnesota's RPS are: public utilities
providing electric service, generation and transmission cooperative electric associations,
municipal power agencies, and power districts operating in the state.
Community-Based Energy Development (C-BED)
Under the Community-Based Energy Development (C-BED) Tariff, each public utility in
Minnesota is required to file with the state Public Utilities Commission (PUC) to create a
20-year power purchase agreement (PPA) for community-owned renewable energy
projects. The original legislation was enacted in 2005 but has been amended several
times since then. Utilities were required to submit revised tariffs for the 2007
amendments by December 1, 2007.
Municipal and cooperative utilities must file a tariff 90 days after the first PUC order
approval of a tariff for a public utility. The tariff rate must be higher in the first ten years of
the agreement than the last ten years. The intent of this structure is to provide renewable
energy projects with better cash flow during the first ten years. This makes it easier to
achieve financing and pay project debt. The lower rate in the second half of the project
ensures declining power costs for the utility and ratepayers over the 20 year term of the
contracts.
29
Under the original C-BED legislation, the tariff rate was capped at a net present value of
2.7 cents per kilowatt hour calculated over the life of the PPA (using the relevant utility’s
normal discount rate). This cap was eliminated in 2007. An additional 2008 amendment
allows Minnesota political subdivisions and local governments to participate in C-BED
projects in a variety of ways -- including outright ownership -- but prohibits them from
acquiring property for such projects through eminent domain.
C-BED tariffs can be used to satisfy the state's Renewable Energy Standard. Utilities are
required to consider C-BED projects, but they are not required to sign C-BED contracts.
In order for a project to be considered community-based and eligible for C-BED tariffs:

51% of the revenues from the power purchase agreement must flow to
Minnesota-based owners and other local entities

No single wind project investor can own more than 15 percent of a project
consisting of two or more wind turbine, except for local governments which may
be the sole owners of community-based projects.

All owners of property traversed by transmission lines serving the project must be
given the opportunity to invest
In November 2005 Governor Pawlenty established a goal of developing an additional
800 MW of community-owned wind projects by 2010. This is in addition to the roughly
200 MW which already existed at that time and which resulted to a large degree from the
MN Renewable Energy Production Incentive (now closed to new wind applicants). As of
September 2008, a total of 115.7 MW of C-BED projects had been completed, with an
additional 27 MW under contract and 573 MW in negotiations.
NEBRASKA
Wind Laws
Nebraska's solar easement provisions allow property owners to create binding solar
easements for the purpose of protecting and maintaining proper access to sunlight. The
solar access laws were revised in March 1997 (Bill 140) to include wind. Counties and
municipalities are permitted to develop zoning regulations, ordinances, or development
plans that protect access to solar and wind energy resources if they choose to do so.
Local governing bodies may also grant zoning variances to solar and wind energy
systems that would be restricted under existing regulations, so long as the variance is
not substantially detrimental to the public good.
30
NORTH DAKOTA
Net Metering
Adopted in 1991, North Dakota's net-metering rules apply both to renewable-energy
generators and cogenerators (combined-heat-and-power systems) up to 100 kilowatts
(kW) in capacity. Net metering is available to all customer classes. There is no statewide
limit on the total capacity of all net-metered systems. If a customer has net excess
generation (NEG) at the end of a monthly billing period, the utility must purchase the
NEG at the utility's avoided-cost rate. Customer-generators retain ownership of
renewable-energy credits (RECs) associated with customer load, while RECs associated
with NEG convey to the utility (with compensation to the customer-generator).
In March 2007, the North Dakota enacted legislation (H.B. 1506) establishing an
objective that 10% of all retail electricity sold in the state be obtained from renewable
energy and recycled energy by 2015. The objective must be measured by qualifying
megawatt-hours (MWh) delivered at retail or by credits purchased and retired to offset
nonqualifying retail sales. This objective is voluntary; there is no penalty or sanction for a
retail provider of electricity that fails to meet the objective. Municipal utilities and electric
cooperatives that receive wholesale electricity through a municipal power agency or
generation and transmission cooperative may aggregate their renewable and recycled
energy objective resources to meet the objective.
Eligible resources include electricity produced solar, wind, biomass, hydropower,
geothermal, hydrogen derived from another eligible resource, and recycled energy
systems producing electricity from currently unused waste heat resulting from
combustion or other processes. (The term "recycled energy system" does not include
waste heat captured from any system designed primarily to generate electricity.)
Hydroelectric facilities must have an in-service date of January 1, 2007, or later, or
qualify as new hydroelectric generation obtained from repowering or efficiency
improvements to existing facilities.
In order to qualify for renewable electricity and recycled energy objective credits, a
generating source must meet the requirements of North Dakota Public Service
Commission's (PSC) rules for tracking, recording and verifying renewable energy
certificates (RECs). RECs do not need to be acquired from an in-state facility. There are
special conditions for hydroelectric facilities. Electricity generation applied to the
renewable energy and recycled energy objective, as well as certificate purchases and
certificate retirements, must be independently verified through a third-party credit
tracking system selected by the PSC. In June 2008 the PSC issued an order selecting
the Midwest Renewable Energy Tracking System (M-RETS) for this purpose.
31
Before using new renewable and recycled energy after August 1, 2007, to meet the
objective, each retail provider or its generation supplier was required to make an
economic evaluation to determine if the use of new renewable and recycled energy is
cost-effective considering other electricity alternatives. After evaluating the renewable
and recycled energy objective and economic evaluation, the retail provider or its
generation supplier may use the electricity alternative that best meets its resource or
customer needs.
SOUTH DAKOTA
In February 2008, South Dakota enacted legislation establishing an objective that by
2015, 10% of all retail electricity sales be obtained from renewable and recycled energy.
The objective applies to all retail providers of electricity within the state regardless of
ownership. As a voluntary objective, there are no penalties or sanctions for retail
providers that fail to meet the goal. Before using any renewable or recycled energy after
July 1, 2008, to meet the objective, retail providers or their generation suppliers must
evaluate whether the use of new renewable and recycled energy is cost-effective and
reasonable, taking into consideration other electricity alternatives. This evaluation may
then be used to decide on an alternative that best meets a retail provider's resource or
customer needs.
The objective may be met either through sales of qualifying electricity or through
renewable energy credits (RECs) purchased and retired to offset non-qualifying retail
sales. Qualifying electricity includes that produced from wind, solar, hydroelectric,
biomass* or geothermal technologies. Also eligible is electricity generated from currently
unused waste heat from combustion or another process that does not use an additional
combustion process and that is not the result of a system whose primary purpose is the
generation of electricity. Finally, hydrogen generated from any of the preceding
resources is eligible. The current definitions stem from H.B. 1272, enacted in March
2008.
For the purpose of calculating the amount of electricity needed to meet the objective,
retail providers may deduct from their baseline retail sales the proportion of electricity
obtained from hydroelectric facilities with an in-service date before July 1, 2008.
Municipal and cooperative utilities that receive wholesale electricity through a municipal
power agency or generation and transmission cooperative may aggregate their
resources to meet the objective.
In addition to meeting the technology eligibility criteria described above, electricity must
also meet the South Dakota Public Utilities Commission's (PUC) rules for tracking,
recording and verifying RECs. The PUC is authorized to develop such rules under SDCL
32
49-34A-94 et seq., but it has not yet adopted rules. Both in-state and out-of-state
facilities are eligible to generate qualifying RECs. Beginning December 1, 2008, retail
providers must report annually to the PUC on their attainment status, steps taken to
meet the objective, and any challenges or barriers they have encountered.
* Eligible biomass includes the following resources: agricultural crops, wastes, and
residues; wood and wood wastes; animal and other degradable organic wastes;
municipal solid waste; and landfill gas.
WISCONSIN
Wind Laws
Wisconsin has several laws that protect a resident's right to install and operate a solar or
wind energy system. These laws cover zoning restrictions by local governments, private
land use restrictions, and system owner rights to unobstructed access to resources. The
state's original laws, enacted in 1982, have subsequently been amended and expanded
numerous times.
Limitations on local zoning restrictions
First, under Wis. Stat. § 66.0401, local governments -- counties, towns, cities and
villages -- may not place any restriction on the installation or use of solar or wind energy
systems unless the restriction:



serves to preserve or protect public health or safety
does not significantly increase the cost of the system or decrease it's efficiency
allows for an alternative system of comparable cost and efficiency
This law effectively prohibits unreasonable public land use controls covering solar and
wind energy systems by defining a fairly narrow set of "reasonable" conditions. The law
subsequently allows for a local permitting procedure for guaranteeing unobstructed
access to wind or solar resources. A permit will not be granted if obstruction already
exists or if the construction of such an obstruction is already well into the planning
stages. The effect of the permit is similar to a private solar easement agreement, except
it does not require the consent of a neighboring property owner. It is important to note
that system owners are not required to obtain a permit under this subsection prior to
installing a solar or wind energy system. If a permit is necessary as the result of a local
zoning ordinance, the permitting burden may not deviate from Wis. Stat. § 66.0401 as
described above.
33
Limitations on private land use restrictions
A separate law, Wis. Stat. § 236.292, voids all restrictions on platted land that prevent or
unduly restrict the construction or operation of solar and wind energy systems. This law
effectively prohibits private land use controls (e.g., deed restrictions, homeowner
association regulations, easements, etc.) from preventing the installation and operation
of wind and solar energy systems. In the case of both access laws - public and private solar energy systems are defined broadly to include both thermal and electrical
technologies.
Right to sun and wind
Other sections of Wisconsin law address a solar or wind system owner's right to retain
unobstructed access to the wind or sun. Wis Stat. § 700.41 effectively freezes the
permitted building envelope of properties adjacent to a solar or wind system to whatever
it was at the time the system was constructed. This allows the system owner to construct
a system based on existing zoning regulations and be certain that future zoning
amendments and development will not render the system ineffective. Separately, Wis.
Stat. § 844.22 states that any structure or vegetative growth that occurs after the
installation of a solar or wind energy system and interferes with its function is considered
to be a private nuisance. The purpose of this law is to provide system owners with a
remedy to prevent interference with their systems in a situation where none of the other
statutory protections can be applied. The right to unobstructed resource access can only
be applied to actions that take place after a system is constructed.
