Bundeswirtschaftsministerium Berlin Ref. II B 2 – zu Hd. Frau

Tel: 030/ 65 01 77 01, (030-233 55 6 55),
0176 979 048 52
Windland Energieerzeugungs GmbH
Grimmstraße 9, 10967 Berlin
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Bundeswirtschaftsministerium Berlin
Ref. II B 2 – zu Hd. Frau Schumacher, Herr Wustlich
Scharnhorststr. 34-37
11019 Berlin
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Joachim Falkenhagen
030/ 65 01 77 01
[email protected] 28.04.2016
Datum:
vorab an [email protected]
Sehr geehrte Frau Schumacher,
sehr geehrter Herr Wustlich,
zum geplanten Windenergie-auf-See-Gesetz (Bearbeitungsstand: 14.04.2016 21:44 Uhr) werden die
folgenden Anmerkungen gemacht.
Insbesondere möchten wir den Offshore-Windpark Meerwind West unter Nutzung der vorhandenen
Netzanbindungskapazität in Helgoland verwirklichen und damit zur Kostensenkung beitragen.
Windland ist Miteigentümer und indirekt Betreiber des Offshore-Windparks Meerwind Süd/Ost (mit 20%
Anteil). Wir haben diesen binnen 1 ½ Jahren ab Bestandskräftigkeit der BSH-Genehmigung zum
Errichtungsbeschluss (Financial Closing) gebracht und damit unsere Leistungsfähigkeit bewiesen.
1. An Ausschreibungen beteiligte Flächen: Restkapazität in Helgoland, Meerwind West
a) Freie Anbindungskapazität
In dem Cluster 4 bezeichneten Gebiet nördlich von Helgoland gibt es die beiden OffshoreAnbindungsleitungen und AC/DC- Konverterplattformen HelWin 1 (HelWin Alpha) mit 576 MW und
HelWin 2 (HelWin Beta) mit 690 MW. Die beiden vorhanden Windparks Meerwind West und Nordsee
Ost nutzen die Leistung von HelWin1 vollständig aus, Amrumbank West war für eine Leistung von
weiteren 288 MW ausgelegt (nun offenbar mit Power Boost erhöht auf 302 MW). Für Kaskasi II in der
Lück zwischen Amrumbank West und Nordsee Ost wird von RWE eine Leistung von 210 bis 280
Megawatt angegeben. Damit verbleibt eine ungenutzte Kapazität von mindestens 108 MW (= 690 – 302 –
280) MW, wahrscheinlicher um die 192 (= 690 – 288 -210) MW. Kaskasi I hat keine
Genehmigungsaussicht; es liegt auf einer Fläche, die ursprünglich als Ausbaufläche für das Projekt
Meerwind überplant wurde und wegen Aussagen des BSH zu fehlender Genehmigungsfähigkeit
zurückgezogen wurde.
_________________________________________________________________________________________________________________
Windland Energieerzeugungs GmbH
HRB 33 10 3 Amtsgericht Berlin-Charlottenburg
Geschäftsführer: Dipl.-Ing. Dipl. Ök. Joachim Falkenhagen
Umsatzsteuer-Nummer DE 203732095
Eine Leistung von Kaskasi II an der niedrigeren Grenze der Spanne ist schon wegen der begrenzten
Fläche wahrscheinlich. Die ursprüngliche Planung bezog sich auf kleinere Anlagen; bei Anlagen mit
höherer Leistungsklasse und Rotordurchmesser ist – wie bereits bei Nordsee Ost – eine Reduzierung der
Zahl der Anlagen zu erwarten. Aktuelle Annahmen ergeben somit eine ungenutzte Kapazität von 210
MW.
b) Projekt Meerwind West
Das Projektgebiet Meerwind West liegt westlich außerhalb des Clusters 4, aber in enger Nähe.
Nachdem hier eine freie Netzanbindung über bis zu 210 MW in HelWin 1 / HelWin Beta in der Nähe
vorhanden ist, und das Projekt mit niedriger Wassertiefe auch recht kostengünstig gebaut werden kann,
wäre es äußerst kostensenkend, dem Projekt eine Chance in den beiden Ausschreibungen des Jahres 2017
zu geben.
1
1
2
Ein Erörterungstermin für das Gebiet Meerwind West und insbesondere dessen südliche Teilfläche B
hatte bereits am 22.4.2004 stattgefunden. Zu diesem Zeitpunkt handelte es sich noch um ein
Gesamtprojekt zusammen mit den heutigen Genehmigungen Meerwind Süd und Meerwind Ost.
Intensiv erörtert wurden die Pilotphase Teil B westlich des heutigen Helgoland-Clusters mit 45 Anlagen
und die Pilotphase C östlich davon. Über die Ausbaustufen A (nördlich) und D (östlich, Fläche ähnlich
Kaskasi I, später zurückgezogen) wurde in geringer Intensität diskutiert.
Das Gebiet B, heute „Meerwind West Teil B“, liegt südlich der Koordinaten der Grenze zu den
Schutzgebieten. Mit 45 WEA gemäß Erörterungstermin würde es mit 5 MW-Anlagen sehr gut zur
ungenutzten Kapazität von HelWin Beta passen.
Die Grenze der (ursprünglich: Vorschlage für) Schutzgebiete nebst veröffentlichten Koordinaten sind in
dem Lageplan in Anlage 3 eingetragen. Lediglich der nördliche Teil der Ausbauphase hätte in diese
Schutzgebiete hineingeragt und erscheint somit nicht mehr genehmigungsfähig.
Unter anderen wurden im Gebiet Meerwind West B 5 Bohrungen zur Baugrunduntersuchung gemacht.
Nach der Wiederaufnahme der zeitweilig ruhenden Projektentwicklung wurde im Jahr 2009 (-2010) mit
Genehmigung des BSH ein weiteres biologisches Untersuchungsjahr vorgenommen, um die Daten zu
aktualisieren und zu ergänzen.
Gesetzestechnisch denkbar wäre eine Einbeziehung des Projektgebiets Meerwind West durch
a) eine generelle Bezugnahme auf die Zone 1+2 statt auf Cluster;
b) eine „Lex Helgoland“, wonach wenigstens bei freien, anders nicht nutzbaren
Netzanbidnungskapazitäten eine Teilnahme an der Ausschreibung möglich wäre.
Eine gewisse räumlich enge „Nachbarschaft“ zum Cluster des Netzanschlusses für Cluster-ergänzende
Projekte wäre eine sinnvolle, zusätzliche Einschränkung.
2. Meerwind West: andere Absatzwege
Selbst wenn den Projekt Meerwind West – ohne guten Grund – eine Teilnahme an den Auktionen
verweigert würde, sollte eine Fortsetzung des Genehmigungsverfahrens ermöglicht werden. Neben der
Vergütung nach EEG bestehen schließlich weitere Möglichkeiten, wie hieraus ein wirtschaftliches Projekt
entwickelt werden kann, beispielsweise als Grünstrom- oder „Wachstumsprojekt“ (siehe unten, Ziffer 42
b) oder insbesondere aber als Exportprojekt (siehe unten, Ziffer 42 a).
Im konkreten Gesetzestext könnte das durch Bezugnahme auf vorhandene Anbindungsleitungen und
einen gewissen Radius von bis zu etwa 20 oder 30 km um die Konverterstationen allgemein formuliert
werden.
3. An Ausschreibungen beteiligte Flächen: Zone 3
Der Ausschluss von Flächen der Zone 3 der Nordsee führt zu höheren Abschattungsverlusten infolge der
Wechselwirkung zwischen Windparks, wenn infolgedessen sämtliche OWP (nur) in den Zonen 1 und 2
gebaut werden.
Wegen der niedrigeren Abschattungsverluste erreichen Zone 3-Projekte bei gleichen Anlagentypen
höhere Erträge je installierter Leistung. Damit können sie - bis zu einem gewissen Anteil der Zone 3Projekte – die Mehrkosten infolge u.a. der größeren Wassertiefe und weiteren Anfahrtswege mehr als
ausgleichen und erreichen damit niedrigere Produktionskosten je kWh. Mithin könnten sie niedrigere
Gebote abgeben als Projekte in den Clustern 1 bis 8 der Nordsee.
Daher sollte ihre Teilnahme an den Auktionen ermöglicht werden. Würden keine niedrigeren Kosten
erreicht werden, bliebe ihre Teilnahme an der Auktion folgenlos, hätte aber auch keine Nachteile mit sich
gebracht.
Darüber hinaus haben weiter nördlich gelegene Standorte den Vorteil, dass dort bereits ein etwas
verändertes Windklima vorherrscht, insbesondere kommen Westwindfronten von Tiefdruckgebieten dort
etwas eher an. Dies verbessert die Durchmischung der zeitlichen Leistungsprofile unterschiedlicher
Standorte und somit die energiewirtschaftliche Wertigkeit des eingespeisten Stroms. Ein weiter Vorteil
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der niedrigeren Abschattungsverluste liegt darin, dass sich damit eine größere Gleichmäßigkeit der
Stromerzeugung ergibt: Projekte in Regionen mit hohen Abschattungsverlusten erreichen erst bei
stärkeren „ungestörten“ Windverhältnissen ihre volle Leistung, gerade im Teillastbereich ist die
Stromerzeugung eingeschränkt. Zone 3-Projekte können daher auch mit etwas höheren Erlösen aus der
Direktvermarktung rechnen, die umgekehrt ebenfalls niedrigere Gebote auf der Ebene der Marktprämie
ermöglichen (der Mengeneffekt dürfte allerdings überwiegen).
Die zusätzliche Länge der Anbindungsleitungen, als wesentliches Argument gegen eine Berücksichtigung
der Zone 3 anzusehen, ist bei Gleichstromanbindungen nicht so erheblich kostenwirksam. Die Länge
muss zudem je nach Verlauf der Anbindungsleitung auch gar nicht zwingend größer sein; die Anbindung
erfolgt schließlich nicht am jeweils nächsten Küstenabschnitt.
Sinnvoll es allerdings, den Aufschlag für größere Wassertiefen zu kappen, z.B. bei 35 Metern Wassertiefe
(Aufschlag für 10 Meter über 25 Meter hinaus), so dass Zone 3-Projekte nur dann die Ausschreibung
gewinnen, wenn sie tatsächlich niedrigere Stromerzeugungskosten aufweisen, und nicht etwa nur wegen
des höheren Aufschlags andere Projekte unterbieten können.
Bei „engherzigem“ Vorgehen könnte die Zulassung eines Projektes der Zone 3 (oder anderswo außerhalb
der Cluster 1 bis 8) in den Ausschreibungen an weitere Bedingungen gekoppelt werden, beispielsweise

eine pauschalierten Beteiligung durch den Betreiber / Bieter an etwaigen Mehrkosten der
Netzanbindung,

