Windenergie-auf-See-Gesetz

Grundlage des zentralen Modells ist der vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur und den Übertragungsnetzbetreibern entwickelte Flächenentwicklungsplan (FEP). Der Flächenentwicklungsplan löst den bisherigen Offshore-Netzentwicklungsplan ab, der von den Übertragungsnetzbetreibern erstellt wurde. Hinzu kommt der Netzentwicklungsplan Strom, in dem Planungen für die Anbindungsleitungen und Netzverknüpfungspunkte auch für die Offshore-Windenergie enthalten sind.

Auf den im Flächenentwicklungsplan bestimmten Flächen werden vom Staat die notwendigen Voruntersuchungen vorgenommen und die Flächen anschließend für den Bau von Windparks ausgeschrieben. Den Zuschlag erhält der Projektentwickler, der die niedrigste Marktprämie fordert, die für den produzierten Strom als Mindestpreis gezahlt werden soll. Der Bieter, der den Zuschlag bekommt, erhält das ausschließliche Recht zur Durchführung eines Planfeststellungsverfahrens zur Errichtung und dem Betrieb von Windenergieanlagen und einen Anspruch auf Anschluss der Windenergieanlagen an die im Flächenentwicklungsplan festgelegte Offshore-Anbindungsleitung.[2]

Das BSH hat am 20. Januar 2023 den FEP 2023 zusammen mit den Umweltberichten im Rahmen der Strategischen Umweltprüfung veröffentlicht. Der FEP 2023 legt die Grundlage für die Erreichung des Ausbauziels von 30 Gigawatt bis zum Jahr 2030 und setzt die Novelle zum 1. Januar 2023 um.

Mit dem sog. Energiesammelgesetz wurden im Jahr 2018 erste Regelungen zur Wasserstoffherstellung auf See in das WindSeeG aufgenommen.[5] Es wurde klargestellt, dass das WindSeeG nur ans Netz angebundene Windenergieanlagen reguliert und die Möglichkeit geschaffen, „sonstige Energiegewinnungsbereiche“ festzulegen. Die Vergabe von sonstigen Energiegewinnungsbereichen wird von der im Oktober 2021 in Kraft getretenen Verordnung zur Vergabe von sonstigen Energiegewinnungsbereichen in der ausschließlichen Wirtschaftszone (Sonstige-Energiegewinnungsbereiche-Verordnung – SoEnergieV) geregelt.[6]

Ende 2020 wurde das WindSeeG novelliert und an das gestiegene Ausbauziel von 20 Gigawatt bis 2030 (vorher 15 Gigawatt) und 40 Gigawatt bis 2040 angepasst. Die Menge der jährlich ausgeschriebenen Flächen wird flexibler und die Realisierungsfristen werden gestrafft. Zur Umsetzung des Urteils des Bundesverfassungsgerichts wurde eine Regelung zur Kostenerstattung für Untersuchungen von Altinhabern von Projektrechten eingeführt.[7]

Zudem wurde ein Losverfahren für den Fall von mehreren Null-Cent-Geboten eingeführt. Eine ursprünglich angedachte zweite Gebotskomponente, bei der neben der Höhe der gebotenen Marktprämie noch der Beitrag des Projektentwicklers zu den Kosten des Netzanschlusses Teil des Gebots gewesen wäre, wurde im Gesetzgebungsverfahren verworfen.[7] Abgelehnt wurde auch ein Antrag der Grünen, auf ein System sog. Differenzverträge (Contracts for Difference) umzusteigen, bei dem nicht mehr auf eine zusätzlich zum am Markt zu erlösenden Strompreis zu zahlende Marktprämie geboten wird, sondern auf einen vom Marktgeschehen unabhängigen festen Preis.[8] Der Umgang mit Null-Cent-Geboten sollte 2022 evaluiert werden.[7] Inhaber bestehender Projekte haben ein gesetzliches Eintrittsrecht und können in einen erteilten Zuschlag eintreten.