Model policy
In order to assist counties, towns, and municipalities in interpreting Wisconsin's wind
access laws, chiefly Wis. Stat. § 66.0401, the state of Wisconsin has developed a Model
Small Wind Ordinance which suggests appropriate zoning language for wind energy
systems of 100 kilowatts (kW) or less. In the model, small wind systems are treated as a
permitted use. The document includes specific language on details such as setbacks
from public roads, dwellings, and property lines which can be considered directly
relevant to preserving public health and safety.
There is currently no comparable guidance for ordinances addressing solar installations.
Interconnection
In February 2004, the Wisconsin Public Service Commission adopted interconnection
standards for distributed generation (DG) systems up to 15 megawatts (MW) in capacity.
All investor-owned utilities (IOUs) and municipal utilities are required to abide by the
standard provisions. Electric cooperatives are not subject to the state standards but are
encouraged to adopt them. The rules categorize DG systems by capacity and provide for
several levels of interconnection review, as follows:
34




Category 1: 20 (kilowatts) kW or less
Category 2: larger than 20 kW, but no larger than 200 kW
Category 3: larger than 200 kW, but no larger than 1 MW
Category 4: larger than 1 MW, but no larger than 15 MW
Generally speaking, Wisconsin's interconnection requirements become more stringent
as the system size increases. The rules apply to all public utilities. The 20-kW dividing
line between Category 1 and Category 2 installations corresponds to the maximum
individual system capacity allowed under the state's net-metering rules. Systems that
qualify for net metering are not considered commercial ventures that require commercial
liability insurance.
Generally, minimum liability insurance of at least $300,000 per occurrence is required for
systems 20 kW and smaller with higher amounts for larger systems based on the
category of review under which they fall. However, the law also permits applicants to
prove financial responsibility using a negotiated agreement with the utility in lieu of the
insurance requirements. In addition, Category 2-4 facilities must name the utility as an
additional insured party in the insurance policy.
Application and study fees vary by category, but systems 20 kW and smaller are not
required to pay any fees for application reviews, engineering reviews, or distribution
system studies. Facility owners are permitted to file an appeal with the PSC if they
believe they are being held to unreasonable requirements, but the rules provide do not
provide any guidance on how such appeals will be addressed.
Additionally, the PSC has published two sets of standard forms for interconnection,
available on the program website. One set pertains to systems smaller than 20 kW while
the second set applies to larger systems up the maximum size of 15 MW. The PSC also
maintains a list of utility interconnection contacts on their Distributed Generation website.
The Wisconsin Distributed Resources Collaborative (WIDRC) has published a set of
interconnection guidelines that offer some additional details on the interconnection
process.
Net Metering Laws
The Public Service Commission of Wisconsin (PSC) issued an order on January 26,
1982, requiring all regulated utilities to file tariffs allowing net metering to customers that
generate electricity with systems up to 20 kilowatts (kW) in capacity. The order applies to
investor-owned utilities and municipal utilities, but not to electric cooperatives. All
distributed-generation (DG) systems, including renewables and combined heat and
power (CHP), are eligible. There is no limit on total enrollment.
35
The PSC has not adopted administrative rules for net metering.* Utilities' net-metering
tariffs contain some variations. Customer net excess generation (NEG) is generally
credited at the utility's retail rate for renewables, and at the utility's avoided-cost rate for
non-renewables. NEG credit is carried over to the customer's next bill. If NEG credit
exceeds $25, then the utility must issue a check for the amount, payable to the
customer.
In January 2006, the PSC approved a proposal by We Energies, an investor-owned
utility, to offer net metering to customers with wind turbines greater than 20 kW but no
greater than 100 kW in capacity. This offer is available to the first 25 eligible applicants,
for a term of 10 years.
In 1998 Wisconsin enacted Act 204, requiring regulated utilities in eastern Wisconsin to
install to an aggregate total of 50 MW of new renewable-based electric capacity by
December 31, 2000. In October 1999 Wisconsin enacted Act 9, becoming the first state
to enact a renewable portfolio standard (RPS) without having restructured its electricutility industry. Wisconsin's RPS originally required investor-owned utilities and electric
cooperatives to obtain at least 2.2% of the electricity sold to customers from renewableenergy resources by 2012. Legislation (SB 459) enacted in March 2006 increased
renewable-energy requirements and established an overall statewide renewable-energy
goal of 10% by December 31, 2015. The requirements are as follows:





For the years 2006, 2007, 2008 and 2009, each utility -- including municipal
utilities -- may not decrease its renewable-energy percentage below the utility's
average renewable-energy percentage for 2001, 2002 and 2003.
For the year 2010, each utility must increase its renewable-energy percentage by
at least two points above the utility's average renewable-energy percentage for
2001, 2002 and 2003.
For the years 2011, 2012, 2013 and 2014, each utility may not decrease its
renewable-energy percentage below the utility's renewable-energy percentage
for 2010.
For the year 2015, each utility must increase its renewable-energy percentage by
at least six points above the utility's average renewable-energy percentage for
2001, 2002 and 2003.
For each year after 2015, each utility may not decrease its renewable-energy
percentage below the utility's renewable-energy percentage for 2015.
Electric providers, wholesale suppliers and customers of electric providers may petition
the PSC for a one-year extension of a compliance deadline. By June 1, 2016, the
Wisconsin Public Service Commission (PSC) must determine if the state has met a
renewable-energy goal of 10% by December 31, 2015. If the goal has not been
36
achieved, the PSC must indicate why the goal was not achieved and must determine
how it may be achieved.
Qualifying renewables include tidal and wave action, fuel cells using renewable fuels,
solar thermal electric and photovoltaics (PV), wind power, geothermal, hydropower less
than 60 megawatts, and biomass (including landfill gas). Renewable energy generated
outside of Wisconsin is eligible. Electricity generated by hydropower receives special
treatment. Utilities receive credit for the sum of (1) all hydropower purchased in a
reporting year, (2) the average of the amounts of hydropower generated by facilities
owned or operated by the utility for 2001, 2002 and 2003, adjusted to reflect the
permanent removal from service of any of those facilities and adjusted to reflect any
capacity increases from improvements made after January 1, 2004; and (3) the amount
of hydropower generated in the reporting year by facilities owned or operated by the
electric provider that are initially placed in service on or after January 1, 2004.
A Renewable Resource Credit Program has been established, enabling utilities to buy
and sell "renewable resource credits" (RRCs)* from one another for any electricity
generated in excess of the percentage specified for a given year. Credits also may be
used in subsequent years. The Wisconsin PSC was one of principal developers of the
Midwest Renewable Energy Tracking System (M-RETS) to be used for this purpose.
Green Power Purchasing
Under terms of legislation (SB 459) enacted in March 2006, Wisconsin's Departments of
Administration, Corrections, Health and Family Services, Natural Resources, Public
Instruction, Veterans Affairs, the State Fair Park Board, and the Board of Regents of the
University of Wisconsin System have a goal of purchasing or generating 10% of their
power from renewable energy by December 31, 2007, and 20% by December 31, 2011.
In July 2008 the Governor announced that the state had completed a green electricity
purchase of 92,400 Megawatt-hours (MWh), equivalent to roughly 10% of the annual
electricity consumption of the agencies covered by the mandate.
Eligible resources include tidal and wave power, fuel cells using renewable fuels,
hydropower facilities less than 60 megawatts (MW), solar thermal-electric systems,
photovoltaics (PV), wind, geothermal, biomass, and any other non-conventional energy
resources deemed eligible by the state Public Service Commission.
According to the statute, agencies are not required to generate or purchase electricity
derived from renewables if the generation or purchase of renewables is not technically
feasible or cost-effective.
City of Madison
In 1999, Madison’s Metro Maintenance & Administration Facility began purchasing 25%
of its electricity from Madison Gas & Electric’s wind power program. The additional cost
37
to purchase the wind power is approximately $26,000 per year. Metro officials estimate
that their wind power purchase is equivalent to running ten buses per year with no
carbon monoxide emissions. In 2004, the city established a goal to increase the entire
city’s electricity purchases to 10% renewable energy by 2006 and 20% renewable
energy by 2010.
More recently, on March 20, 2007 the City of Madison Common Council passed a
resolution to purchase 10% of its electricity from renewable sources in 2007 and 20% by
2011. The city budget was amended to make available $17,000 for the purchase of
renewable energy credits (RECs), with a stated preference for those originating in Dane
and Madison counties. The total renewable energy purchase for both committments
combined is approximately 7.1 million kilowatt-hours (kWh) for 2008 according to the
city's sustainability website.
In this same legislation as the city-wide green power purchase, the Common Council
resolved to encourage community participation in renewable energy programs through
it's own Clean Energy Challenge Program, with a goal of being recognized as an EPA
Green Power Partner (consumer purchases of green electricity amounting to 2% of total
consumption).
1.4 Förderprogramme und Auswirkungen für deutsche Unternehmen
Im Februar 2009 unterzeichnete Präsident Obama ein Mega-Konjunkturpaket, den so
genannten American Recovery and Reinvestment Act of 2009 (ARRA), der einen klaren
Schwerpunkt auf erneuerbare Energien und Energieeffizienz legt. Beide Bereiche
werden mit einer Fördersumme von mehr als 70 Milliarden USD bezuschusst. Der
ARRA sieht unter anderem 16,8 Milliarden USD für das Office of Energy Efficiency and
Renewable Energy des Energieministeriums vor. Der Großteil dieser Mittel ist vor allem
für die Finanzierung von direkten Zuschüssen und Rabatten für Investoren und
Stromkunden vorgesehen, die erneuerbare Energien nutzen. Der ARRA enthält auch
umfangreiche Stimuli für die Windbranche, die den Förderrahmen für die Windenergie
deutlich verbessern. Die wichtigsten föderalen Anreizinstrumente sind der Production
Tax Credit (PTC) und der Investment Tax Credit (ITC), auf welche unter Punkt 1.4.1
näher eingegangen wird.