die Herstellung einer Drehstrom-Anbindung an ein Netzanbindungssystem (bzw. an die
Konverterplattform) in einem Cluster auf Kosten des jeweiligen Betreibers, bzw. Übernahme der
Mehrkosten der Anbindung ab Clustergrenze,

die volle Ausschöpfung eines Netzanbindungssystems durch das Gebot,

oder alternativ, eine gewisse Mindestgröße der Leistung sowie der verbleibenden Leistung des
Netzanbindungssystems (z.B. zwischen 1/3 und 2/3 ausgeschöpft, oder 100%. Alternativ:
entweder 50% oder 100%).
Das wäre immer noch besser, als die Zone 3 gleich ganz auszuschließen.
Bei unvollständiger Ausschöpfung wäre davon auszugehen, dass in einer späteren Auktion auch andere
Bieter bei diesem Standort in der Zone 3 wettbewerbsfähige Gebote abgeben würden, weil der Standort
offenbar Vorteile aufweist, die bereits dem ersten Bieter einen „Sieg“ ermöglicht hatten. Diese Vorteile
nicht auszunutzen, wäre volkswirtschaftlich nicht sinnvoll.
Dabei ist zu bedenken, dass ein Bieter nur die Abschattungsverluste berücksichtigt, die von anderen
Projekten auf sein Projekt ausgeübt werden. Diese niedrigeren Abschattungsverluste in der Zone 3
ermöglichen dann niedrigere Gebote. Gleichzeitig vermeidet die Standortwahl aber in entgegengesetzter
Wirkrichtung auch Abschattungsverluste des neuen Projektes auf die vorhandenen: Zusätzlich zu den
Vorteilen des Betreibers (die er in seinem Preisangebot berücksichtigt) kommt es also zu Vorteilen für die
übrigen Betreiber bzw. für bislang ungenutzte Standorte (die bei späteren Ausschreibungen auf diesen
Standorten der Zone 1 bzw. 2 zu niedrigeren Geboten führen werden).
4. Ausschreibungsvolumen: Gesamtziel
Die in der Pariser Klimakonferenz vereinbarten Ziele der Begrenzung der Erderwärmung auf 2 Grad,
möglichst 1,5 Grad, bei Betonung der führenden Rolle der Industriestaaten erfordern schnellere Schritte
des Klimaschutzes. Da bestimmte Änderungen langsamer voranschreiten (z.B. Bausubstanz), sollte die
Energiebereitstellung besonders zügig auf erneuerbaren Energien umgestellt werden.
Die 730 MW p.a. und je Ausschreibungstermin passen auch nicht zur Größe von Gleichstrom
(DC/HGÜ)-Anbindungen.
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5. Nachfragevolumen preisabhängig
Bislang gab es im EEG generell einen Festpreis je kWh, der sozusagen die gesellschaftliche Nachfrage
nach EEG-Strom ausdrückte. Die Nachfrageelastizität war unendlich groß. Die Menge ergab sich
ausschließlich aus der Angebotsfunktion.
Nach der angedachten Neuregelung gäbe es eine vorab festgelegte Zuschlagsmenge in den Auktionen.
Die Menge wäre damit festgelegt, die Nachfrageelastizität wäre Null. Die Angebotsseite (das
Bietverhalten der Betreiber und die durch die Rangordnung der Gebote ausgedrückte Angebotsfunktion)
hätte ausschließlich Auswirkungen auf den Preis.
Dies ist ein Wechsel von einem Extrem ins andere. Stattdessen sollte es eine gewisse Nachfrageelastizität
geben. Mindestens sollte bei niedrigeren Gebotspreisen die zur Verfügung gestellte Fördervolumen gleich
bleiben, d.h. die Zuschlagsmenge in dem Maße ausgeweitet werden, wie der Förderbetrag je kWh sinkt.
Sinnvoll wäre indes sogar eine gewisse Ausweitung des Fördervolumens – wenn auch nicht mehr
„unendlich“ weit bis bisher.
Nähere Angaben dazu siehe Anlage 1 untenstehend.
6. Zinsgekoppelte Einspeisevergütungen reduzieren Unsicherheiten und Finanzierungskosten
Der Preis bzw. die Marktprämie für eingespeisten Strom soll an den Marktzinssatz gekoppelt werden.
Die jeweilige Zinshöhe ist ein wesentlicher und von Betreiber nicht zu beeinflussender Kostenfaktor.
Eine Korrektur der Vergütungshöhe sollte erfolgen, da sonst bei Zinsanstiegen Realisierungen
unterbleiben, bei Zinssenkung nicht gerechtfertigte Windfall-Profite für die Betreiber entstehen. Bei der
Gelegenheit könnte dann über die gesamte Betriebsdauer eine generelle Kopplung an variable Zinsen
(Euribor) erfolgen, und damit auch den finanzierenden Banken eine kürzer laufende Refinanzierung
erlauben.
Eine sehr einfache, gleichwohl sinnvolle Regelung und Größenordnung wäre, dass bei Erhöhungen bzw.
Erniedrigungen des Marktzinssatzes um je ein Prozent (100 Basispunkte) der Preis um 0,5 cent/kWh
erhöht bzw. reduziert wird. Der Preis wird jeweils auf der Basis des Zinssatzes (1-Jahres-Euribor) zum
Jahreswechsel für das beginnende Einspeisungsjahres festgelegt (z.B. am 1.1.2019 mit einem im
Dezember 2018 ermittelten Zinssatz der Preis für das Jahr 2019). Ein Nachlauf von einem Jahr wäre
ebenfalls möglich. Der Preis wäre damit für alle Offshore-Windparks einer Ausschreibung gleich, und
auch die Anpassungen je nach Marktzinssatz sind gleichgerichtet.
Bei den großen Offshore-Projekten ist eine solche Zinsgleitklausel organisatorisch leichter umsetzbar als
bei zu anderen, regelmäßig kleineren EEG-Projekten, könnte dort aber mittelfristig ebenfalls eingeführt
werden.
Wesentlich ist die damit verbundene Möglichkeit, ein Darlehen zu (teilweise) variablen Zinssätzen
aufzunehmen: Dies erleichtert den Geschäftsbanken die Einräumung solcher Darlehen ungemein, da sie
sich damit kurzfristiger refinanzieren können. Mit der Vergütungsanpassung wird also ein potentielles
Hemmnis der Offshore-Entwicklung bereinigt.
Die Zinsvariabilität führt dann zu einer besseren Anpassung der EEG-Vergütung an die Projektkosten.
Ein Inflationsausgleich wird damit nicht erreicht, aber ein gewisser Zusammenhang besteht natürlich
zwischen höheren Zinsen und höheren Inflationsraten.
Es wird auch lediglich eine teilweise Anpassung an die aktuellen Zinssätze erreicht, und die Regelung
soll von projektspezifischen Finanzierungsbedingungen unabhängig sein.
7. grundlegende Gestaltung der Übergangs / zentrales Modell oder Kombinierte
Wettbewerbslösung
Vorgeschlagen wird ein erweitertes Wettbewerbsmodell, bei dem

Planer ohne eigenen Standort, die einen von den Behörden (wie im zentralen Modell)
bereitgestellten Standort nutzen möchten, und

Planer bzw. „Inhaber“ von bestehenden Projekten
5
gleichzeitig am Wettbewerb teilnehmen, diese Möglchkeit aber über mehrere Jahre beibehalten. Damir
wird eine stärkere Wettbewerbsintensität erreicht als bei der vorsgeschlagenen Aufteilung in zwei Phasen
bzw. Wettbewerbsphasen, vor allem aber bleiben projektbezogenes Know-How bestehen und vorhandene
Projekt“inhaber“ bleiben als aktive Teilnehmer an Auktionen in der Wartestellung.
Näheres siehe Anlage 2 untenstehend.
8. Vertrauensschutz / enteignungsgleiche Eingriffe / Entschädigungen
Die Vorschläge hierfür sind unzureichend. Näherer Vortrag bleibt vorbehalten. Verwiesen wird auch auf
die Verbandsstellungnahme des Offshore-Forums.
Details / einzelne Festlegungen
9. Begriffsbestimmung in § 3 Ziffer 5 zu „Offshore-Anbindungsleitungen“:
Der Querverweis zu 2 Absatz 3 des Bundesbedarfsplangesetzes führt zu einem weiteren Querverweis
zu § 2 Absatz 1 des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz. Leicht nachvollziehbar
ist das auch deshalb nicht, weil dort der Begriff „Offshore-Windpark- Umspannwerk“ vorkommt, bei
dem wiederum nicht sofort klar ist, ob dies das Umspannwerk des jeweiligen Windparks bezeichnet
oder (in der Nordsee) die „Seekonverter“ mit AC/DC-Umwandlung, und ob jene Bestandteil der
Definition sind. Hier wäre eine eigenständige und besser klarstellende Definition des Begriffs
angebracht.
10. Überlange Paragraphen aufteilen
Eine Aufteilung würde die Lesbarkeit und die Quer-Referenzierung erleichtern. Beispielsweise
könnte §5 aufgeteilt werden in einzelne Paragrafen

§5 Festlegungsinhalt des Flächenentwicklungsplans (statt Abs. 1)

§6_neu Ausschlusskriterien (statt Abs. 2)

§7_neu Festlegung von Flächen für Ausschreibungen (statt Abs. 3)

§8_neu zeitliche Steuerung der Flächenentwicklung (statt Abs. 4).
Weitere Kandidaten für eine Aufteilung wären insbesondere §6 und §48.
Wenn sich die Komplexität bestehender Gesetze erhöht, kommt es zwangsläufig zu recht tiefen
Unterpunkten. Bei einem neuen Gesetz ist das noch vermeidbar.
11. Kriterien zur Flächenauswahl in §5 Abs. 3
Berücksichtigt werde n sollten insbesondere auch die Kosten der zusätzlichen Stromerzeugung bei
Nutzung des Standortes. Maßgeblich ist dabei vor allem auch der Abschattungseffekt, der durch einen
neuen Windparks auf bereits bestehende (bzw. alsbald geplante) Windparks ausgeht. Aus diesem
Grund kann es sinnvoll sein, einen neuen Windpark in größerem Abstand zu den bereits bestehenden
zu bauen, und die Flächen entsprechend auszuwählen. Eine größere räumliche Streuung verbessert
auch die energiewirtschaftliche Wertigkeit des Stroms, weil (a) die räumliche Streuung der
Windstärken besser ausgenutzt wird, und (b) bei stärkeren Abschattungsverlusten ein größerer Teil
der Stromerzeugung auf (kürzere) Zeiten entfällt, in denen der Windverhältnisse stark genug ist, um
die Abschattungseffekte zu überwinden, während diese in der übrigen Zeit des Jahres voll wirken; das
sind aber gerade die Stunden, in denen auch onshore-Windkraft weniger zur Versorgung beträgt.
Auch die reinen Kosten des neuen Standorts selbst werden durch die „räumliche Nähe zur Küste“
(Nr. 3) nur unzureichend erfasst; wichtige Einflussfaktoren sind u.a. die Baugrundverhältnisse, die
Wassertiefe, die inneren Abschattungseffekte und die Entfernung zu Häfen.
12. Ausschlussflächen gemäß §5 Abs. 2 Nr. 5 b
Aus den vorstehend in Ziffer 1bis 3 genannten Gründen ist
6