Installierte und geplante Offshore-Windenergie in Deutschland in MW

Der Koalitionsvertrag der 20. Wahlperiode des Bundestages (Kabinett Scholz) hebt die Offshore-Ausbauziele nochmals an: Bis zum Jahr 2030 soll die Kapazität für Offshore-Windenergie auf 30 Gigawatt, bis zum Jahr 2035 auf 40 Gigawatt und bis zum Jahr 2045 auf 70 Gigawatt erhöht werden.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz hat dazu Anfang 2022 einen Entwurf eines Zweiten Gesetzes zur Änderung des WindSeeG vorgelegt.[9] Neben der Anhebung der Ausschreibungsmengen sollten die zentral voruntersuchten Flächen über Differenzverträge statt Marktprämien ausgeschrieben werden. Nicht zentral voruntersuchte Flächen sollten nach qualitativen Kriterien ausgeschrieben werden. Eine Vergabe der Netzanbindung sollte unmittelbar nach Aufnahme der jeweiligen Fläche in den Flächenentwicklungsplan vergeben werden können, was die Auftragsvergabe um mehrere Jahre beschleunigen sollte.[10] Zu den qualitativen Kriterien nach denen die Vergabe nicht zentral untersuchter Flächen erfolgen sollte, zählten neben einer möglichen Zahlung des Bieters, die dem Umweltschutz und der Senkung der Netzentgelte zugutekommen soll, Kriterien wie der Energieertrag, der Abschluss umfassender Power Purchase Agreements, die Vereinbarkeit mit dem Natur- und Artenschutz sowie die Recyclingfähigkeit der Rotorblätter.[9]

Die Novelle wurde im April 2022 im Kabinett beschlossen[11] und am 7. Juli 2022 vom Bundestag verabschiedet.[12]

Gegenüber dem ursprünglichen Gesetzesentwurf wurde die Vergütung über Differenzverträge auf Betreiben der FDP gestrichen. Differenzverträge seien „ein staatlich-privates Preiskartell zulasten von Wettbewerb und Marktintegration“.[13] Über eine Verordnungsermächtigung ist aber der Abschluss von Differenzverträgen für Industriestromverträge möglich.[13]

Mit der Novelle werden Windparks auf zentral voruntersuchten Flächen mit Ausnahme des Netzanschlusses nicht mehr gefördert. Die Ausschreibung für zentral voruntersuchte Flächen erfolgt nicht mehr über Marktprämien, sondern umfasst zukünftig zwei Komponenten: Zum einen für den Zuschlag zu bietenden Geldbetrag, der zu 60 % in die Bewertung eingeht, zum anderen die zu je 10 % in die Bewertung eingehenden qualitativen Kriterien der auf der ausgeschriebenen Fläche zu errichtenden Kapazität, des Naturschutzes, der Emissionen beim Bau des Windparks und des Anteils an Auszubildenden beim Windparkbetreiber, Zulieferern und Dienstleistern.[14] Die Einnahmen aus den Zahlungen der Windparkbetreiber sollen zu 90 % in die Offshore-Netzumlage eingehen und damit die Stromkosten senken. 5 % sollen dem Meeresschutz zugutekommen und 5 % sind für Maßnahmen der umweltschonenden Fischerei vorgesehen.[15] Das ursprünglich für nicht voruntersuchte Flächen vorgesehene qualitative Kriterium der Recyclingfähigkeit der Rotorblätter wurde als Zuschlagskriterium gestrichen. Stattdessen soll mit dem „Beitrag zur Dekarbonisierung des Ausbaus der Windenergie auf See“ die Klimaverträglichkeit des Herstellungsprozesses bewertet werden und mit dem „Beitrag zur Fachkräftesicherung“ die europäische Windindustrie geschützt werden.[13] Bei zentral voruntersuchten Flächen entfällt zudem das Planfeststellungsverfahren und wird durch ein beschleunigtes Plangenehmigungsverfahren ersetzt.[16]