Weitere Regelungen zu Gunsten der Windenergiebranche betreffen unter anderem die
Bereitstellung zusätzlicher Finanzierungslinien, die Ausweitung von BonusAbschreibungsmöglichkeiten, eine stärkere Förderung der Kleinwindkraft sowie den
Ausbau der nationalen Stromübertragungsnetze und die Erleichterung des
Netzzugangs. Auch Investitionen in die Produktion von Windkraftausrüstungen werden
künftig über Steueranreize gefördert.
38
Jedoch ist anzumerken, dass die einzelnen Staaten bis jetzt die maßgebliche und
verantwortungsvolle
Rolle
bei
der
Entwicklung
und
Bereitstellung
von
Förderprogrammen haben. Solche Förderprogramme haben Auswirkungen darauf,
welche Preise der Verbraucher für die einzelnen Energieformen letztlich zahlt und an
welchen Orten und zu welchem Zeitpunkt eine Energieanlage errichtet wird.
Jedoch wird, wie bereits erwähnt, der Preis von Elektrizität aus Windenergie für den
Verbraucher nicht subventioniert. Der konventionelle Strom ist zudem billiger als der
grüne Strom, so dass Windenergie derzeit ohne andere Maßnahmen aus
Kostengründen keine Alternative für den Verbraucher darstellt. Amerikanische
Stromerzeuger sind in der Regel, anders als in Deutschland, nicht verpflichtet den
sogenannten grünen Strom zu einem bestimmten Preis abzunehmen. Somit besteht
auch hier kein ökonomischer Anreiz, auf diese Energieform umzusteigen. Allerdings
drängen immer mehr Bundesstaaten auf eine Regelung, wonach Stromerzeugerfirmen
einen bestimmten Prozentsatz der Energie aus erneuerbaren Ressourcen gewinnen
müssen. Um diese Vorgaben erfüllen zu können, setzen die meisten Stromanbieter auf
Windenergie.
Dennoch haben die USA und die einzelnen Staaten in den letzten Jahre hunderte von
Programmen verabschiedet, um erneuerbare Energien zu fördern. Hierbei werden
Anreize, wie z.B. Steuervergünstigungen, Rabatte, Zuschüsse u.a., geschaffen, um die
Produktion und den Gebrauch erneuerbarer Energien zu fördern. Diese
Fördermaßnahmen umfassen mehrere Millionen USD.
Gerade um erneuerbare Energie aus Windkraft stärker zu vermarkten, stellen viele
Staaten finanzielle Unterstützungen für den Bau von Windkraftanlagen, für die
Produktion und die gesamte Infrastruktur für die Einspeisung zur Verfügung. Die
Bundesstaaten Iowa und Minnesota verfügen im Vergleich zu anderen Bundesstaaten
über ein sehr gutes Förderungspotential, wie aus Abbildung 9 zu entnehmen ist.
39
Tabelle 4: Förderpotential in einzelnen Bundesstaaten
Overall assessment of effectivness of State Incentives for Renewable Energy
Rating is a scale of 0-4; 4 = most effective in encouraging significant commercial-scale
wind generation development
State
California
Iowa
Minnesota
Texas
New York
Colorado
Rating
4
4
4
4
3
2
Quelle: Study Projections of Wind Generation in the Upper Midwest
1.4.1 Bundesweit
Nachfolgend sind einzelne wichtige Fördermaßnahmen für Windenergie dargestellt. Eine
Übersicht zu allen bundesweiten Förderprogrammen befindet sich im Anhang B.
Production Tax Credit (PTC)
Unter der neuen Administration wurde dieser bis zum 31.12.2012 verlängert, was die
längste Verlängerung ist, die es für den PTC jemals gab. Zuvor waren ein- bis
zweijährige Verlängerungen der Regelfall. Beim PTC handelt es sich um einen
Steuerfreibetrag pro kWh für qualifiziert erzeugte Elektrizität. Bei dem Steuerfreibetrag
handelt es sich im 2,1 EUR Cent/ kWh. Förderfähig sind neben Wind auch Biomasse,
Geothermie und Wasserkraft.
Investment Tax Credit (ITC)
Projektentwickler können anstelle des PTC einen so genannten 30%igen Investment
Tax Credit erhalten, d.h. eine 30%ige Investitions-Steuergutschrift. Unter bestimmten
Voraussetzungen, kann ein entsprechender Barzuschuss des US-Finanzministeriums in
Anspruch genommen werden. Voraussetzung hierfür ist, dass die Anlage in 2009 oder
2010 in Betrieb genommen wird. Sollte der Baubeginn vor Ende 2010 liegen, kann die
Anlage auch bis 2013 in Betrieb genommen werden.
Modified Accelerated Cost-Recovery System (MACRS) – Internal Revenue Service
Das Modified Accelerated Cost Recovery System (MACRS) wird eingesetzt, um den
Großteil des Geschäftskapitals und Investitionen in Immobilien abzuschreiben, die nach
dem Jahr 1986 erworben wurden. MACRS setzt sich aus zwei Abschreibungssystemen
zusammen, die sich durch die Abschreibungsmethode und den Zeitraum unterscheiden:
40
das General Depreciation System (GDS) und das Alternative Depreciation System
(ADS).
Beim Modified Accelerated Cost-Recovery System (MACRS) können sich Unternehmen
ihre Ausgaben für bestimmte Sachanlagen durch Abschreibungsreduktionen
rückerstatten lassen. Im MACRS sind mehrere Lebensdauerklassen (3-50 Jahre) für
diverse Klassen von Sachanlagen festgelegt, über die das Anlagevermögen
abgeschrieben werden können. Für Solar-, Wind- und Geothermal- Anlagevermögen,
das nach 1986 erworben wurde, beträgt die MACRS Abschreibungsdauer
beispielsweise fünf Jahre.
1.4.2 Einzelne US-Bundesstaaten
Nachfolgend sind wichtige Fördermaßnahmen und –programme der einzelnen
Bundesstaaten mit deren englischen Beschreibungen dargestellt. Alle Texte wurden der
Website www.dsireusa.org entnommen, wo auch die ausführlichere Beschreibung
gefunden werden kann. Eine Übersicht zu den Programmen der einzelnen
Bundesstaaten befindet sich in den Anhang A.
ILLINOIS
Special Assessment for Renewable Energy Systems – Bundestaat: Illinois
A special assessment of wind-energy systems for property-tax purposes. For property
owners who register with a chief county assessment officer, equipment is valued at no
more than a conventional energy system. The exemption is not valid for equipment that
is equally usable in a conventional energy system or for components that serve nonsolar energy generating (e.g., structural, aesthetic, insulating, etc.) purposes.
Small Wind Grant Program – Bundestaat: Illinois
The Illinois Department of Commerce and Economic Opportunity (DCEO) provides up to
50% of eligible project costs per project for small wind energy conversion systems. The
maximum grant award is $25,000. Applicants must be a customer within the service area
of an investor-owned electric or gas utility or a municipal gas or electric utility or electric
cooperative that imposes the Renewable Energy Resources and Coal Technology
Development Assistance Charge.
Wind Energy Production Development Program – Bundestaat: Illinois
Provides financial assistance for the development of new wind production projects in
Illinois of at least 0.5 MW of nameplate capacity; however, depending on applicants, one
or multiple smaller projects may be selected for support. Expenditures eligible for
funding include development of business plans, engineering designs and drawings,
41
advanced market studies and financial analyses, technical assistance, and other
business development activities, as well as the purchase of equipment and/or materials.
The maximum grant award that may be requested for each eligible lanning/development
project is $25,000, although this maximum may be waived under certain circumstances.
Renewable Energy Resources Program – Bundestaat: Illinois
Purpose is to foster investment in and the development and use of renewable energy
resources within the state of Illinois. The RERP will, to the extent funds are available,
fund projects focused on increasing the utilization of renewable energy technologies in
Illinois. The maximum grant award that may be requested for each eligible
planning/development project is $25,000. The eligibility of project expenditures will be
determined on a project-specific basis.
IOWA
Renewable Energy Production Tax Credits (Corporate) – Bundestaat: Iowa
In June 2005, Iowa enacted legislation creating two separate production tax credit
programs for energy generated and sold by eligible wind and renewable energy facilities.
An eligible facility can qualify for only one of the two credits, codified as Iowa Code §
476C and § 476B.
Under Iowa Code § 476C, a production tax credit of 1.5¢ per kilowatt-hour is available
for energy generated and sold by eligible wind energy generators and other renewable
energy facilities, including biomass and solar. Under the same law, Iowa offers $4.50 per
million BTUs of biogas used to generate either electricity or heat for commercial
purposes, or $1.44 per thousand cubic feet of hydrogen fuel generated and sold by an
eligible renewable energy facility. This credit may be applied toward the state's personal
income tax, business tax, financial institutions tax, or sales and use tax.
Energy Replacement Generation Tax Exemption – Bundestaat: Iowa
Iowa imposes a replacement generation tax of 0.06 cents ($0.0006) per kWh on various
forms of electricity generated within the state. This tax is imposed in lieu of a property
tax on generation facilities. However, under the Energy Replacement Generation Tax
Exemption, all energy generated by methane gas conversion property (including digester
gas facilities) and wind energy conversion property is exempt from the replacement
generation tax. In addition, large hydroelectric generators (100 MW or more) pay a
reduced generation tax equivalent to $0.000001847 per kWh.
On-site facilities wholly owned or leased in their entirety to a self-generator, defined by
Iowa Code § 437A.3(27), are also exempt from the replacement tax on electricity
generation. In general, self -generators must wholly own or lease the facility in question
42
and produce electricity solely for their own consumption, except for inadvertent
unscheduled deliveries to their electric utility.
Alternate Energy Revolving Loan Program (ALERP) – Bundestaat: Iowa
The AERLP provides loan funds to individuals and organizations that seek to build
renewable energy production facilities in Iowa. Eligible renewable energy technologies
include solar, biomass, wind and small hydro. Successful applicants will receive a single,
low-interest loan that consists of a combination of AERLP funds and matching lenderprovided funds. The AERLP provides 50% of the total loan at 0% interest, with a
maximum of $1 million. The remainder of the loan is provided by a lender at market rate.