die Beschränkung auf bestimmte Cluster nicht sinnvoll, wenn anders vorhandene
Netzanbindungen ungenutzt blieben,

die Einschränkung auf die Cluster 1 ist 8 in der Nordsee nicht sinnvoll, weil sie zu höheren
Kosten der Stromerzeugung und niedrigerem Wert jeder erzeugten kWh führt (v.a. wegen
Abschattungsverlusten), als wenn auch Flächen in der „Zone 3“ genutzt werden (und im
Einzelfall außerhalb der Cluster), nicht notwendig. Ebenso unzweckmäßig ist

die Einschränkung auf die AWZ in der Ostsee
Bliebe das im Gesetz offen, wäre eine Beschränkung auf die genannten Flächen im Übrigen immer
noch bei der Aufstellung des konkreten Flächenentwicklungsplans und seiner Fortschreibung
möglich. Eine zu enge gesetzliche Regelung beeinträchtigt wenigstens die planerische Flexibilität der
Bundesbehörden bei der Planaufstellung und erschwert Lerneffekte.
13. Kriterium zur Flächenauswahl in §5 Abs.7
Der Begriff der „ausgewogene(n) Verteilung des Ausschreibungsvolumens“ ist recht unbestimmt.
Hier könnten auch die volkswirtschaftlichen Kosten (ink. Kosten der Netzanbindung und
Netzverstärkung) herangezogen werden.
14. Ladung zum Anhörungstermin, §6 Abs. 3 Satz 4
Geladen werden sollten auch Projektentwickler von Offshore-Windparks, die einen fortgeschrittenen
Stand erreicht hatten.
15. Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans, §8 Abs. 1
Eventuell sollte auch der Bundesregierung ein Initiativrecht zugestanden werden, insbesondere dem
für den Klimaschutz verantwortlichen Umweltministerium und dem für erneuerbare Energien
allgemein zuständigen Wirtschaftsministerium. Von der BNetzA sind nach ihrem Selbstverständnis
nur bedingt Anstöße zu erwarten, beim BSH als Behörde im Geschäftsbereich des
Verkehrsministeriums (jeweils Kurzbezeichnung) sind andere Interessenlagen vorherrschend.
„Einvernehmen“ ist ebenfalls für effektive Fortschreibungen hinderlich.
16. Querverweis Ausbauziel §8 Abs. 2 Ende
Statt auf die „Erreichung des Ausbauziels nach § 4 Nummer 2 Buchstabe b des ErneuerbareEnergien-Gesetzes“ kann auf §1 referenziert werden, wenn dort auch das Zwischenziel eingefügt
wird.
17. Vereinfachte Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans, zu §8
a) Bei Zielwertunterschreitung wegen Projektscheiterns
Falls es dazu kommt, dass Projekte, die die Ausschreibung gewonnen haben, nicht realisiert
werden, sollte es zu einer beschleunigten Fortschreibung des Plans kommen, bei dem im
Wesentlichen die Jahreszahlen verschoben werden, in der Regel bei gleichbleibender
Reihenfolge, um
* die „verlorenen“ Leistungen nachzuholen (vgl. §18 Abs. 1 Nr. 3)
* um für die Zukunft einen „Puffer“ zu schaffen, damit bei weiteren Vorfällen der NichtRealisierung dennoch das gesamtziel erreicht wird.
b) Bei ungeeigneten Flächen
(vgl. §12 Abs. 5 Satz 3 und vgl. §18 Abs. 1 Nr. 2 – dazu ist in §8 nichts näheres geregelt) gilt
das entsprechend.
c) Bei flexiblen Ausschreibungs-Zuteilungen oder bei gemischten Ausschreibungen:
Wenn es je nach Gebotspreisen (vgl. obiger Vorschlag, Ziffer ##) zu unterschiedlich hohen
Zuteilungen kommt, muss sich das in einer Fortschreibung des Flächenentwicklungsplans
spiegeln. Das gleiche gilt für den Fall „gemischter“ Ausschreibungen.
Ggf. Umstellung der Reihenfolge, § 18 vorziehen und als §9 benennen.
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18. Umfang der Voruntersuchungen, § 9 Abs. 3
Ein etwas größerer Puffer und damit Vorlauf würde die Möglichkeiten der schnelleren Reaktion
verbessern, u.a.