Für nicht zentral voruntersuchte Flächen wird weiterhin auf eine Marktprämie geboten. Die Entscheidung zwischen mehreren Null-Cent-Geboten soll durch eine zweite Gebotskomponente, also eine angebotene Zahlung des Bieters erfolgen.[13]

Außereuropäische Bieter sollen vom Zuschlagsverfahren ausgeschlossen werden können, wenn ein Zuschlag oder der spätere Betrieb einer Anlage die öffentliche Ordnung oder die Sicherheit Deutschlands voraussichtlich beeinträchtigen würde.[13]

Nach den ersten Ausschreibungsrunden nach dem novellierten WindSeeG im Jahr 2023 veröffentlichte der Verband VDMA ein Positionspapier mit Forderungen für eine erneute Novellierung des Gesetzes vor den für 2024 angesetzten Ausschreibungen. Negative Gebote bzw. im Fall von nicht voruntersuchten Flächen die zweite Gebotskomponente in Form von Zahlungen sollten abgeschafft werden. Jedenfalls aber sollten die Zahlungen gedeckelt und ihre Gewichtung gegenüber qualitativen Kriterien verringert werden. Die Zahlungen sollten zeitlich zudem nach vorn verlegt werden. Die bei den Ausschreibungen für voruntersuchte Flächen im Jahr 2023 erstmals angewandten qualitativen Kriterien sollten im Hinblick auf ihre Praktikabilität und Nutzen überarbeitet werden.[20]

Die Ausschreibung von nicht voruntersuchten Flächen im Jahr 2023 endete gegen eine Zahlung von 12,6 Mrd. Euro mit Zuschlägen für zwei Mineralölunternehmen. Die Stiftung Offshore-Windenergie kritisiert die gesetzliche Ausgestaltung: Sie fürchtet steigende Strompreise, weil die Windparkbetreiber ihre Gebote wieder verdienen müssten und noch stärkeren Druck auf die Lieferkette ausüben könnten. Die Stiftung vergleicht die Ausschreibungsergebnisse mit der UMTS-Versteigerung im Jahr 2000. Die Maximierung der staatlichen Einnahmen führten gleichzeitig zu einer schlechten Netzabdeckung.[21]

Die Beteiligung an dem Gebotsverfahren im Jahr 2023 war groß und bringt über 20 Jahre Einnahmen von insgesamt rund 13,3 Mrd. Euro. Davon verbuchte der Bundeshaushalt im Jahr 2023 Einnahmen von 1,34 Mrd. Euro, für die die Zweckbindung im WindSeeG 2023 jeweils rund 670 Mio. Euro für die Fischerei- und den Meeresnaturschutz vorsieht. Im Zuge von Sparmaßnahmen, die das Kabinett Scholz für den Ausgleich des Haushaltssaldos durchführt, sollen rückwirkend 780 Mio. Euro für andere Zwecke genutzt werden. Die Deutsche Umwelthilfe und Mecklenburg-Vorpommerns Umweltminister Till Backhaus kritisieren die Pläne.[22]

In den beiden Ausschreibungen in der Übergangsphase in den Jahren 2017 und 2018 wurden mengengewichtete durchschnittliche Marktprämien von 0,44 ct/kWh (2017) und 4,66 ct/kWh (2018) bezuschlagt.[23] 2018 gab es dabei erstmals eine „Ostseequote“, die das überlastete norddeutsche Stromnetz entlasten sollte.[23]

In der ersten Ausschreibungsrunde nach dem zentralen Modell zum Gebotstermin 1. September 2021 wurden drei Flächen mit einem Ausschreibungsvolumen von insgesamt 958 MW ausgeschrieben, davon zwei in der Nordsee und eine in der Ostsee. Der Zuschlagswert auf allen drei Flächen lag bei 0,00 ct/kWh, die erfolgreichen Bieter erhalten also neben dem auf dem Strommarkt zu erzielenden Preis nur die für sie kostenfreie Netzanbindung als Förderung. Die Kosten der vom BSH durchgeführten Voruntersuchungen werden auf die bezuschlagten Bieter umgelegt. Für zwei der Flächen (N-3.8 und O-1.3) hatten mehrere Bieter 0,00 ct/kWh als Marktprämie geboten, hier wurde im Losverfahren entschieden.[24]