The maximum loan term allowed for the AERLP funds is 20 years. As the loans are paid
back to the Iowa Energy Center, those funds are channeled back into the program and
are made available to new applicants.
Technical applications for projects with a total financed capital cost of $50,000 or less
are reviewed on a continuous basis. Higher cost project are reviewed on a quarterly
basis according to the following deadlines: Oct. 31, Jan. 31, Apr. 30 and July 31. As of
July 2008, the AERLP had provided loans of more than $10.89 million in support of 80
renewable energy projects.
Wind and Solar Energy Equipment Exemption – Bundestaat: Iowa
This statute exempts from the state sales tax the total cost of wind energy equipment
and all materials used to manufacture, install or construct wind energy systems. The
exemption does not apply to equipment used to construct a plant to manufacture wind
energy systems.
As of July 1, 2006, solar energy equipment is also exempt from the state sales tax. Solar
equipment means any equipment that is used to convert incident solar radiation to
energy, or equipment used to transform the converted energy to storage or to some
point of use.
Property Tax Exemption for Renewable Energy Systems – Bundestaat: Iowa
In Iowa, the market value added to a property by a solar or wind energy system is
exempt from the state's property tax for five full assessment years. According to Iowa
law, eligible systems include (1) a system of equipment capable of collecting and
converting incident solar radiation or wind energy into thermal, mechanical, or electrical
energy and transforming these forms of energy by a separate apparatus to storage or to
a point of use which is constructed or installed after January 1, 1978; or (2) a system
that uses the basic design of the building to maximize solar heat gain during the cold
season and to minimize solar heat gain in the hot season and that uses natural means to
collect, store and distribute solar energy which is constructed or installed after January
1, 1981.
43
The Iowa Department of Revenue has determined that this exemption can be applied to
systems whose "primary purpose" is to store or provide electricity for use at the site
where the system is located. This clarifies that systems which periodically export
electricity to the grid (e.g., net metered systems) are eligible to claim the exemption as
long as they are used primarily to serve on-site electricity demand.
KANSAS
Renewable Energy Property Tax Exemption – Bundestaat: Kansas
This statute exempts renewable energy equipment from property taxes. Renewable
energy includes wind, solar thermal electric, photovoltaic, biomass, hydropower,
geothermal, and landfill gas resources or technologies that are actually and regularly
used predominantly to produce and generate electricity.
State Energy Program (SEP) – Bundestaat: Kansas
All renewable energy technologies are eligible for the Kansas Corporation Commission
Energy Programs grants offered each year as part of the State Energy Program (SEP).
The Commission's Energy Programs goals are to accelerate the deployment of energy
efficiency, renewable energy technologies, and education, and to facilitate the
commercialization of emerging and underutilized energy efficiency and renewable
energy technologies. Grants are available to fund state agencies, counties,
municipalities, universities, schools, non-profit organizations, small businesses,
consultants, and others.
MINNESOTA
Renewable Energy Production Incentive – Bundestaat: Minnesota
Supported by the state's Renewable Development Fund, Minnesota offers a payment of
1.0¢ to 1.5¢ per kilowatt-hour (kWh) for electricity generated by hydro facilities and onfarm anaerobic manure methane digesters. This incentive is available to hydro facilities
located at the site of a dam, if the dam was in existence as of March 31, 1994, and
begins generating electricity after July 1, 1994 or generates electricity after substantial
refurbishing of a facility that begins after July 1, 2001. In order to receive payments,
qualifying hydro facilities must begin operation by December 31, 2011. This is an
extension of the previous deadline (2009) as a result of H.F. 1812 of 2008.
In May 2007, the REPI was amended to make the actual gas produced by on farm
anaerobic digesters eligible to receive the incentive beginning July 1, 2007. In other
words, it is no longer required that the gas be used to produce electricity. It has not yet
been determined how the incentive will be calculated for this option.
44
Minnesota also issues a payment of 1.0¢ to 1.5¢/kWh for electricity generated by new
wind-energy projects less than two megawatts (MW) in capacity. As of May 2006, 211
MW were operating and receiving incentive payments. An additional 13 MW are eligible
to receive payments when operational. The program was closed to new applicants on
January 1, 2005.
Wind and Solar-Electric (PV) Systems Property Tax Exemption – Bundestaat: Minnesota
Minnesota excludes the value added by solar-electric (PV) systems from real property
taxation, and all real and personal property of wind-energy systems is exempt from the
state's property tax. However, the land on which a PV or wind system is located remains
taxable.
In lieu of a property tax on large wind-energy systems, a production tax was
implemented in 2002. Wind systems greater than 12 MW are taxed at a rate of 0.12
cents/kWh; systems between 2 MW and 12 MW are taxed at a rate of 0.036 cents/kWh;
and systems between 250 kW and 2 MW are taxed at a rate of 0.012 cents/kWh. Wind
systems under 250 kW are exempt from the production tax, as are systems with a
capacity of 2 MW or less that are owned by political subdivisions. However, a provision
in a separate statute (Minn. Stat. § 272.028) allows a mutually agreeable alternative to
be negotiated between the local government authority and the wind facility owner for the
purpose of maintaining "public infrastructure and services." For example, a lower tax
might be negotiated by a local government in order to attract wind development.
Wind Sales Tax Exemption – Bundestaat: Minnesota
Wind-energy conversion systems used as electric-power sources are exempt from
Minnesota's sales tax. Materials used to manufacture, install, construct, repair or replace
wind-energy systems also are exempt from the state sales tax. A "wind energy
conversion system" (WECS) is defined as any device, such as a wind charger, wind mill
or wind turbine, that converts wind energy to a form of usable energy.
NEBRASKA
Sales and Use Tax Exemption for Community Wind Projects– Bundestaat: Nebraska
In May 2007, Nebraska established an exemption from the sales and use tax imposed
on the gross receipts from the sale, lease, or rental of personal property for use in a
community-based energy development (C-BED) project. The Tax Commissioner is
required to establish filing requirements to claim the exemption. In April 2008 L.B. 916
made several amendments to this incentive, including: (1) clarified C-BED ownership
criteria to recognize ownership by partnerships, cooperatives and other pass-through
entities; (2) clarified that the restriction on power purchase agreement payments should
be calculated according to "gross" and not "net" receipts; (3) added language detailing
the review authority of the Tax Commissioner and recovery of exempted taxes; and (4)
45
defined local payments to include lease payments, easement payments, and real and
personal property tax receipts from a C-BED project.
A C-BED project is defined as a new wind energy project that meets one of the following
ownership conditions:


For a C-BED project that consists of more than two turbines, the project is owned
by qualified owners with no single qualified owner owning more than 15% of the
project and with at least 33% of the power purchase agreement payments
flowing to the qualified owner or owners or local community; or
For a C-BED project that consists of one or two turbines, the project is owned by
one or more qualified owners with at least 33% of the power purchase agreement
payments flowing to a qualified owner or local community.
In addition, a resolution of support for the project must be adopted by the county board
of each county in which the C-BED project is to be located or by the tribal council for a
C-BED project located within the boundaries of an Indian reservation.
A qualified C-BED project owner means:





a Nebraska resident;
a limited liability company that is organized under the Limited Liability Company
Act and that is entirely made up of members who are Nebraska residents;
a Nebraska nonprofit corporation;
an electric supplier(s), subject to certain limitations for a single C-BED project; or
a tribal council.
In separate legislation (LB 629), also enacted in May 2007, Nebraska established the
Rural Community-Based Energy Development Act to authorize and encourage electric
utilities to enter into power purchase agreements with C-BED project developers.
NORTH DAKOTA
Renewable Energy Tax Credit (Corporate) – Bundestaat: North Dakota
North Dakota allows any taxpayer -- an individual or corporation -- to claim an income
tax credit of 3% per year for five years for the cost of equipment and installation of a
system that uses geothermal, solar, biomass* or wind energy and that is installed after
December 31, 2000. (For systems installed before January 1, 2001, the credit is taken in
an amount equal to 5% per year for three years.) If the eligible device is part of a system
that uses other energy sources, only the portion of the system that uses geothermal,
solar, biomass or wind energy is eligible.
46
If the amount of the credit exceeds a taxpayer’s tax liability, the excess credit may be
carried over to each of the five succeeding taxable years. Alternatively, all or part of the
unused credit may be sold, assigned or otherwise transferred by the taxpayer to the
purchaser of the electricity generated by the system as part of the consideration in a
power purchase agreement (PPA), or to any North Dakota taxpayer that constructs or
expands an electricity-transmission line in the state after August 1, 2007. A taxpayer
may sell the credit to only one credit purchaser each taxable year. The credit purchaser
is not permitted to sell, assign or otherwise transfer the credit. Gross proceeds received
under a purchase agreement by a taxpayer who transfers a credit for the sale,
assignment or transfer of the credit must be allocated to the state.
Large Wind Property Tax Reduction – Bundestaat: North Dakota
In 2001 North Dakota began offering property tax reductions for commercial wind energy
generation devices constructed before 2011. As originally designed, the law reduced the
taxable value of centrally assessed* wind energy facilities larger than 100 kilowatts (kW)
from 10% to 3% of their assessed value, resulting in a property tax savings of 70%. This
law was recodified and amended several times during 2007, culminating in the
establishment of slightly different tax valuation procedures for some installations.
Presently, all centrally assessed wind turbine electric generation units constructed after
June 30, 2006 and before January 1, 2011 are valued at 1.5% their assessed value, as
are units which were constructed after April 30, 2005 and before July 1, 2006 and for
which a power purchase agreement (PPA) was executed after April 30, 2005 and before
January 1, 2006. For the latter, the reduced valuation is applicable only over the life of
the original PPA. All other centrally assessed wind generation units are valued at the 3%
level indicated in the original law.