bei Anhebung des Zielwerts von 15.000 MW

zum „Aufholen“ bei zeitweiliger Zielunterschreitung

wenn sich Flächen als problematisch erweisen und zur Auswahl zwischen Flächen auf besser
fundierter Basis.
19. „ installierbare Leistung“, §10 Abs. 3
Maßgeblich für die Planung ist nicht die (maximal) installierbare Leistung, sondern die Leistung, die
nach Erfahrungen und Prognosen voraussichtlich auf einer bestimmten Fläche erreicht wird, unter
Berücksichtigung der Effizienzgesichtspunkte auf Planer- bzw. Betreiberebene, die für einen Erfolg
in der Ausschreibung notwendig sind. Dieser Wert (bzw. eine Spanne) ist ebenfalls zu ermitteln.
20. Querverweis in § 14 Abs. 2
Statt nach Maßgabe von „Teil 5“ Querverweise zu „§§69 f. dieses Gesetzes“ (erster Eindruck ist, es
handele sich um einen Teil 5 des EEG). Keine „kann“-Bestimmung. Ggf. „Für Prototypen gehen §...
vor“.
21. Zielwert in §17 Nr. 1
Gemäß der übrigen Logik müssten die 730 Megawatt pro Kalenderjahr als Zielwert formuliert
werden, nicht als Obergrenze.
Insbesondere muss bei Flächen, die nicht realisiert wurden, eine Neuausschreibung erfolgen, die nicht
auf diesen Durchschnittswert anzurechnen ist. Die „Kann“-Bestimmung in §18 Abs. 1 Nr. 3 ist
unzureichend.
22. Verteilung auf voruntersuchte Flächen, §17 Nr. 2
Es sollte möglich bleiben, dass die genaue Aufteilung auf z.B. zwei parallel in die Ausschreibung
kommende Teilflächen von den Ausschreibungsergebnissen abhängig gemacht wird. Die
Formulierung ist dazu unklar.
23. Mengenbestimmung in §17 Nr. 3
Neben der (maximal?) „installierbaren Leistung“ sollte auch die verfügbare Restkapazität der
Anbindungsleitung eine Rolle spielen können, sowie die Leistung, die voraussichtlich auf der Fläche
installiert wird.
24. §20 mehrere Gebote
Wird für mehr als eine Fläche gleichzeitig ausgeschrieben, sollte ein Bieter auch die Möglichkeit
erhalten, auf beiden Flächen Angebote abzugeben, aber unter der Maßgabe, dass er nur einen
Zuschlag erhalten möchte. Dazu werden seine Gebote zunächst wie zwei getrennte Gebote behandelt.
Würde er allerdings für beide Gebote den Zuschlag erhalten, wird ein von ihm vorab bestimmtes
Gebot gestrichen; nur das andere Gebot bleibt bestehen. Die Vergabe erfolgt dann, als habe es das
gestrichene Gebot nicht gegeben, d.h. ein anderer Bieter rückt nach.
Die Bietsicherheit bestimmt sich dann nach der höheren Leistung der beiden Gebote, aber nicht nach
der Summe. Ein Bieter kann auch angeben, dass seine Gebote für beide Flächen nur gleichzeitig zu
bezuschlagen sind, z.B., wenn er sich davon Synergien verspricht.
25. Sicherheit, §21
In Anbetracht der beträchtlichen Beträge wäre eine Aufteilung in eine mäßige Erstsicherheit vor
Gebotsabgabe und den eigentlichen Sicherheitsbetrag (einige Wochen nach Zuschlag) angemessen
und ausreichend; die Vorlaufzeiten sind ja erheblich. Bei einem Betrag der Erstsicherheit von
beispielsweise 50 Euro pro Kilowatt und einem niedrigen Gebotsvolumen von 200 MW würde sich
ein Betrag von 10 Mio. Euro ergeben. Das ist kein Betrag, den ein Bieter aus Jux, zur
Informationsgewinnung oder strategischen Gründen aufs Spiel setzen würde. Bei fehlender Stellung
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der Zweitsicherheit könnten verbundene Gesellschaften in folgenden Ausschreibungen
ausgeschlossen werden oder ähnlichen Pönalen unterliegen.
Erster Höchstwert, § 22 Abs. 1
Ein gewisser Puffer, beispielsweise 10% über dem Wert vom vorigen Ausschreibungstermin, würde
guttun.
Dabei ist zu bedenken, dass im Gebotstermin 1. Dezember 2017 eine besonders hohe
Wettbewerbsintensität vorliegen wird, weil hier noch die Vielzahl der bisherigen Projektentwickler
im Rennen ist. Wenn die übrigen alle ihre Projekte „abschreiben“ mussten, wird sich die Teilnahme
an Ausschreibungen auf weniger Firmen beschränken, die das mehr als „Zwischenhändler“ betreiben
und nicht für eigene langfristige Investitionszwecke. Schon deshalb ist fraglich, ob diese Werte später
wieder erreicht werden können.
Allgemeine Preissteigerungen (Inflation) kommen hinzu.
26. Anpassung des Höchstwertes, § 22 Abs. 2
Eine „Soll-Bestimmung“ wäre angemessener.
27. Ausschließlicher Anspruch auf Planfeststellungsverfahren, §24 Abs. 1 Nr. 1
Im Falle eines teilweisen Zuschlags ist ggf. ein ausschließliches Recht zur Durchführung eines
Planfeststellungsverfahrens nicht sachgerecht.
28. Betriebsfortsetzung zu Marktpreisen, §24 Abs. 2
29. Die Möglichkeit eines Fortbetriebs der Anlagen mit Verkauf der erzeugten Energie zu Marktpreisen
für einige Zeit nach Ablauf des Förderzeitraums nach EEG sollte gewährt werden. Dies ermöglicht
substantiell niedrigere Gebote und damit Strompreise, da Erlöse nach Ablauf des Förderzeitraums in
die Kalkulation eingestellt werden können, und insbesondere eine langfristige Perspektive für
strategische Investoren ermöglicht wird. Zudem können nur solche Strommengen uneingeschränkt für
Grünstromverträge genutzt werden.
30. Räumliche Einschränkung, §26 Abs. 2
Wie zu §5 Abs. 2 Nr. 5 b genannt, ist die Einschränkung auf die Cluster 1 bis 8 nicht sachgerecht.
Sachgerecht wäre freilich eine Einschränkung für den Fall, dass ein Projekt eine neue
Anbindungsleitung benötigen würde, diese aber nur in geringem Umfang ausnutzen, oder auf eine
Weise ausnutzen würde, die zu einem zu geringen „Rest“ führt, der für ein weiteres Projekt
unwirtschaftlich auszunutzen wäre.
In der Zone 3 könnte auch eine vollständige Ausschöpfung einer Anbindungsleitung durch
bezuschlagte Projekte gefordert werden, wobei dann eine clusterübergreifende Anbindung in
benachbarten Clustern möglich sein sollte und eine Abstimmung zwischen zwei Betreibern in
Nachbarclustern ermöglicht werden muss. Besser wären aber auch hier gleiche Regeln. Wenn ein
Betreiber sich in Zone 3 durchsetzen kann, ist auch mit einer späteren Ausschöpfung der Kapazität
durch weitere Interessenten zu ähnlich niedrigen Kosten zu rechnen.
31. Ausschreibungsvolumen §27
Siehe grundlegende Anmerkungen oben. ##
Bei dem Wert von 1460 MW handelt sich nicht um ein Vielfaches der Leistung von
Standardanbindungen.
32. Bekanntmachung der Ausschreibungen, §29
Zusätzlich sollte direkte Mitteilung an die bekannten Projektinhaber erfolgen.
33. Bekanntmachung des Beginns der Zahlung der Markprämie, §29 Nr. 7
An Stelle des 1. Januars eines Jahres sollte auch ein beliebiger anderer Termin eines Jahres als
frühester Beginn der Frist zur Zahlung der Marktprämie ermöglicht werden – der in Anlehnung an die
Anbindungsplanung festgelegt werden kann. Der 1. Januar ist dafür ein unwahrscheinlicher
Zeitpunkt. §37 Abs. 1 Nr. 1 letzter Satzteil wäre anzupassen.
9
34. Person des Bieters, §30 Abs. 1
Der „Inhaber eines bestehenden Projekts“ sollte in der Lage sein, sein Gebotsrecht auf einen Dritten
zu übertragen; dies würde natürlich mit entsprechenden Verträgen verbunden werden, die den Zugriff
des tatsächlichen Bieters auf das Projekt gewährleisten.
Der „Inhaber eines bestehenden Projekts“ sollte aber auch in die Lage versetzt werden, mehreren
Dritten ein Gebotsrecht einzuräumen, die dann im Wettbewerb zueinander Gebote abgeben können.
Für die Anmeldung solcher „Doppelbelegungen“ könnte es eine besondere Frist geben, die
Bundesnetzagentur würde sie dokumentieren und vorzugsweise die Bieter auf einer doppelt belegten
Fläche über die Doppelbelegung informieren. In einer ersten Auswertungsrunde des
Vergabeverfahrens würden dann alle Gebote ausscheiden, die sich auf eine doppelt belegte Fläche
beziehen und nicht das niedrigste Gebot auf der Fläche sind.
In der Praxis wären höchstens doppelte bis dreifache Belegungen zu erwarten. Auf diese Weise kann
ein Projektinhaber, der Dritte als Co-Investoren einbinden muss, gewährleisten, dass auch wirklich
gute Angebote auf seiner Fläche zum Zuge kommen.
35. Bewertung zur Genehmigungsfähigkeit; §331 Abs. 1 Nr. 2 b
Das BSH ist zu verpflichten, solche Bewertungen auch zeitnah auszustellen, oder sollte alsbald
unaufgefordert entsprechende Mitteilungen an die Projektinhaber machen. Dabei hat es eine Prognose
anzustellen, welche Ergebnisse sich bei einer Aktualisierung bzw. Ergänzung der vorhandenen
Untersuchungen und der darauf basierenden Unterlagen zum gegenwärtigen Zeitpunkt ergeben
würden; Prüfmaßstab ist also nicht die Frage, ob die bereits vorliegenden, häufig einige Jahre alten
Unterlagen, heute für eine Genehmigungserteilung ausreichend sind. Vielmehr wird in der Regel eine
Aktualisierung erforderlich sein. Noch bestehenden Unsicherheiten dürfen nicht per se zu einer
Ablehnung einer positiven Bewertung führen.
Vermutlich wird es dem BSH jedoch leichter fallen, nicht eine „positive Bewertung“ abzugeben,
sondern lediglich zu bescheinigen, dass sich in dem Verfahren bislang keine klare Erkenntnisse
ergeben haben, die einer Genehmigung entgegenstehen würden. Soweit eine „positive Bewertung“
auch zu einer Art Selbst-Bindung des BSH führen würde, und sei es nur in faktischer Hinsicht wegen
etwaigen Schadenersatzforderungen nach unzutreffend positiver Bewertung, wären auch Rechte der
Umweltverbände betroffen.
36. Sicherheit §32
Eine reduzierte Erstsicherheit ist hier erst recht angemessen, zumal ein Bieter ja zugleich mit seinem
Projekt sein Engagement nachgewiesen hat und ein Risiko trägt.
37. Rangordnung nach Gebotsmenge, §34 Abs. 1 Nr. 1 b
An Stelle dieser Regelung wäre eine Regel zu bevorzugen, die eine möglichst passgenaue
Ausschöpfung der (entsprechenden) Anbindungsleitung bevorzugt. Allerdings sind genau gleich hohe
Gebotswerte wohl eher unwahrscheinlich.
38. anzulegende Wert ungleich Zuschlagswert; §36 Abs. 2 Satz 2
Formal: Wünschenswert wäre eine Formulierung, bei nicht schon im zweiten Satz der erste Satz
wieder in Frage gestellt wird, z.B. „Der anzulegende Wert ist der um 0,04 Cent je Kilowattstunde für
jeden über eine Wassertiefe von 25 Metern hinausgehenden vollen Meter Wassertiefe erhöhte
Zuschlagswert“.
Die Wassertiefe sollte vorzugsweise als Durchschnittswert aller Anlagen eines Windparks berechnet
werden, um Abrechnungsschwierigkeiten zu vermeiden. Die Erhöhung sollte bei häöchstens 35 m
Wassertiefe (bzw. 0,4 Cent je kWh) gedeckelt werden; dann ist die Einbeziehung von Standorten
bzw. Zone 3 in größeren Wassertiefen unproblematisch und eine rein kommerzielle Entscheidung der