Die Ausschreibung 2022 endete wieder mit einem Zuschlagswert von 0,00 ct/kWh für die Fläche N-7.2 mit einem Ausschreibungsvolumen 980 MW.[25] Für die Fläche besteht ein Eintrittsrecht des Erwerbers der ursprünglichen Projektierer.[26]

Am 1. Juni 2023 erfolgte eine Ausschreibung für 7.000 MW auf nicht voruntersuchten Flächen in Nord- und Ostsee. Nachdem jeweils mehrere Gebote mit einem Gebotswert von null Cent pro Kilowattstunde abgegeben wurden, führte die Bundesnetzagentur auf Grundlage des WindSeeG ein dynamisches Gebotsverfahren durch, bei dem der Bieter mit der höchsten Zahlungsbereitschaft für eine Fläche jeweils den Zuschlag erhält. Die Auktion endete mit Zuschlägen für BP für zwei Flächen in der Nordsee und für Total für eine Fläche in der Nord- und eine Fläche in der Ostsee. Insgesamt boten beide Mineralölunternehmen EUR 12,6 Mrd. für die Zuschläge.[27]

Am 1. August 2023 folgte eine Ausschreibung für 1.800 MW auf vier voruntersuchten Flächen in der Nordsee.[28] Bei der Ausschreibung wurden erstmals qualitative Kriterien und eine mögliche Zahlung in die Auswahl einbezogen. RWE war ohne Zahlung bei den Flächen N-3.5 und N-3.6 erfolgreich (zusammen 900 MW, zukünftig Nordseecluster B), für die ein Eintrittsrecht von RWE bestand. N-6.6 (630 MW) ging ebenfalls an RWE, hier hat aber Vattenfall ein Eintrittsrecht. Für die Flächen N-6.6 und N-6.7 werden Zahlungen von insgesamt EUR 784 Mio. erbracht werden.[29] Für die Fläche N-6.6 hat Vattenfall das Eintrittsrecht ausgeübt. Dort soll das Projekt Nordlicht II, zusammen mit der 2022 vergebenen Fläche N-7.2 (Nordlicht I) verwirklicht werden.

• Borkum Riffgrund 3 (teilweise)
• Gode Wind 3 (teilweise)
• He dreiht

• Borkum Riffgrund 3 (teilweise)
• Gode Wind 3 (teilweise)
• Baltic Eagle
• Wikinger Süd (Zuschlag widerrufen)[30]
• Kaskasi
• Arcadis Ost 1

• Windanker durch Eintrittsrecht
• Nordseecluster A (Fläche N-3.7)
• Nordseecluster A (Fläche N-3.8) durch Eintrittsrecht

• Nordlicht I (Fläche N-7.2) durch Eintrittsrecht

• Fläche N-11.1
• Fläche N-12.1
• Fläche N-12.2
• Fläche O-2.2

• Nordseecluster B (Fläche N-3.5)
• Nordseecluster B (Fläche N-3.6)
• Nordlicht II (Fläche N-6.6)
• Fläche N-6.7

• Spieth/Lutz-Bachmann, Offshore-Windenergierecht 1. Auflage 2018

• Pflicht: Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergieanlagen auf See, EnWZ 2016, 550.
• Uibeleisen: Das neue WindSeeG, Überblick über den zukünftigen Rechtsrahmen für Offshore-Windparks, NVwZ 2017, 7.
• Dannecker/Ruttloff: Kein Vertrauensschutz für Offshore-Windparkprojekte?, EnWZ 2016, 490.
• Lutz-Bachmann/Liedtke: Neue Ausschreibungen für Offshore-Windenergie, EnWZ 2022, 313