SOUTH DAKOTA
Renewable Energy Systems Exemption – Bundestaat: South Dakota
This statute exempts from local property taxes renewable energy systems on residential
and commercial property. For residential systems, the exemption applies to the entire
assessed value of residential systems and can be transferred when the property is sold
provided the new owner is the first occupant of the structure (e.g., builder installs a
renewable energy system on a newly constructed home). The minimum value of the
credit is the actual intalled cost of the system. For commercial systems, the exemption
applies to 50% of the installed cost of commercial systems, and cannot be transferred
when the property is sold under any cirumstances. The exemption may be claimed for
three years after installation. After three years, the property owner can claim a portion of
the exemption for three subsequent years according to the following schedule:
47



Year 1: 75% of the exemption
The property tax exemption is adjusted to include any federal renewable energy income
tax credit which may be available at the time the owner applies for the exemption. This
exemption is not allowed for systems which produce energy for resale. Separate
property tax laws cover resale oriented commercial wind facilities larger than 5 MW and
smaller than 5 MW. For additional information or to apply for the exemption, contact the
Director of Equalization for your county.
Large Commercial Wind Exemption and Alternative Taxes – Bundesstaat: South Dakota
In South Dakota, wind farms constructed after July 1, 2007 are eligible for an alternative
taxation calculation in lieu of all taxes on real and personal property levied by the state,
counties, municipalities, schools, and other political subdivisions. The definition of "wind
farm" includes only facilities producing electricity for commercial sale and having a
minimum nameplate capacity of 5 MW. All property used or constructed to interconnect
individual wind turbines within a wind farm into a common project, termed the "collector
system", is eligible for the exemption and alternative taxation.
The alternative taxation method has two components. The first component is an annual
tax equal to $3/kilowatt (kW) of the nameplate capacity of the wind farm, prorated
according to when the wind farm begins operation during the first calender year. The
second component is a 2% annual tax on the gross receipts of the wind farm. The gross
receipts are calculated as the number of kilowatt-hours (kWh) produced multiplied by a
base electricity rate of $0.0475/kWh in 2008, with the base rate increasing by 2.5%
annually thereafter.
A partial rebate of the taxes paid under this formula is available for the construction of
transmission lines in South Dakota that serve an eligible facility. The total maximum
rebate is 50% of the combined cost of the transmission lines and wind farm collector
system. The maximum rebate in one year is 90% of the gross receipts tax for the first 5
years and 50% of the gross receipts tax for the next 5 years. No rebates will be issued
after this 10-year period. Up to 80% of the rebate may be issued in the form of a tax
credit in lieu of full payment of the gross receipts tax.
The money generated by the alternative taxation method described above will be
deposited to into the newly created wind energy tax fund. All of the receipts from the
capacity tax and 20% of the gross receipts tax will be redistributed back to the county
treasurer of the county(ies) where the wind farm is located before May of each year.
48
Commercial wind facilities smaller than 5 MW remain eligible for a separate wind energy
property tax assessment method under South Dakota law.
Small Commercial Wind Energy Property Tax Assessment
In May 2003 South Dakota passed legislation defining a revised property tax
assessment method for commcercial wind energy facilities. Originally, this method
applied to all commercial wind energy facilities regardless of their size. However, in
March 2008 HB 1320 exempted commercial wind facilities larger than 5 MW from all
property taxes in favor of an alternative taxing structure. Thus the special property tax
assessment listed here is now only applicable to commercial wind facilities with an
aggregate capacity of less than 5 MW. The two special rules that now apply to such
facilities are as follows:
1. The property value assessment does not include the wind turbine or blades (these are
considered personal property). The assessed property value only takes the base,
foundation, tower, and substations into account.
2. Wind energy companies are not subject to discretionary property tax formulas.
All commercial wind facilities covered under this law, regardless of ownership, are
assessed at the local level. Prior to the 2003 legislation, some facilities were centrally
assessed for tax purposes at the state level.
WISCONSIN
Solar and Wind Energy Equipment Exemption – Bundestaat Wisconsin
In Wisconsin, any value added by a solar-energy system or a wind-energy system is
exempt from general property taxes. A solar-energy system is defined as "equipment
which directly converts and then transfers or stores solar energy into usable forms of
thermal or electrical energy, but does not include equipment or components that would
be present as part of a conventional energy system or a system that operates without
mechanical means." A wind-energy system is defined as "equipment which converts and
then transfers or stores energy from the wind into usable forms of energy, but does not
include equipment or components that would be present as part of a conventional
energy system." Passive solar design elements do not qualify under these rules. The
exemption applies regardless of whether the equipment is deemed real property or
personal property.
Focus on Energy - Renewable Energy Grant Programs – Bundestaat Wisconsin
Wisconsin Focus on Energy offers several grant programs to support the development of
renewable energy projects and industry infrastructure. Individual grant programs are
intended to offer support in specific areas of the renewable energy market to help
49
implement projects that otherwise would not be completed, or to complete projects
sooner than scheduled. The Business & Marketing Grants provide financial support for
developing business skills and marketing materials for organizations and businesses
that provide renewable-energy services. Grant recipients and projects must be located in
a participating utility's service territory. The program website above contains an
interactive tool to assist people in determining their eligibility for different programs.
Grants will be awarded to assist renewable-energy businesses and organizations in
developing business plans, gaining market recognition, understanding their market
better, training employees, gaining certification and other related activities. The current
application lists PV, solar water heating, customer-owned wind, and non-residential
biomass combustion systems that produce electricity or thermal energy as eligible
technologies. Grants under this designation will not be issued for the purpose of
purchasing renewable energy equipment or for research and development activities. Up
to 50% of project costs will be funded, with a maximum grant of $10,000. Focus on
Energy also imposes a $500,000 limit on the amount of incentives that an individual or
business can receive from the program per fiscal year.
2.0 Aktuelle Bauprojekte
Während des letzten Jahrzehnts war die Windenergie die am schnellsten wachsende
Industrie im Energiebereich weltweit mit hohen Wachstumsraten. Die augenblickliche
Produktionskapazität aller Windkraftanlagen in den USA liegt bei 25,170 MW jährlich. Es
ist anzumerken, dass alle sich im Bau befindenden oder geplanten Projekte vorrangig
auf dem Festland (onshore) sind. Projekte auf offener See (offshore) sind derzeit in den
USA ein eher zu vernachlässigender Bereich, jedoch wird erwartet, dass diesem Bereich
über die nächsten Jahre eine größere Aufmerksamkeit beigemessen wird.
Die Entwicklung von Windenergieprojekten war und ist in den Great Plains und im
Mittleren Westen besonders stark, was auf das große Windpotential in dieser Gegend
zurückzuführen ist. Weitere Faktoren für das Wachstum sind die staatlich festgelegten
Anteile von Windenergie bei der Nutzung, die sinkenden Kosten für Windenergie und die
Förderungen von Windenergie gegenüber der herkömmlichen Energie. Die
kapazitätsmäßig größten Projekte wurden in den letzten Jahren in Texas (6 Projekte),
Colorado (1 Projekt) und Illinois (1 Projekt) verwirklicht.
Derzeit investieren Firmen Millionen von USD in die Entwicklung und den Bau von
Windkraftanlagen. Zahlreiche Windenergieanlagen sind gerade im Entstehen, die in den
nächsten Monaten fertig gestellt werden sollen. Die durchschnittliche Projektgröße liegt
momentan bei 70 MW. Nachfolgend findet sich eine Auflistung der AWEA (Quelle der
Daten: www.awea.com) von geplanten oder im Bau befindlichen Projekten im Mittleren
50
Westen. Eine Auflistung aller im Bau befindlichen Windkraftanlagen befindet sich im
Anhang C.
ILLINOIS
Power Capacity - Existing projects (MW):
915.06
Power Capacity - Projects under construction (MW): 201
Power Capacity - Proposed Projects (MW):
455.7
Rank In US (by existing capacity):
8
Rank In US (by Potential Capacity):
16
Potential Capacity (in MW):
6980
Annual Energy (in billion kWh):
61
Geplante Anlagen: Power Capacity (MW)UnitsTurbine Mfr.DeveloperOwner
Name
Location
Blackstone
Wind Farm
Livingston
County
300
200
Bureau
County
Wind Farm
Bureau
County
4.2
2
1.5
1
150
100
Illinois
State
University
project
White Oak
Wind
Energy
Center
McLean &
Woodford
Counties
Power
Units
Capacity
(MW)
Turbine
Mfr.
Developer
Owner
Power Purchaser
Year
Online
Horizon Wind
Energy
Suzlon
Stewardship
Energy/John
Deere Capital
Illinois State
University
GE
Energy
Illinois
State
University
Illinois State
University
Invenergy
Sich im Bau befindende Anlagen:
Name
Location
Power
Units
Capacity
(MW)
Turbine
Mfr.
Developer
Owner
EcoGrove
100.5
67
Acciona
Acciona
Acciona
Rail Splitter
100.5
67
GE
Energy
Horizon
Horizon
Power Purchaser
Year
Online
51
IOWA
2789.83
230
2
10
62900
551
Geplante Anlagen:
Name
Location
Power
Capacity
(MW)
Barton I
Victory
Wind
Energy
Project
Crawford and
Carroll
counties
Units
Turbine
Mfr.
Developer
80
40
Gamesa
Gamesa
150
60
Clipper
Windpo
wer
Clipper
Windpower
Owner
Gamesa
Power Purchaser
Year
Online
WPPI for 30
Name
Location
Winnebago
I
Winnebag
o County
Power
Capacity
(MW)
Units
20
10
Turbine
Mfr.
Gamesa
Developer
Iberdrola
Renewables
Owner
Iberdrola
Renewables
Power
Purchaser
Year
Online
2008
MINNESOTA
1752.16
17.4
4
9
75000
657
52
Geplante Anlagen:
Name
Location
Austin Wind
Power Project
Austin
Faribault
County Wind
Farm
Faribault
County
Gholen Wind
Power Project
Gholen
Power
Capacity
(MW)
Units
Turbine Mfr.
Developer
Owner
0
0
4.2
2
Suzlon
Renewable
Energy
Solutions/John
Deere Capital
13.2
8
Vestas 1800
kW
Private Owner
Power
Purchaser
Year
Online
Xcel Energy /
FPL Energy
Keine
NORTH DAKOTA
714.43
157.5
11
1
138400
1210
Geplante Anlagen:
Name
Location
Luverne
Wind
Farm
Griggs
and
Steele
counties
Power
Units
Capacity
(MW)
157.5
105
Turbine Mfr.