Betreiber. Aber einer bestimmten Wassertiefe sind auch die Mehrkosten durch noch größere
Wassertiefe dann nicht mehr so groß, wenn ohnehin Jacket-Fundamente zum Einsatz kommen. Die
Höhe der Differenzierung erscheint nicht unangemessen.
§ 35 Absatz 4 Satz 2 EEG gibt es im Entwurf nicht?
39. Betriebsfortsetzung zu Marktpreisen, §37 Abs. 2
40. Siehe oben, §24 Abs. 2.
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41. Abschnitt 4, Rechte für Inhaber bestehender Projekte
Die Regelungen für den „Übergang“ von Projektrechten haben eine enteignungsgleiche Wirkung und
sind insgesamt unzureichend.
Um nur einen Effekt zu erwähnen: Finanzkräftige Betreiber werden eher in der Lage sein, den
anderen Marktteilnehmern zu signalisieren, dass sie ihr Eintrittsrecht in jedem Fall ausüben werden.
Damit nehmen sie schon im Vorfeld auf die Ausschreibung Einfluss, weil damit andere, potentielle
Bieter von vorneherein von einer Teilnahme abgeschreckt werden, so dass höhere Gebote zustande
kommen, als wenn der Berechtigte des Eintrittsrecht weniger finanzkräftig ist.
42. Umgang mit bestehenden Genehmigungen bzw. -verfahren, § 46 Abs. 3:
Betrieb von Offshore-Windparks ohne Förderung oder
im Rahmen einer Förderung durch andere Staaten
§ 46 Abs. 3 würde die Projektentwicklung außerhalb der Cluster 1-8 in den Zonen 1 und 2 der
Nordsee bzw. der Cluster 1-3 in der AWZ der Ostsee entschädigungslos beenden.
a) Exportprojekte
Zweifellos stellt die Förderung nach EEG momentan den maßgeblichen Markt für die Errichtung von
(genehmigten) Offshore-Windparks in der deutschen AWZ dar. Wenn die Bundesregierung diesen
Markt jedoch quantitativ verengt (auf 730 MW p.a.) und weite Teile der AWZ von einer Förderung
nach EEG ausschließt, können sich Projektbetreiber vermehrt bemühen, andere Finanzierungswege
zu finden. Das gilt besonders für Betreiber von Projekten im Raum außerhalb der o.g. Cluster.
Auf nähere Sicht aussichtsreicher ist hingegen eine Projektentwicklung mit dem Ziel, den Strom für
die Versorgung anderer Länder als der Bundesrepublik Deutschland einzusetzen, insbesondere
Binnenländer ohne eigene Meeresstandorte. Nach Möglichkeit wäre eine Einbeziehung in die
Fördersysteme dieser Länder zu erreichen.
Beispielsweise sind schweizerische Energieversorgungsunternehmen sehr an der OffshoreWindenergie interessiert. Aber auch für Länder wie Tschechien, Slowakei, Ungarn, Kroatien stellen
Offshore-Windparks in der Nordsee sinnvolle Diversifizierungsmöglichkeiten des Strombezugs
(Österreich hat wegen dem großen Wasserkraftanteil weniger Bedarf) dar, besonders wegen dem
zeitlichen Ausgleichs von Fluktuationen der erneuerbaren Stromerzeugung gegenüber den
Möglichkeiten in diesen Ländern selbst, die vor allem in der Photovoltaik liegen.
Um solche Konzepte von Seiten dieser Länder voranzutreiben und die politischen
Rahmenbedingungen für die Investitionen zu schaffen, muss allerdings deutlich gemacht werden,
dass auch Standorte zur Verfügung gestellt werden können. Zudem bedarf es auch natürlicher bzw.
juristischer Personen, die solche Konzepte auch unterstützen und den Willensbildungsprozess im
Importland der Energie vorantreiben. Genau dies kann nur dann erreicht werden, wenn
Genehmigungs-/Planfeststellungsverfahren fortgeführt werden.
Ein Projekt wie Meerwind West, das eine ohnehin vorhandene Anschlussleitung nutzen kann, wäre
natürlich für ein Exportprojekt besonders geeignet, falls eine Beteiligung an den „deutschen“
Ausschreibungen verweigert würde.
Im Rahmen der EU sind solche Exportprojekte und ihre Anrechnung auf nationale Ziele für
erneuerbare Energien im Importland ausdrücklich geregelt worden. Es sei ergänzend angemerkt, dass
die Projekte ohnehin nicht im deutschen Hoheitsgebiet, sondern „nur“ in der AWZ liegen. Das könnte
bestimmte Vorbehalte in den Importländern vermeiden.
b)
Wachstumsprojekte
Projektentwicklungen außerhalb der bezeichneten Cluster könnten aber auch mit den Ziel fortgeführt
werden, eine zügige Realisierung zu erreichen, sobald sich in Deutschland verbesserte
Absatzmöglichkeiten ergeben.
Möglich wäre einerseits eine Projektentwicklung in der Erwartung, dass sich Kosten und Marktpreis
für als Grünstrom vermarkteten Strom soweit annähern, dass ein wirtschaftlicher Betrieb ohne
Förderung möglich wäre (grid parity auf Erzeugungsebene). Das könnte z.B. die Folge entschiedener
Schritte zum Klimaschutz sein, die zu höheren Preisen für CO2-Emissionsrechte führen und damit die
11
Strompreise erhöhen. Ein Vorhabenträger (Inhaber eines bestehenden Projekts) hätte dann den
Vorteil, unverzüglich auf diese Marktsituation reagieren zu können.
Andererseits könnte aber auch eine zusätzliche öffentliche Förderung in Deutschland selbst wieder
aufgenommen werden werden, wobei die Förder- und Zulassungsbedingungen
c) Enteignungsgleicher Eingriff
Der Abbruch von Verfahren führt zudem zu einem enteignungsgleichen Eingriff.
Es kann jedenfalls nicht argumentiert werden, dass der „Zweck“ der Verfahren wegfällt, sobald die
Förderung nach EEG künftig weggefallen sei: Viele der Projektentwicklungen sind jedenfalls zu
einem Zeitpunkt gestartet worden, zu dem es eben auch noch keine geltenden Fördergesetze gab, die
sofort einen wirtschaftlichen Betrieb ermöglicht hätten. Vielmehr ist die Projektentwicklung in der
Erwartung gestartet worden, dass ein Markt bzw. ein „Business Case“ erst noch entstehen wird. Mit
dem Wegfall der zeitweilig geltenden Regelungen des EEG und EnWG werden diese Projekte nun
lediglich wieder auf den früheren Status zurückgeworfen, mit dem sie gestartet sind, und in dem
Investitionsentscheidungen getroffen worden sind.
Der Verfasser dieser Stellungnahme hat auch bereits vor Jahren dafür geworben, die Voraussetzungen
für Exportprojekte zu schaffen. Dies war ganz klar Bestandteil der Vorstellungen für die
Berufsausübung und Projektentwicklung.
d) Berufsfreiheit
Zugleich würde die Berufsfreiheit beeinträchtigt. Das gilt zunächst insoweit, als der Beruf des
unabhängigen Projektentwicklers, der Standorte identifiziert und entwickelt, wegfallen würde.
Zum Berufsbild des Projektentwicklers von Offshore-Windparks gehört es, neben den
wirtschaftlichen Interessen, insbesondere auch, mit seinem Wirken zur Energiewende beizutragen.
Soweit die Ausbaugeschwindigkeit im Rahmen des EEG jedoch von der Bundesregierung fest
vorgegeben wird, kann ein Projektentwickler auf diesem Weg nicht mehr seine beruflichen Ziele
verwirklichen, da sein Wirken nunmehr nur noch zu einem zusätzlichen Wettbewerb in den
Ausschreibungen beiträgt und damit die Preise beeinflusst, aber nicht mehr die
Ausbaugeschwindigkeit. Die Möglichkeit, über den Rahmen des EEG hinaus an Exportprojekten
bzw. Wachstumsprojekten teilzuhaben, wird damit zu einem wesentlichen Merkmal des
Berufsverständnisses. Gerade diese Möglichkeit würde aber durch § 46 Abs. 3 WindSeeG
abgeschnitten.
e) Vergleich mit Projekten in den Clustern 1-8/1-3
Bei den in das zentrale Modell einbezogenen Clustern wird eine gewisse Planungssicherheit
angestrebt, um u.a. Bietern eine gewisse Orientierung zu geben, in welcher Abfolge benachbarte
Flächen bebaut werden und mit welchen Abschattungsverlusten dadurch zu rechnen ist. Das mag ein
gewisser Grund sein, dort „freie“ Entwicklungen auszuschließen und infolgedessen auch keine
Genehmigungen „freier“ Projekte zu erteilen oder fortzuführen; zudem bestand dort ja eine gewisse
Chance der Projektrealisierung durch die beiden Ausschreibungen in 2017 und anschließend durch
das Eintrittsrecht. Für die übrigen Projekte gilt das beides nicht, so dass die Nachteile eines
erzwungenen Projektabbruchs dort besonders schwer wiegen.
43. Formulierung §46 Abs. 2
Formal: Gemeint sind offenbar nur die Vorhaben, die zugleich unter § 26 Absatz 2 Nummer 2 fallen.
44. Formulierung §46 Abs. 2
45. Formal: Statt „auf den Zeitpunkt bis zum Ablauf des dritten Kalendermonats nach Erteilung der
Zuschläge nach § 34 zum Gebotstermin 1. Dezember 2017 verlängern“ einfach „auf den 30. April
2018 verlängern“. Das scheint gemeint zu sein.
46. Nachweis über die Erteilung eines Zuschlags, §47 Abs. 1 Nr. 1
Wenn bestimmte Verfahren vorschlagsgemäß auch ohne Zuschlag fortgeführt werden können, kann
der entsprechende Nachweis auch nicht vorgeschriebener Teil der Planunterlagen sein, auch nicht
Voraussetzung der Planfeststellung nach § 48 Abs. 4 Satz 2.
47. Betriebsfortsetzung zu Marktpreisen, §48 Abs. 7
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Vgl. oben, §24 Abs. 2. Die Genehmigung muss auch eine eventuelle Anschlussperiode der freien
Vermarktung abdecken.
Im Übrigen gehört zu den Betreiberpflichten auch der Rückbau der Anlagen. Die Formulierung im
Referentenentwurf würde – wörtlich gelesen - den Abschluss des Rückbaus bis zum Ende der Dauer
des Anspruchs auf die Marktprämie bedeuten. Gemeint ist aber sicherlich, dass der Rückbau der
Anlagen (auch: der noch funktionstüchtigen Anlagen) nach Ablauf dieser Zeit zu beginnen habe.
48. Frist zur Vorlage von Unterlagen zur Durchführung des Anhörungsverfahrens, § 59 Abs. 2 Nr.
1
In der Regel wird eine einjährige Aktualisierung von umweltbezogenen Felduntersuchungen
erforderlich werden, die vorzubereiten ist und deren Ergebnisse auszuwerten sind. Jedenfalls diese
Unterlagen können nicht innerhalb von zwölf Monaten nach Erteilung der Zuschläge vorgelegt
werden. Es wäre ggf. klarzustellen, dass diese Untersuchungen behördenseitig vor Beginn der
Ausschreibungen erfolgen.
49. Regelung bei Überschreitung der Obergrenze für Prototypen, §69 Abs. 3
Prototypen, die nach Überschreitung der 50 MW-Grenze in Betrieb genommen werden, sollten im
Jahr der Inbetriebnahme eine Marktprämie in der Höhe erhalten, wie sie auch für Nicht-Prototypen
gilt, bevor sie im Folgejahr das neue 50 MW-Kontingent nutzen können. Die jetzige Formulierung
erweckt den Eindruck, es gäbe so lange gar keinen Zahlungsanspruch.
Ist der Prototyp auf einer Fläche, für es keinen Zuschlag in einer Ausschreibung gab, kann ein
Mittelwert der Zuschläge herangezogen werden.
Ob ein anderer Prototyp zeitlich „überholt“ und damit das 50 MW-Kontingent zuerst ausschöpft, ist
für den Betreiber kaum vorhersehbar und sollte daher nicht zu schwerwiegenden Nachteilen führen.