Developer
M-Power
Owner
Power
Purchaser
M-Power
Otter Tail for
49.5
Year
Online
Keine
53
SOUTH DAKOTA
186.76
5131
19
4
117200
1030
Geplante Anlagen:
Name
Location
Power
Units
Capacity
(MW)
Buffalo
Ridge
Brookings
County
50
50
Java
Wind
Farm
31
31
Titan
5050
2020
Turbine Mfr.
Suzlon
Developer
Iberdrola
Owner
Power
Purchaser
Year
Online
Power
Purchaser
Year
Online
Iberdrola
Superior
Renewable
Energy
Clipper
Clipper/BP
Alternative
Energy
Clipper/BP
Alternative
Energy
Name
Wessington
Springs
Location
Power
Units
Capacity
(MW)
51
34
Turbine Mfr.
GE Energy
Developer
Babcock &
Brown
Owner
Babcock &
Brown
54
WISCONSIN
394.89
7.65
15
18
6440
56
Geplante Anlagen:
Name
Location
Power
Capacity
(MW)
Units
Turbine Mfr.
Developer
Addison
Wind
Washington
County
1.65
1
Addison Wind
Energy
Ashford
Wind
Fond du
Lac County
3
2
Eden Wind
Energy
Eden
Wind
Fond du
Lac County
3
2
Eden Wind
Energy
Owner
Power
Purchaser
Year
Online
WE Energies
Name
Location
Butler
Ridge
Wind
Farm
Dodge
County
Power
Capacity
(MW)
Units
54
Turbine Mfr.
36
GE Energy
Developer
Midwest Wind
Energy/Eurus
Owner
Babcock &
Brown
Power
Purchaser
Year
Online
WPPI
3.0 Marketing & Vertrieb
Allgemein ist ein Fußfassen auf dem amerikanischen Markt stets durch die Qualität der
Vertriebsstrukturen bestimmt. Damit bedeutet die Planung dieser Strukturen einen nicht
zu vernachlässigenden Faktor in der Marketingkonzeption des Akteurs. Je nach Umfang
des geplanten Engagements in den USA ist die Ausgestaltung der Vertriebskanäle für
deutsche Akteure zu differenzieren. Es ist zu entscheiden, ob er als Anlagenbauer im
Ganzen oder als Zulieferer von Einzelteilen nur in Teilprozesse involviert ist.
55
Je nachdem bieten sich verschiedene Ausgestaltungsformen der Vertriebsstruktur an.
Für Zulieferer von Einzelteilen, die im Anlagenbau verwendet werden, bietet sich ein
Direktvertrieb der Waren an, da es sich bei den Produkten aufgrund der technologischen
Besonderheiten um erklärungsbedürftige Güter handelt, die auf eine überschaubare
Zahl von Abnehmern treffen. Zumeist verkaufen deutsche Anbieter ihre Produkte an
Windanlagen in amerikanischer Eigentümerschaft. Aufgrund dessen ist es anzuraten,
eine gewisse Präsenz in den USA an den Tag zu legen, um den Abnehmern eine
Anlaufstelle zu bieten. Qualifizierte Handelsvertreter bzw. Vertriebsmitarbeiter vor Ort
bzw. die Etablierung von Geschäftspräsenzen stellen eine geeignete Maßnahme dar,
diesen Anforderungen zu begegnen. Des Weiteren bietet es sich an, Lager- oder gar
Produktionsstätten in den USA zu unterhalten, um die Nachfrage zeitnah und flexibel zu
bedienen. Insofern ist es zweckmäßig, die räumliche Struktur des Abnehmerpotentials
zu analysieren, um in einem nachfolgenden Schritt die Region(en) zu definieren, in
denen diese Maßnahmen etabliert werden sollen.
Für Interessenten, die komplette Anlagen in den USA errichten wollen, stellt sich die
Struktur differenzierter dar. Hier ist zunächst eine Konkurrenzanalyse zu erstellen um
sicherzustellen, dass ein Absatzpotenzial gegeben ist. In Anbetracht der günstigen
Perspektiven für den Markt der erneuerbaren Energien ist dieser Punkt zu diesem
Zeitpunkt weniger kritisch als in einem gesättigten Markt zu bewerten. Weitergehend
sollte sichergestellt werden, dass eine solide Zuliefererstruktur existiert, die die
Errichtung der Anlage gewährleistet. Gegebenenfalls bietet sich eine Kooperation mit
bereits auf dem amerikanischen Markt etablierten Unternehmen an. Dies erleichtert
notwendige Beantragungsprozesse für Lizenzen und andere regulatorische
Maßnahmen. Ferner weisen etablierte Anbieter bereits eine profunde Marktkenntnis auf,
so dass auch die Wahrscheinlichkeit von Fehlentscheidungen gesenkt wird. In welchem
Ausmaß eine solche Kooperation geführt wird (bspw. als Joint Venture oder als M&ATransaktion) ist nicht pauschal zu beantworten, sondern hängt vom geplanten Umfang
des Engagements in den USA, der Marktkenntnis der verantwortlichen Mitarbeiter und
den Kosten ab.
Grundsätzlich bieten sich in den USA mehrere Arten von Vertriebspartnern an, darunter
Handelsvertreter, Distributoren (Vertragshändler), Lizenznehmer, Joint Venture oder ein
Merger & Aquisition (Firmenübernahme).
Der Handelsvertreter vermittelt Aufträge gegen Provision, schließt aber Verträge nicht
selbst ab. Der Verkauf der Ware erfolgt im Namen und auf Rechnung der deutschen
Firma. Der Vorteil ist, dass dadurch eine hohe Marktpräsenz und Kundennähe
geschaffen wird. Der Handelsvertreter selbst ist für das Aufspüren von Absatzpotenzial
und neuen Kunden verantwortlich. Ebenso hat das deutsche Unternehmen die Kontrolle
über die Kundenbeziehungen. Der Vertrag mit dem Handelsvertreter ist, wenn kein
56
Erfolg vorhanden sein sollte, kurzfristig lösbar, so dass es das Geschäftsrisiko
verringert.
Nachteile ergeben sich daraus, dass die gesamte Verantwortung für Transport, Service,
Reparatur, Inkasso und Produkthaftung bei der deutschen Firma verbleibt. Ferner wird
meist eine hohe Provision als Motivation für Handelsvertreter zu zahlen sein. Dies hat
zur Folge, das hohe Kosten bei der Marktbetreuung von Deutschland aus entstehen.
Das Problem im Bereich der Windindustrie ist, dass diese Industrie noch sehr neu ist
und somit wird es schwer sein, einen Handelsvertreter zu finden, der auch die nötige
Risikobereitschaft und Erfahrung mitbringt. Somit kommen in erster Linie Produkte oder
Dienstleistungen in Betracht, die nicht nur in der Windindustrie, sondern auch in anderen
Industriezweigen zum Einsatz kommen.
Distributoren (Vertragshändler) kaufen die Ware von der deutschen Firma und verkaufen
diese auf eigene Rechnung weiter. Der Vorteil hierbei ist, dass die geschäftlichen
Risiken (außer der Produkthaftung und des gewerblichen Rechtsschutzes) beim
Distributor liegen. Der Distributor hat selbst ein Interesse, den Verkauf zu fördern und er
verfügt in der Regel über ein entsprechendes Vertriebsnetz. Ferner leistet er auch den
After-Sales-Service. Von Nachteil ist, dass der Absatz auf dem US-Markt in der Hand
des Distributors liegt und die Gefahr besteht, dass er auch Konkurrenzprodukte vertreibt.
Die Kunden sind dem deutschen Unternehmen oft auch nicht bekannt. Ferner fällt die
Gewinnspanne oft nur gering aus. Als Partner für eine Zusammenarbeit käme hier auch
ein anderer Hersteller in Betracht, der schon ähnliche Dienstleistungen oder Produkte
vertreibt.
Lizenznehmer stellen die lizenzierten Waren häufig im eigenen Namen her. Häufig ist
auch ein “Cross-License” möglich. Vorteilhaft hierbei ist, dass das geschäftliche Risiko
beim Lizenznehmer liegt und dieser auch daran interessiert ist den Verkauf zu fördern.
Der Aufwand für das deutsche Unternehmen ist, nach Anlauf der Herstellung unter
Linzenzvergabe, häufig sehr gering. Auch hier liegt der Nachteil darin, dass der Absatz
auf US-Markt in der Hand des Lizenznehmers liegt und die Kunden oft nicht bekannt
sind. Ferner ist diese Form nicht für viele Produkte geeignet und es entsteht am Anfang
ein hoher Aufwand für Technologietransfer und Aufbau der Zusammenarbeit.
Das Joint Venture stellt einen Zusammenschluss mit einer anderen Firma im Markt dar.
Häufig ist die Konstellation die, dass eine Firma über die Technologien oder Produkte
verfügt und die andere Firma den Marktzugang oder das Kapital beisteuert. Der Vorteil
hierbei ist, dass das geschäftliche Risiko und die Kosten mit einem geeigneten Partner
geteilt werden. Ferner kann die Muttergesellschaft rechtlich geschützt werden und diese
Art der Verbindung verschafft dem Unternehmen eine größere Kontrolle über den
Partner, als es bei den Distributoren oder den Lizenznehmern der Fall ist. Nachteilig ist,
dass ein Joint Venture sehr kosten- und zeitintensiv ist und die meisten
57
Zusammenschlüsse innerhalb von 5 Jahren auseinander gehen. Dies könnte man
natürlich auch als Vorteil sehen.
Gerade auf Grund der jüngsten Entwicklung des USD wird für deutsche Unternehmer
zunehmend ein Merger & Aquisition mit US-amerikanischen Firmen interessant. Bei der
Übernahme oder Beteiligung eines US-amerikanischen Unternehmens wird ein
schnellerer Marktzugang möglich. Das deutsche Unternehmen erlangt so eine
Marktpräsenz und Marktimage. Darüber kann das deutsche Unternehmen bei einer
Beteiligung oder Übernahme auf das bereits bestehende Vertriebs- und Kundennetz
zurückgreifen. Somit erlangt das deutsche Unternehmen beim Vertrieb seiner Produkte
oder Dienstleistungen einen zeitlichen Vorteil gegenüber einem Mitbewerber, der sich
erst auf dem Markt etablieren muss.
Wichtige Entscheidungsträger
Bei der Frage nach den richtigen Entscheidungsträgern muss wieder differenziert
werden. Für Anbieter gesamter Anlagen oder großer Teile davon sind zwei
Hauptgruppen von Interesse. Die erste Gruppe stellt die der Investoren dar, bzw. all
diejenigen, die die Finanzierung der Anlagen sicherstellen. Inwieweit die Investoren ein
Mitspracherecht bei der Auswahl der zu beteiligenden Firmen haben hängt sicherlich
von den jeweiligen Rahmenbedingungen des Projektes ab, jedoch sind die Investoren
Schlüsselfiguren, um Informationen über die jeweiligen Entscheidungsträger zu erhalten.
Ferner sind die richtigen Ansprechpartner die Firmen, die eine Anlage in den USA bauen
werden. Auch hier ist es wieder entscheidend, den Projektleiter der US Firma zu
erreichen.
Da viele Anlagen staatliche Förderungen erhalten, gilt es mit den entsprechenden
Personen von staatlichen Stellen in Kontakt zu treten. Meistens werden solche Projekte
von dem zuständigen Landwirtschaftsministerium, Energie- oder Department of Natural
Resouces unterstützt. Die Ministerien verfügen meist über einzelne Abteilungen, die sich
mit den einzelnen erneuerbaren Energien auseinandersetzen. Der beste Kontakt dort ist
der Leiter der einzelnen Abteilungen. Auch wenn die Ministerien nicht unbedingt die
Aufträge für den Bau einer Anlage vergeben, so verfügen sie doch über Informationen
und Kontakte, die gerade einem ausländischen Unternehmen den Einstieg in den Markt
erleichtern. Ferner verfügen die Ministerien über die entsprechenden Informationen von
Investoren. Die zweite Zielgruppe stellen die US Firmen dar, die ebenfalls in der
gleichen oder verwandten Branche tätig sind wie das deutsche Unternehmen. Hier gilt
es die Personen anzusprechen, die Leiter der einzelnen Projekte sind, um das Produkt
und die Technologien der eigenen Firma vorstellen zu können, und Aussichten für eine
mögliche Zusammenarbeit aufzuzeigen.
Schlüsselfaktoren, um Marktanteile zu gewinnen und zu halten
Wesentlich ist es für Zulieferer, dass der Einstieg in den amerikanischen Markt gelingt
und hier ein dauerhaftes Absatzpotenzial geschaffen wird. Voraussetzung hierfür ist es,
58
richtige Anlaufstellen zu kontaktieren. Amerikanische Anlagenbauer haben
gegebenenfalls keine Erfahrung mit den deutschen Herstellern und Lieferanten. Sie
erwarten häufig jedoch eine Just-in-Time Lieferung und zuverlässige Betreuung
(Montage, Wartung, Kundendienst) vor Ort. In diesem Zusammenhang ist auch zu
erwähnen, dass amerikanische Firmen nach Partnern suchen, die bereits in den USA
vertreten und somit unmittelbar ansprechbar sind. Die Zulieferer und Hersteller sollten
entsprechend in der Lage sein, ein funktionierendes Vertriebsnetz als
Mindestanforderungen zu erfüllen. Möglichkeiten auf dem Markt zu etablieren sind über
eine herausragende Produkteigenschaften (Qualität: geringere Wartungszirkel, hohe
Zuverlässigkeit, Belastbarkeit, Verwendung besonders hochwertiger Materialien,
gesteigerte
Kompatibilität
mit
anderweitigen
Einzelteilen,
einzigartige
Fertigungstechniken) oder eine vorteilhaftere Preisgestaltung erzielbar, die auf dem
amerikanischen Markt eine übergeordnete Rolle spielt. Generell ist jede Maßnahme von
großem Interesse, die zur Kosteneinsparung führt. Dies hat in den USA einen höheren
Stellenwert als die Qualität des Produkts.
Um langfristig zu bestehen, gilt es, die Erwartungen der Abnehmer dauerhaft zu erfüllen
und sich gegenüber der Konkurrenz zu behaupten. Ziel ist es folglich dauerhafte
Wettbewerbsvorteile gegenüber der Konkurrenz zu erringen. Technologievorsprünge,
die Kostensenkungen versprechen, sind insbesondere zu nennen. Insofern ist die
permanente Forschung und Entwicklung nach neuen Technologien, die den gängigen
Standards genügen und ggf. sogar eine proaktive Erfüllung zukünftiger
Rechtssprechung beinhaltet, von großer Bedeutung.
Hauptentscheidungsprozesse
Zunächst sollten die Möglichkeiten ausgelotet werden, Ansprüche auf Fördermittel
geltend zu machen. Dies bedeutet, Konditionen für die Beantragung der Mittel, sowie
Antragsstellung und das dazugehörige Prozedere zu identifizieren. Deutsche
Unternehmen können in der Regel keine solchen Fördermittel beantragen, da dies meist
dem Eigner der Anlage vorbehalten bleibt. Eine Ausnahme hierbei ist, wenn sich das
deutsche Unternehmen an dem Aufbau eines neuen Standortes beteiligt. Auf der
Konstruktionsseite können die Fördermittel direkt erlangt werden. Bei den übrigen
Förderungen kann ein deutsches Unternehmen aus den Bedingungen, der Höhe und
der Antragsdauer einer Förderung Rückschlüsse darauf ziehen, ob das angebotene
Produkt oder System in eine entsprechende Förderung fällt und so die Möglichkeit eine
Beteiligung erhöht. In einem folgenden Schritt ist für die Durchführung und Bearbeitung
des Antrags bis hin zur Bewilligung ein Zeitfenster einzuräumen. Erst danach kann der
Anlagenbauer entsprechende Aufträge verteilen.
Anlagenbauer aus Deutschland müssen zudem gewährleisten, dass die verarbeitete
Maschinerie den technischen Standards US-amerikanischer Verhältnisse genügt. In der
Mehrheit der Fälle wird es so sein, dass die Anspruchshaltung deutscher Behörden
höher ist als in den USA. Jedoch sollten die Spezifika US-amerikanischer Normsetzung
59
genauestens geprüft werden, wie z.B. bei Personenschutzstandards für Lifte und
Geländer, um Verzögerungen oder gar eine Negierung der Aktivitäten in den USA
auszuschließen. Generell sollte für die Prüfung durch die Behörden ein zeitlicher Puffer
eingeplant werden. Ohne die Baubewilligung und die Zertifizierung der Anlagen und
Anlagenteile kann nicht mit der Umsetzung der Planung begonnen werden. Für
Anlagenbauer, die das Ziel haben, an einer Ausschreibung in den USA zu partizipieren,
gilt es wiederum, Kontaktstellen an Ort und Stelle zu bieten. Das bedeutet, dass auch für
diesen Zweck eine physische Kontaktmöglichkeit von Vorteil ist.
4.0 Strategie & Schlussfolgerungen
4.1 SWOT (Strength, Weakness, Opportunity, Threat) Analyse
Stärken und Schwächen für deutsche Unternehmen im amerikanischen Markt
Der Ruf deutscher Maschinenbauer und ihre in den vergangenen Jahren erfolgreiche
Exportbilanz (mit weiterhin aufsteigendem Trend), stärken das Vertrauen in deutsche
Zulieferer von Maschinen und technischem Gerät. Die technischen Standards sind in
Deutschland sehr hoch. Deutschland ist einer der weltweiten Markführer bei der
Energiegewinnung aus Windkraftanlagen. Hier kann auf eine breite Erfahrungsbasis
gebaut werden. Erneuerbare Energien sind in Deutschland bereits seit einigen Jahren
eine viel diskutierte und in der Umsetzung begriffene Thematik, die einen Vorsprung in
der Auseinandersetzung auch auf technologischer Ebene gegenüber den USA
wahrscheinlich macht. Da die Regularien, denen das technische Gerät genügen muss,
in Deutschland als strenger zu vermuten sind, sind amerikanische Anlagenbauer auch
für zu erwartende verschärfende Gesetzesänderungen vorbereitet, wenn Sie Anlagen
aus deutscher Produktion verwenden.
Anlagenbauer aus Deutschland genießen den Vorteil, dass sie in der Regel bereits über
Anlagen in Deutschland verfügen, so dass auf technischer Ebene wenig unerwartete
Schwierigkeiten zu erwarten sind. Gehen Sie Kooperationen mit amerikanischen
Anlagenbauern ein, so ist zu erwarten, dass die Verteilung der Zuständigkeiten den
jeweiligen Kernkompetenzen folgt, so dass eine weitere Spezialisierung in einzelnen
Bereichen, aber auch ein Mehrerfolg des Gesamtprojektes gewährleistet ist.
Der amerikanische Markt bietet ein erhebliches Absatzpotenzial von Windkraftanlagen,
da dieser Sektor stark im Aufstreben begriffen ist. In Deutschland ist der ‘Onshore’ Markt
mittlerweile gesättigt. Es gibt immer weniger Möglichkeiten neue Windkraftanlagen
aufzustellen, da die vorhandenen Landflächen fast ausgeschöpft sind. Dies ist in den
USA nicht der Fall, da das Land, speziell in den Great Plains über sehr viel freie
Landfläche verfügt. Somit besteht hier die Möglichkeit, großangelegte Windparks zu
schaffen. Solche Anlagen sind in den USA in der Regel erheblich größer als in
Deutschland. In einer differenzierten Betrachtung offenbart dies sowohl Stärken als auch
60
Schwächen des amerikanischen Marktes für deutsche Akteure. Für deutsche Zulieferer
von Einzelteilen oder Komponenten ist dies eine potenzielle Vorteilsposition, da das
Absatzpotenzial in den USA damit enorm gewinnt. Anlagenbauer aus Deutschland
müssen hingegen höhere Investitionen verausgaben, als sie dies für gewöhnlich in
Deutschland tun.