Eine Informationspflicht über die beabsichtigte Errichtung von Prototypen, mit Angabe wesentlicher
neuer Merkmale, könnte helfen. Eine Überdehnung des Begriffs und langjährige Blockierung des 50
MW-Kontingents auch für „echte“ Prototypen ist zu vermeiden.
Scheitert die Inbetriebnahme des errichteten Prototypens ohne Verschulden des Betreibers an einer
verspäteten Netzanbindung, sollte das nicht den Platz innerhalb des 50 MW-Kontingents in Frage
stellen; das Kriterium „als in Betrieb genommen gemeldet“ ist daher abzuwandeln.
50. Anschluss von Prototypen an vorhandene, nicht voll genutzte Anbindungsleitungen, §70
Die grundsätzliche Beschränkung von Prototypen auf „zugewiesene Netzanbindungskapazitäten“ ist
insoweit berechtigt, als Prototypen nicht den Bau zusätzlicher Anbindungsleitungen zur Folge haben
sollen. Anders ist die Situation jedoch bei Nutzung sonst ungenutzt bleibender Kapazitäten auf
Anbindungsleitungen. Das gilt derzeit besonders für die Anbindungsleitung HelWin Beta. Künftig
könnten sich jedoch auch an anderen Stellen gewisse Restleistungen in geringem Umfang ergeben,
deren Nutzung durch ein „reguläres Projekt“ nicht mehr wirtschaftlich möglich ist, die jedoch gerade
gut zum Leistungsbedarf eines Prototypen passen.
Für das Projektgebiet Meerwind West sollte daher insbesondere die Möglichkeit geschaffen werden,
dort Prototypen zu errichten und an HelWin Beta anzuschließen. Wegen der relativen Nähe zum
Hafen und der möglichen Wartungsbasis auf Helgoland eignet sich diese Fläche besonders gut für
Prototypen, bei denen ggf. häufigere Wartungseinsätze erforderlich werden. Vor allem ist natürlich
der Umstand zu beachten, dass es bei einer ohnehin vorhandenen Anbindungsleitung, keinen Nachteil
hat, wenn unterschiedliche Prototypen erst allmählich über einige Jahre hinweg errichtet werden, so
dass die Anbindungsleitung erst allmählich mehr genutzt wird: Andernfalls bliebe sie ja auf Dauer
ungenutzt.
Wird die Nutzung von Netzanbindungskapazitäten durch Prototypen ermöglicht, muss es
entsprechend auch Genehmigungsmöglichkeiten geben. Umgekehrt ist eine
Genehmigungsmöglichkeit die Voraussetzung, um einen Prototypen zu planen.
51. Besonderes Vorgehen bei Genehmigungsverfahren für Prototyp-Standorte
Bei Prototyp-Standorten / Testfeldern wäre eine Aufspaltung des Verfahrens in einen Vorbescheid,
der die grundsätzliche Genehmigungsfähigkeit bestätigt bzw. eine Genehmigung für „generische“
Anlagen als Platzhalter beinhaltet, und eine anschließende Genehmigung der konkreten Prototypen
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(bzw. die Abwandlung des „generischen“ Bescheids in einen Bescheid für die konkrete
Prototypanlage), besonders hilfreich.
52. Gesetzesbegründung
Formal: In den zahlreichen Zwischenunterschriften (z.B. bei §5 „Zu Nummer 4“ kommt dreimal vor)
jeweils auch die Paragrafen- und Absatznummer nennen.
53. §33 EEG
Die Festlegung eines Höchstwertes ist in Anbetracht der Inflationspolitik der EZB problematisch und
führt ggf. nach einigen Jahren zu allzu niedrigen „realen“ Höchstpreisen. Die eigentlichen Werte
sollen ja in Ausschreibungen ermittelt werden. Eine Indexierung des Höchstwertes würde helfen,
wäre aber keine Ideallösung. Zu beachten ist dabei:
a) Inflation führt zu einer Reduzierung des realen Werts zum Zeitpunkt der Ausschreibung und
b) zu einer weiteren Reduzierung des realen Wert im Betriebszeitraum ab Inbetriebnahme und in
Folgejahren.
54. § 83a EEG
Die Einschränkung des Rechtsschutzes bei Ausschreibungen ist rechtsstaatlich problematisch und
womöglich verfassungswidrig. Wenn eine Klage lediglich auf einen Feststellungsanspruch und auf
Schadenersatz möglich wäre, wäre die Rechtsstaatlichkeit besser gewahrt und damit auch das Ziel,
bestehende Zuschläge zu schützen.
Die Stellungnahme erfolgt zugleich im Namen unserer Tochtergesellschaften Meerwind Südwest GmbH
und Meerwind Südost GmbH & Co Poseidon KG.
Mit freundlichen Grüßen
gez. Joachim Falkenhagen
Windland Energieerzeugungs GmbH
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ANLAGE 1
1. Nachfragefunktion mit mittelgroßer Elastizität der in der Ausschreibung ausgedrückten
Nachfrage gegenüber der Preishöhe – statt bislang unendlich hoher
Die Angebotsfunktion an Markt für neu errichtete Kapazitäten zur Nutzung erneuerbarer Energien wird
stets eine positive Preiselastizität haben – höhere Preise gehen mit einer größeren Angebotsmenge einher.
Das ist bei Ausschreibungen nicht anders als in Festpreisregimen.
Beim Übergang zu Ausschreibungsmechanismen ändert sich am sichtbarsten die Nachfrageseite.
Heutige gesetzliche Festpreisregelung im EEG (außer PV-Freiflächen)
Der Systemwechsel wird am besten dann verständlich, wenn man die heutige gesetzliche Regelung
analog wie eine Ausschreibung beschreibt:
1) Es gibt kein formelles Ausschreibungsverfahren, aber durch den jederzeit möglichen Anschluss der
Anlage ans Netz nebst Meldung an die BNetzA signalisiert der Betreiber die Bereitschaft, zu einem
bestimmten Preis Strom einzuspeisen.
2) Es gibt ebenfalls bestimmte „Runden“, die für die Vergütungshöhe maßgeblich sind: Zwischen zwei
Zeitpunkten der Nachjustierung der EEG-Vergütung (derzeit: „atmender Deckel“) ist die Wirkung im
Prinzip dieselbe wie bei einer „fortlaufenden“ Ausschreibung, in der die Nachfragemenge eine
unendlich hohe Preiselastizität aufweist, d.h. bei Preisen oberhalb des festgelegten
Einspeisungspreises ist die Nachfrage Null, ab diesem Preis (bzw. bei niedrigeren Preisen) wird sie
unendlich groß.
3) Im Ergebnis handelt es sich um einen „Uniform-Pricing“-Zuteilungsmechanismus, wobei „pay as
bid“ dasselbe Ergebnis hätte, weil niemand einen niedrigeren Preis bieten würde, wenn eine derartige
Preis-Nachfragemengen-Funktion feststeht.
4) Die nächste „Runde“ reagiert nach dem flexiblen Deckel auf das Ergebnis der vorigen Runde, indem
der Preis in Abhängigkeit von der Realisierungsrate der vorigen Runde (d.h. Inbetriebnahme in dem
für die Degression maßgeblichen Zeitraum) angepasst wird. Die zu erwartende Degression kann an
Hand von Marktdaten schon frühzeitig abgeschätzt werden, insbesondere steht die maximal drohende
Degression fest. Das ermöglicht eine gewisse Planungssicherheit.
5) Einspeisungsmöglichkeit zu dem geltenden Preis wird den Projekten gewährt, die bereits innerhalb
der jeweiligen „Runde“ ihre Projekte fertigstellen bzw. ans Netz bringen. Es gibt keine längere
„Vorlaufzeit“, während der ein gewisser Preis gesichert wird.
6) Entsprechend gibt es keine Pönalen und Bietersicherheiten, mit denen man sich den Preis einer
bestimmten „Runde“ für die Zukunft festschreiben kann.
Menge
Nachfrage
Angebot
Preis
Abbildung 1
Preisbildung bei unendlicher Elastizität der Preis-Nachfrage-Kurve (feste Vergütung)
und mit zwei möglichen Verläufen der Angebotsfunktion.
Gestrichelt: höheres Angebot: Er wird eine größere Menge realisiert, der Preis reagiert nicht.
Pilot-Ausschreibung für PV-Freiflächenanlagen
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Bei der ersten Pilot-Ausschreibung für PV-Freiflächenanlagen ist die Vorgehensweise nun in das genaue
Gegenteil umgeschlagen:
1) Die Vergütung erfordert die Teilnahme an einer Ausschreibung, die nur zu bestimmten Zeiten
stattfindet.
2) Die Nachfrageelastizität ist Null, d.h. unabhängig von den gebotenen Preisen sollte immer genau
eine vorher festgelegte Menge abgenommen werden. Lediglich bei Überschreitung des Höchstpreises
käme es wieder zu einer unendlich hohen Nachfrageelastizität
3) Nach „pay as bid“-Verfahren gibt es unterschiedliche Preise je Gebotszuteilung und damit auch
unterschiedliche Anreize zur Verwirklichung des jeweiligen Projektes
4) Die nächsten Runden reagieren sehr schwach auf die vorigen Ergebnisse, erst deutlich später gibt es
eine Reaktion je nach Realisierungsrate der Projekte.
5) Es gibt eine mehrjährige Vorlaufdauer und somit die Möglichkeit, auf sinkende Kosten zu
spekulieren und somit Gebote abzugeben, die nach den aktuellen Marktbedingungen noch nicht
wirtschaftliche wären; umgekehrt kann bei steigenden Kosten (u.a. höheren Zinsen) ein Rückzieher
gemacht werden.
6)
Um spekulative Gebote zu begrenzen, werden Pönalen notwendig.
Menge
Angebot
Nachfrage
Preis
Abbildung 2
Preisbildung bei Elastizität von Null der Preis-Nachfrage-Kurve (Ausschreibung mit fest vorgegebener
Menge) und mit zwei möglichen Verläufen der Angebotsfunktion.
Gestrichelt: höheres Angebot: Er wird dieselbe Menge realisiert, lediglich der Preis wird in anderer Höhe
festgesetzt.
Vorschlag für zukünftige Ausschreibungen
Bei den zukünftigen Ausschreibungen sollte ein Mittelwert zwischen diesen beiden Extremen gegangen
werden:
1) Auktionsverfahren sollten häufiger stattfinden, etwa alle 2 Monate. Durch eine von Null
verschiedene, aber auch nicht unendlich große Preiselastizität der Nachfrage werden stärkere
Preisschwankungen zwischen den Runden vermieden und mehr „Liquidität“ für größere Projekte
geschaffen.
Für kleine Projekte gilt jeweils der in der vorherigen Auktion ermittelte Preis. Sie können in
diesem Zeitraum jederzeit eine Sicherungsleistung hinterlegen, wie sie auch für die erfolgreichen
Bieter gilt, und sich damit den Preis der Auktion auch für sich sichern. Für ganz kleine Projekte
(PV-Einzelanlagen) entfällt auch dies.
2) Die in der Auktion bezuschlagte Meine hängt von den gebotenen Preisen ab: Wenn niedrigere
Preise geboten werden, wird eine größere Menge bezuschlagt, und umgekehrt. Die zum Ausdruck
gebrachte Nachfragefunktion hat also weder eine unendliche hohe Nachfrageleastizität noch eine
von Null, sondern ergibt einen Zwischenwert (genaugenommen einen negativen Wert).
3) Dem uniform-pricing-verfahren wird der Vorzug gegeben, da damit die Gebote mehr von der
tatsächliche Kostensituation abhängen und weniger von der Spekulation auf das Verhalten der
anderen Bieter.
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4) Das Ergebnis der vorigen Runde(n) soll den Höchstpreis und die Nachfragefunktion der jeweils
aktuellen Runde beeinflussen. Ein Mindestpreis wäre ebenfalls sinnvoll, wesentlich ist aber eine
gewisse Planbarkeit der nächsten Runden, die dann auch das Risiko von Planungs-Vorlaufkosten
vor der Gebots-Bezuschlagung begrenzen.