Eine weitere Möglichkeit eröffnet sich für Unternehmen, die Produkte oder
Dienstleistungen im Bericht Stromeinspeisung anbieten. Die Great Plains bieten zwar
viel Platz für den Bau von Windparks, gleichzeitig sind diese Gebiete oft nicht richtig
erschlossen, um den gewonnenen Strom an den Verbraucher weiterzuleiten. Somit
müssen neue Stromnetze installiert und betrieben werden, was insbesondere für
Unternehmen, die in diesem Bereich tätig sind, sehr interessant ist.
Der amerikanische Markt ist ferner äußerst kosten- und preisorientiert. Zwar ist die
Produktion „Made-in Germany“ nach wie vor mit positiven Attributen und damit einem
Qualitätssignal ausgestattet, jedoch fehlt es an Nachfrage, sobald der Preis nicht
ebenfalls attraktiv ausgestaltet ist. Deutsche Zulieferer haben deshalb darauf zu achten,
dass die von den Abnehmern akzeptierten Preise kostendeckend sind.
4.2 Geschäftsmöglichkeiten für deutsche Unternehmen
Für Windkraftanlagen werden ständig neue Bestimmungen und Förderungen von
einzelnen Bundesstaaten eingeführt. Unter der neuen Administration sind auch
grundlegende Gesetzesänderungen auf nationaler Ebene zu erwarten.
Durch die starke Förderung und vorgeschriebene Mindestabnahmemengen von Strom
aus Windenergie von Bundesstaaten wie Iowa und Minnesota sollen in den nächsten
Jahren mehrere tausend MW neue Windenergie installiert werden. In Minnesota ist
zudem das 25x25 Programm in Kraft. Dies besagt, dass bis zum Jahre 2025 etwa 25 %
der Energiebedarfs des Staates, dies beinhaltet Strom, Heizung und Verkehr, aus
erneuerbaren Ressourcen erfolgen soll. Solche Programme sind in mehreren Staaten
der USA in Kraft bzw. werden angestrebt. Hier wird das Wachstumspotential für
deutsche Unternehmer besonders deutlich.
Der US-Markt bietet optimale Rahmenbedingungen und eröffnet deutschen
Unternehmen aus der Branche alternativer Energien sehr gute Perspektiven, ihre
Technologien auf dem US-Markt vorzustellen und Partnerstrukturen zu bilden. Diese
werden durch die zur Verfügung gestellten Fördergelder in den US-Bundesstaaten
sowie durch die anstehende Gesetzgebung, die den schnellen Einsatz und
Verfügbarkeit alternativer Energien fordert, verstärkt. Einige deutsche Unternehmen
haben bereits begonnen, in Projekte im Bereich Windenergie in den Great Plains zu
investieren.
61
Im Oktober 2008 veröffentlichte Nordex Pläne zum Bau eines 100 Mio. USD teuren
Turbinen- und Rotorblätterwerkes in Jonesboro, Arkansas. Es wird erwartet, dass
dadurch bis Ende 2012 mehr als 700 neue Jobs geschaffen werden. Ausschlaggebend
für den Bau des neuen Werkes ist die wachsende Nachfrage nach Windkraftanlagen in
den USA. Für die nächsten 5 Jahre wird mit einem 20%igen Anstieg der Kapazität der
Windenergie gerechnet, was jedoch vor allem vom administrativen Aktionsplan unter der
Regierung Obamas abhängen wird.
Mit mehr als 2.000 MW installierter Windkraftleistung in den USA zählt Siemens/
Winergy zu den drei führenden Herstellern im größten Windenergiemarkt der Welt. Im
Juni 2008 verkündete das Unternehmen, dass ein zweites 20 Mio. USD teures Werk zur
Herstellung von mechanischen Antrieben in Elgin, Illinois geplant ist. Hierdurch
entstehen circa 300 neue Jobs und die Eröffnung des Werkes war Anfang 2009t. Für die
Ansiedlung des neuen Werkes, stellten der Staat Illionois und die Stadt Elgin mehrere
steuerliche und finanzielle Anreize für das Unternehmen bereit.
Für 2009 hat Siemens bisher bereits 6 Großaufträge für die Errichtung von
Windenergieanlagen mit einer Leistung insgesamt 1.500 MW aus den USA erhalten.
Aber auch andere europäische Unternehmen haben bereits den amerikanischen Markt
entdeckt. Das dänische Unternehmen Vestas, einer der Weltmarktführer in der
Produktion von Windturbinen, eröffnete in 2008 ein 18.000 m² großes Werk in Windsor,
Colorado, in welchem Rotorblätter hergestellt werden. In 2009 und 2010 sind drei
weitere Einrichtungen geplant – eine weitere Anlage zur Herstellung von Rotorblättern,
eine für Türme und ein Maschinenhaus-, welche in Brighton und Pueblo, Colorado
angesiedelt sein werden. Es wird erwartet, dass Vestas hierdurch bis Ende 2010 eine
Produktionskapazität von mehr als 900 Türmen, 4.000 Rotorblättern und 1.400
Maschinenhäusern erreicht. Darüber hinaus eröffnete Vestas eine Einkaufabteilung mit
Sitz in Chicago, Illinois. Dies ermöglicht es dem Unternehmen nahe an seinem
komplexen Lieferantennetz im Nordosten des Landes zu sein.
62
Abbildung 11: Windturbinenhersteller und Zulieferer in den USA
Wenn deutsche Unternehmen nicht rasch die Chance nutzen, in den boomenden
amerikanischen Windenergiemarkt rechtzeitig einzusteigen, gehen diese Möglichkeiten
an Konkurrenten neue US- Zulieferer verloren.
Von den Möglichkeiten, die sich durch neue Projekte in den USA ergeben, können auch
kleinere und mittlere deutsche Unternehmen beispielsweise durch Kooperationen mit
marktführenden Unternehmen profitieren.
4.3 Strategien für den weiteren Marktausbau und weiteres Umsatzwachstum
Wenn ein deutsches Unternehmen auf dem US Markt den Einstieg geschafft hat, gilt es
diese Position zu festigen und weiter auszubauen. Einer der wichtigsten Punkte ist die
Präsenz auf dem amerikanischen Markt. Je nachdem wie stark die amerikanische
Präsenz ist, gilt es diese auszubauen. Im Idealfall sollte am Ende eine eigene
Repräsentanz in den USA vorhanden sein. Dies kann damit beginnen, dass die
deutsche Firma zunächst ein Büro in den USA unterhält, welches für die Erstanfragen
und Versorgung mit Erstinformationen zuständig ist. Die komplette Auftragsabwicklung
erfolgt von Deutschland aus. Diese Form der Präsenz stellt die kostengünstigste
Variante einer US-Geschäftspräsenz dar und verschafft dem deutschen Unternehmen
eine Adresse in den USA. Die US Unternehmen gewinnen dadurch wiederum den
Eindruck, dass das deutsche Unternehmen in den USA präsent ist, was die Attraktivität
63
einer Zusammenarbeit steigert. Als nächster Schritt gilt es dann eine eigene US Präsenz
aufzubauen, in der dann eigene Mitarbeiter direkt vor Ort sind und somit noch schneller
auf die amerikanischen Bedürfnisse reagieren können. Je nach angebotenem Produkt
empfiehlt es sich, auch eine Lagerstätte oder Produktionsstätte in den USA zu
unterhalten. Im Falle der Errichtung einer Produktionsstätte kann auch die
Linzenzvergabe eine wichtige Rolle spielen. Wichtig in diesem Zusammenhang ist, dass
das deutsche Unternehmen eine solche Präsenz nicht nur für ein Großprojekt anstrebt,
sondern sich eine dauerhafte Präsenz schafft, um sich an zukünftigen Projekten leichter
beteiligen zu können.
Ferner gilt es, den Bekanntheitsgrad in den USA auszuweiten. Hierfür bieten sich
Anzeigenschaltungen in einschlägigen Fachzeitschiften oder im Internet an. Ferner ist
der Kontakt zu Verbänden der Branche sehr wichtig. Als weiteres sollten entsprechende
Messen besucht werden, um die Firma und das Produkt weiter zu promoten.
Der zweite wichtige Punkt stellt die Beobachtung der Entwicklung des Marktes und die
Weiterentwicklung des eigenen Produktes dar. Zum Beispiel dürfte in der näheren
Zukunft die Akzeptanz der Windkraftenergie bei den Privatleuten eine große Rolle für die
Entwicklung der Windkraftanlagen spielen. Ferner das Verhältnis zwischen Windkraft
und der Energiegewinnung aus anderen Ressourcen und die damit verbundene Frage,
wie stark die USA die Windenergie als alternative Energiequelle ansieht. Wenn sich der
Markt verändert, gilt es zu beobachten, wie die Konkurrenz auf diese Veränderung
reagiert. Gleiches gilt für das eigenen Unternehmen. Dieses sollte bestrebt sein, sich
immer mehr den Bedürfnissen des amerikanischen Markts anzupassen. Dies kann dahin
gehen, dass deutsche Firmen ein Produkt speziell für den amerikanischen Markt
entwickeln und anbieten.
Zusammenfassend ist zu sagen, dass ein deutsches Unternehmen für einen
erfolgreichen Markteinstieg oder Marktausbau ein gutes, innovatives, sich von der
Konkurrenz abhebendes Produkt zu marktfähigen Preisen anbieten muss. Ferner ist ein
gewisses finanzielles Engagement für regelmäßige Reisen in die USA, eine präventive
Rechtsberatung, für US-bezogenes Marketingmaterial und für Zulassungen (wie UL,
FDA o.ä.) unerlässlich. Von dem deutschen Unternehmen wird die volle
Aufmerksamkeit, volles Engagement und ein hohes Maß an Flexibilität erwartet. Als
letztes sollte ein guter Partner vorhanden sein, der den Markt kennt und somit den
Markteinstieg gemeinsam mit dem Unternehmen vorantreiben kann.
5.0 Profildatenbank
In dieser Datenbank sind Kontaktinformationen von Windkraftanlagen, Zulieferern,
Verbänden und NGO’s sowie von staatlichen Stellen enthalten.
64
E. Anhang
Anhang A
Förderprogramme der einzelnen Bundesstaaten
Anhang B
Bundesweite Förderprogramme
Anhang D
Geplante Windprojekte/ Windparks
65

- Exportinitiative Erneuerbare Energien

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