5) Die Bindungsdauer eines Gebotes sollte die Realisierungszeit eines Projektes, das fertig
durchgeplant ist und für das vergabefähige Ausschreibungen vorliegen, nicht überschreiten. Bei
Windkraftprojekten wäre das etwa ein Jahr, bei Solar-Dachanlagen eher 3 Monate. Die Dauer der
EEG-Vergütung sollte sich nicht nach dem Zeitpunkt der Fertigstellung richten, sondern nach
dem Zeitpunkt des Zuschlags in der Ausschreibung. Wer sein Projekt nach dem Zuschlag
schneller realisiert als andere, erhält auch etwas länger Förderung; bzw. umgekehrt ergibt sich
automatisch eine Pönale für zögerliche Realisierung.
6) Pönalen können entsprechend niedrig sein.
Menge
Nachfrage
Angebot
Abbildung 3
Preis
Preisbildung bei „normaler“ Elastizität der Preis-Nachfrage-Kurve
(Ausschreibung mit auf die Preise
reagierender Menge der Bezuschlagung) und mit zwei möglichen Verläufen der Angebotsfunktion.
Gestrichelt: höheres Angebot: Er wird eine größere Menge zu einem niedrigeren Preis realisiert.
Man sieht auch, dass sich eine höhere oder niedrigere Nachfrage(funktion) weniger stark auf den Preis
auswirkt als bei einer festen Bezuschlagungsmenge. Damit relativieren sich auch alle Bedenken aus
strategischem Vorgehen bei der Angebotsabgabe bzw. Absprachen zwischen den Bietern, zufällig
schwankendem Angebot der Bieter (z.B. infolge gerade erteilten Genehmigungen) und dergleichen.
Ein vom Preis abhängige Nachfragemenge entspricht auch dem gesellschaftlichen Interesse an
erneuerbaren Energien: Sind diese zu teuer, wollen die Bürger weniger davon einsetzen. Sind diese
preiswert verfügbar, möchte man mehr davon. Sind sie gar nicht mehr teurer als konventionelle Energien
nach Strommarktpreisen, kann der gesamte Strombedarf mit erneuerbaren Energien gedeckt werden.
Eine gewisse Scheidemarke ist dabei eine Elastizität von (minus) eins, bezogen auf den Differenzpreis
zwischen dem „Subventionsanteil“ der Vergütung nach EEG (d.h. der sogenannten Marktprämie): Würde
bei um ein Prozent niedrigerer Marktprämie je kWh die bezuschlagte Menge um ein Prozent erhöht
werden, wäre der Förderaufwand der gleiche wie bei dem ursprünglich um das eine Prozent höheren
Preis. Den gesellschaftlichen Interessen entspricht es wohl eher, bei niedrigeren Preisen den
Förderaufwand zu erhöhen. Beispielsweise könnte bei um einem Prozent niedrigeren spezifischen
Förderaufwand (in Cent/kWh) die Förderung (in Mio. €) um ca. zwei Prozent ausgeweitet werden, so
dass dann eine um drei Prozent höhere Menge (in kWh) gefördert werden könnte.
Elastische Nachfragefunktion mit Preisobergrenze in einer einzelnen Auktion
Das gesellschaftliche Interesse an den erneuerbaren Energien zeichnet sich auch nicht dadurch aus, zu
bestimmten Zeitpunkten einen Zubau bzw. einen möglichst gleichbleibenden Zubau zu erreichen, sondern
der langfristige Zubau bzw. das endgültige Ziel der Energiewende sind maßgeblich. Zugleich möchte man
Zwischenziele, wie etwa einen bestimmten Mindestzubau bis 2025, kostengünstig erreichen. Ob der
Zubau bzw. die Zuschläge in Ausschreibungen dann im Jahr 2019 oder 2022 stattfinden, ist dann nicht
wesentlich. Darin liegt ein Unterschied etwa zu Ausschreibungen für Regelenergie, die gerade zu
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bestimmten Zeitpunkten (nämlich ständig) in einer bestimmten Höhe verfügbar sein muss. So, wie nicht
nur die schwäbische Hausfrau bei Sonderangeboten lagerfähiger Produkte beherzter zugreift als bei
Frischwaren, kann auch in einer Ausschreibung für erneuerbare Energien das Zuschlagsvolumen stärker
ausgeweitet werden, wenn zu einem Zeitpunkt besonders viele günstige Gebote eingehen. Damit können
dann von der Angebotsseite ausgehende, vorteilhafte Marktsituationen ausgenutzt werden.
Insbesondere besteht die Möglichkeit, dass konjunkturell bedingt niedrige Zinsen die Kosten senken;
wenn dann auch vermehrt Investitionen erfolgen, trägt dies zudem zum gesamtwirtschaftlichen
Gleichgewicht bei. Umgekehrt ist es auch gesamtwirtschaftlich nicht vorteilhaft, einen bestimmten Zubau
in einem engen Zeitfenster durchzudrücken, wenn die momentane Kostensituation dagegen spricht.
Des Weiteren besteht ein gesellschaftliches Interesse daran, nicht nur bestimmte Zwischenziele zu festen
Zeitpunkten zu erreichen, sondern möglich schnell einen Umstieg auf erneuerbare Energie zu vollziehen.
Lediglich die Kosten führen zu einem allmählichen Umstieg über viele Jahre, wie etwa bis 2050. Gäbe
nur geringe oder gar keine Mehrkosten der erneuerbaren Energien, so würde ein „sofortiger“,
vollständiger Umstieg auf erneuerbare Energien den Präferenzen der meisten Mitbürger entsprechen.
Daher wäre ein Verlauf der „Nachfragekurve“ der Ausschreibungen angemessen, der bei Mehrkosten von
Null zu einem Zuschlagsvolumen führt, dass dem gesamten Stromverbrauch entspricht. Die
gegenwärtigen Ausbauziele entsprechen der Nachfrage bei dem gegenwärtigen Preisen. Diese Preise und
die zugehörige Menge, zuzüglich eines Aufschlags für nicht realisierte Projekte mit Zuschlag in der
Ausschreibung, bilden einen weiteren, politisch vorgegebenen Punkt der Nachfragekurve. Diese beiden
Punkte müsste man im Prinzip nur zu verbinden, um zu einer sinnvollen, preisabhängigen
Nachfragefunktion zu kommen. Natürlich hat der Teil der Nachfragefunktion mit sehr niedrigen Preisen
und sehr großem Zuschlagsvolumen keine praktische Relevanz, so dass es lediglich auf den
Funktionsverlauf in der Nähe gegenwärtiger Preise ankommt.
Mit Einführung einer Nachfragekurve, die kein festes Zuschlagsvolumen gewährleistet, kommt natürlich
Unsicherheit hinsichtlich der Höhe der schließlich vergebenen Leistung zustande.
Allerdings führt auch ein festes Zuschlagsvolumen zu Ungewissheiten über den damit verbundenen
Förderaufwand – bei höheren Auktionspreisen ist er höher. Wegen der Ungewissheit, ob Vergaben auch
zu Installationen führen, gibt es ohnehin Unsicherheit, ob Ziele erreicht oder ggf. überschritten werden.
Eine Auktion mit festem Volumen hat dann sogar den Nachteil, dass dann, wenn die Kosten während der
zugestandenen Realisierungszeit ansteigen, so dass mehr Projektplaner aussteigen und die
Realisierungsziele untererfüllt werden, und wenn die Differenz in späteren Auktionen nachgeholt werden
soll, dann erst recht höhere Preise zuzubilligen sind.
Bei einer „elastischen“ Nachfragefunktion der Ausschreibung ist die Unsicherheit über die Menge
(zunächst der Zuweisungen) jedenfalls niedriger als bei dem heutigen Festpreissystem. Bei einer
Nachfrageelastizität von minus zwei, bezogen auf die Höhe der Förderung, wäre die Unsicherheit bzgl.
des Förderaufwands etwa gleich hoch wie bei Ausschreibung einer festen Menge, bei
Nachfrageelastizitäten zwischen Null (=feste Menge) und von minus zwei wäre sie niedriger. Nachdem
größere Mengen (erneuerbarer Energien) aber auch mehr ökologischer Vorteil bedeuten, sollte die
Nachfrageelastizität vorzugsweise stärker als minus zwei sein.
Ob es zusätzlich noch einer Preisobergrenze bedarf, die ja einer unendlichen Nachfrageelastizität
entspricht (jeweils negatives Vorzeichen) kann man unterschiedlich sehen, nachfolgen wurde eine solche
aber einbezogen.
Die vierte Abbildung zeigt dann eine mögliche Nachfragefunktion bei einer bestimmten, einzelnen
Ausschreibung:
Die langfristig gedachte Nachfragefunktion aus Abbildung 3 wird um einen bestimmten Sockel reduziert
(ausgedrückt durch die obere horizontale Linie); dies kann die Summe der bereits installierten bzw.
kontrahierten EE-Leistungen sein. Maßgeblich ist nur noch die Menge oberhalb der Linie bis „gesamten“
Nachfragefunktion. Damit ist zugleich ein Höchstpreis verbunden (vertikale Linie), bei dessen
Überschreitung in einer Auktion keine Vergaben stattfinden. In Abbildung 4 würde dann der Abstand
zwischen dem kleinen Kreis (Schnittpunkt von Nachfrage- und Angebotsfunktion) und der oberen
horizonalen Linie die zuzuteilende Menge darstellen.
Der bei niedrigeren Preisen stattfindende Anstieg der Nachfrage(-funktion), wie sie in den
Ausschreibungsbedingungen dargestellt werden sollte, muss dabei nicht ganz der langfristigen
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Nachfragefunktion entsprechen, wie sie bislang als durchgezogene Linie dargestellt wurde, sondern kann
und sollte eine abgeschwächte Steigung (gestrichelte Linie in Abbildung 4) haben. Maßgeblich ist dann
die Differenz zwischen der gestrichelten Linie und der oberen horizontalen Linie. Gleichwohl sollte diese
Steigung so groß gewählt werden, dass sich rechnerisch ein recht hoher Absolutwert der Elastizität (d.h.
hoher prozentualer Anstieg der Zuteilungsmenge im Verhältnis zum Prozentsatz einer Preissenkung)
ergibt. Dann kann es bei einzelnen Auktionsterminen durchaus zu einem größeren Anstieg der zugeteilten
Mengen kommen, wenn entsprechend viel zu niedrigen Preisen geboten wurde. Ein dauerhaftes
„Überschießen“ der jeweils zuzuteilenden Mengen wird dann in der nächsten Ausschreibung durch eine
Absenkung des Höchstpreises (zugleich Anheben des Sockels) verhindert.
Abbildung 4
Preisbildung bei einer einzelnen Ausschreibung.
Gestrichelt: Nachfragefunktion der einzelnen Auktion (reduzierter Anstieg gegenüber der langfristigen
Nachfragefunktion)
Unsicherheit über das Ausmaß spekulativer Gebote
Die Kostenstruktur der hauptsächlich in Betracht kommenden Formen der Energiegewinnung ist im
Grundsatz bekannt und ermöglicht somit auch eine angemessene Festlegung von Höchstpreisen und auch
von einer Nachfragefunktion, die in etwa zu den angestrebten, quantitativen Realisierungszielen führen
kann. Wenn es in einer Ausschreibung überraschenderweise zu zahlreichen besonders preiswerten
Geboten kommen würde, kann das dann allerdings zwei Gründe haben: Die aktuell vorliegenden Kosten
könnten tatsächlich niedriger sein, als bislang angenommen, d.h. die Förderung unter dem
Festpreisregime war zu großzügig. Eine wahrscheinlichere Ursache zahlreicher, niedriger Gebote wäre
aber, dass Bieter in stärkerem Maße „spekulative“ Gebote in der Hoffnung auf künftige Preissenkungen
abgegeben haben. Bei zahlreichen spekulativen Geboten wäre aber mit einer niedrigeren
Realisierungsquote zu rechnen (und gerade bei Bezuschlagung nur dieser niedrigen Gebote). Daher ist es
gerade bei niedrigen Geboten erforderlich, eine höhere Mehrzuteilung vorzunehmen, damit die
tatsächlichen Realisierungen wieder ungefähr den eigentlichen Zielen entsprechen. Eine höhere
Mehrzuteilung in der Ausschreibung bei niedrigen Preisen (anders ausgedrückt: eine elastische
Nachfragefunktion) führt in solchen Fällen zu eine zielgenaueren Einhaltung eines Ausbauziels, als es
bei einem fest vorgegebenen Zuschlagsvolumen (und mithin niedriger Realisierung bei niedrigem Preis
als Ausschreibungsergebnis der Fall wäre.
Dieser Effekt wirkt zusätzlich zu der Überlegung, dass bei niedrigeren Preisen auch eine höhere
Realisierung wünschenswert ist.
Freie EU-Vorgaben
Die EU-Vorgaben machen lediglich Ausschreibungen notwendig. Die Form der Nachfragefunktion in den
Ausschreibungen ist nicht vorgegeben, insbesondere gibt es keine Verpflichtung, in den Ausschreibungen
Zuschläge für ein vorher genau feststehendes Volumen zu erteilen.
Problematisch wäre es lediglich, wenn zu knapp festgelegte Höchstpreise dazu führen, dass nur zu diesen
Höchstpreisen geboten würde, womit der entsprechende Teil der Nachfragekurve mit unendlicher
Elastizität maßgeblich würde, also wieder ein Festpreisregime „durch die Hintertür“ entstünde.
2. Verlust der Akteursvielfalt bei Ausschreibungen ohne Nachfrageelastizität
19
Abgesehen von Effizienzüberlegungen und dem Grundsatz, dass ein Wechsel von einem Extrem zum
anderen nie sinnvoll ist, spricht die Motivationslage vieler Akteure gegen Ausschreibungen mit einer
Nachfrageelastizität von Null (festgelegter Zuteilungsmenge).
Stark vereinfachend gibt es zwei Prototypen der beteiligten Akteure:
a) Die vor allem an ideellen Werten wie der ökologischen Wirkung einer Umstellung auf
erneuerbare Energien nebst dezentraler Energieversorgung usw. interessierten Akteure, für die
eine ausreichende Wirtschaftlichkeit lediglich eine notwendige Voraussetzung ist.
b) Die vor allem auf den wirtschaftlichen Vorteil bedachten Akteure.
Sicherlich handelt es sich bei vielen Beteiligten um Mischungen beider Interessenlagen.
Diese beiden prototypischen Arten der Akteure bzw. Interessenlagen sind auch auf der planerischen
Ebene und in der Öffentlichkeit vertreten, wo sich z.B. eine Mitarbeiterin der Landesplanungsbehörde
oder eine Gemeinderätin mehr für die Arbeitsplätze und Gewerbesteuer, eine andere mehr für die
ökologische Vorteilhaftigkeit der Energiegewinnung interessieren mag.
Auf der Ebene der Projektentwickler und Betreiber gibt es sicherlich einen Zusammenhang zwischen der
hauptsächlichen Motivation und der Unternehmensform: Bei Genossenschaften und
Bürgerbeteiligungsmodellen spielen die gemeinnützen Ambitionen sicherlich eine größere Rolle als bei
großen Kapitalgesellschaften, insbesondere als bei großen Energieversorgern, deren Management sich
gestern noch gegen erneuerbare Energie positioniert hat.
Gäbe es künftig Ausschreibungen mit einer fest vorgegebenen Nachfragemenge, fiele jegliche
ökologische Motivation weg: Jedes eigene Engagement führt dann lediglich zu niedrigeren Preisen, nicht
aber zu einer größeren Menge der verwirklichten Windparks oder Solaranlagen. Ein Engagement für
erneuerbare Energie wirkt sich dann genaugenommen sogar ökologisch kontraproduktiv aus: Ein
zusätzliches Projekt führt dann zu niedrigeren Preisen in der Ausschreibung, somit zu etwas niedrigeren
Strompreisen insgesamt, somit zu höherem Stromverbrauch, somit zu vermehrter Nachfrage nach
„konventionell“ erzeugtem Strom.
Auf planerischer Ebene bedeutet das entsprechend: Stimmt eine Gemeinde einem Windpark auf dem
eigenen Gemeindegebiet zu, so hat das lediglich zur Folge, dass an anderer Stelle ein Windpark weniger
gebaut wird, und dass die Preise sinken. In einer derartigen Situation werden sich Natur- und
Umweltschützer in einem Gemeinderat wieder geschlossen gegen derartige Projekte an jeglichem
irgendwie problematischen Standort wenden, und die „not in my backyard“ –Einstellung wäre voll
berechtigt.
Auf der Ebene der Betreiber fielen dann entsprechend diejenigen weg, die sich vor allem für die
ökologische Sache einsetzen wollen und bereit sind, dafür niedrigere Renditen (und/oder das mit einer
Investition verbundene, unternehmerische Risiko) einzugehen. Besonders schädlich wird dabei der
Wegfall derjenigen sein, die als Initiatoren (Bürgerwindpark-) Projekte zum Laufen bringen und dabei
auch Glaubwürdigkeit ausstrahlen, die eben nur aus der ideellen Verankerung kommen kann und nicht
allein aus dem Interesse an Gewinnmaximierung (denn dann wäre eher nicht mit einem fairen Deal für
die anderen Beteiligten zu rechnen).
Ergebnis einer festen Nachfrage in Ausschreibungen wäre also ein weitgehender Rückzug der „ideell“
motivierten Akteure, es verblieben vor allem die „Geschäftsleute und Geschäftemacher“. Dabei ist noch
nicht einmal entscheidend, welche Gruppe momentan den Schwerpunkt bildet: Der Imageverlust wäre
universell.
Ganz unabhängig davon, ob das übrige Ausschreibungsdesign grundsätzlich auch kleinen Akteuren
hinreichende „Wettbewerbschancen“ bietet, würden also viele kleinere Akteure schon deshalb aussteigen,
weil die Motivation fehlt, wenn das Ausschreibungsdesign eine feste Zuschlagsmenge voraussetzt.
Dies bedeutet dann ein reduziertes Angebot (für die Auktionen) und mithin höhere Preise (da die Menge
ja fest vorgegeben werden soll). Dazu kommt, dass die „geschäftsmäßigen“ Akteure ohnehin höhere
Renditeanforderungen haben als andere; gerade der preiswertere Teil des Angebots fällt also weg.
Die Akzeptanzeinbuße durch die geänderte Zusammensetzung der Akteure kommt mittelfristig noch
hinzu.
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Zusammenfassung zu 1. und 2.
Zur Höhe der in den Ausschreibungen jeweils zu vergebenden Zuschläge (Umfang in MW) macht das
Eckpunktepapier keine eindeutige Aussage. Die Form und Ermittlung der Nachfragefunktion wird dort
auch nicht zur Diskussion gestellt. Mehr zwischen den Zeilen erweckt es jedoch den Eindruck, dass eine
fest vorgegebene Menge je Ausschreibung geplant ist, von der lediglich dann abgewichen werden soll,
wenn zu dem jeweiligen Höchstpreis nicht genügend Gebote vorliegen.
Dies wäre nicht gut. Vor jeder Ausschreibungsrunde sollte eine deutlich elastische Nachfragefunktion
angegeben werden. Günstigere Preise sollten in jeder einzelnen Auktion und auch in der Summe mehrerer
Ausschreibungen zu einem höheren Zuteilungsvolumen führen,
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ANLAGE 2
Grundsätzliche Überlegungen
Der Gesetzentwurf wie vorher die Eckpunkte gehen von einer ausreichenden Planbarkeit der künftigen
Entwicklung der Offshore-Windenergie aus. Tatsächlich gehen alle Planungen offenbar davon aus, dass
es bis auf weiteres zu keiner Einigung auf Klimaschutzmaßnahmen kommt, die Deutschland ein
anspruchsvolles Tempo beim Klimaschutz abverlangen werden. Sollte jedoch das Gegenteil der Fall sein,
wird ein wesentlich schnellerer Ausbau der erneuerbaren Energien erforderlich, wobei vor allem bei PV
und Offshore viel kurzfristig realisierbares Potential besteht. Um für solche Entwicklungen gewappnet zu
sein, bleibt es wünschenswert, den planerischen Vorlauf und auch die Interessen der bisherigen Planer
weiterhin zu nutzen.
Eine weitere Prämisse ist ein offenbar eine sehr kurzer zeitlicher Ansatz von einem Jahr für die
Genehmigungsphase des im „zentralen Modell“ bereitgestellten OWP-Standorts. Zunächst bleibt offen,
wann die (zunächst benötigte) einjährige Untersuchungsdauer der Meeresumwelt nach StUK stattfinden
soll – in einer strategischen Umweltprüfung wird grundsätzlich eine niedrigere Untersuchungstiefe
angewendet. Nach diesem Jahr folgt die Dauer für die Erstellung der Gutachten und die Trägerbeteiligung
usw. bis zum Erörterungstermin. In vielen Fällen vergingen danach mehrere Jahre vom Erörterungstermin
(d.h. zugleich nach Durchführung aller Untersuchungen) bis zur Genehmigungserteilung. Soweit nicht
eine straffe Durchführung mit festen Terminen durch das BSH vorab zugesichert wird, entsteht also
insgesamt ein beträchtliches Risiko für Antragsteller/Bewerber. De facto führt das zu einer Bevorzugung
von Investoren, die eine finale Investitionsentscheidung auch ohne abschließend vorliegende
Genehmigung durchführen können (eine Genehmigung wird ja wahrscheinlich zu bewirken sein)
gegenüber Konkurrenten, die eine Projektfinanzierung anstreben und dafür zwingend eine
bestandskräftige Genehmigung benötigen.
Dem „zentralen Modell“ liegt sicherlich auch der Wunsch zu Grunde, zusätzliche Akteure einzubinden,
die bislang noch nicht über Flächen „verfügen“, und die damit auch keine Kosten für die
Flächenentwicklung / Flächenerwerb kalkulieren müssen, und damit zusätzlichen Wettbewerb zu
schaffen. Die entsprechenden Flächen werden nachfolgend als „Behördenflächen“ bezeichnet.
Flächenauswahl für „Behördenflächen“ im gemischten Modell
Behördlicherseits könnten zum einen Flächen in der Zone 1 oder 2 der Nordsee bereit gestellt werden, die
bislang noch nicht intensiver für OWP überplant wurden. Dies vermeidet auch Klagerisiken durch die
Betreiber, die bislang dort Genehmigungen erwirkt hatten. In Betracht zu ziehen wäre u.a. die Fläche
zwischen den Verkehrstrennungsgebieten nördlich von Norderney, östlich der bisher genehmigten OWPs.
Maßstab einer mäßig schnellen Entwicklung ist unser Projekt Meerwind Süd/Ost, das im Mai 2007
genehmigt wurde, bei dem die Genehmigung aber infolge eines Drittwiderspruchs erst im Februar 2010
bestandskräftig wurde, gleichwohl die finale Investitionsentscheidung (Financial Closing) mit
Projektfinanzierung im August 2011 erreicht wurde, Offshore-Baubeginn im Spätsommer 2012 war und
der erste Strom (wegen verzögerter Netzanbindung erst) im September 2014 eingespeist wurde. Auf
dieser Basis kann man wohl bei allen Projekten, die vor 2007 genehmigt wurden, und dennoch nie
die Voraussetzungen für eine Netzanbindungszusage erreicht haben, eine stringente Entwicklung
bestreiten und eine weitere Verlängerung der Genehmigung guten Gewissens verweigern – sie
haben ihre Chance nicht genutzt. Diese Flächen können dann ebenfalls als „Behördenflächen“ neuen
Entwicklern zur Verfügung gestellt werden.
BARD 1 wurde ebenfalls 2007 genehmigt und bekanntlich wurde dort schon sehr frühzeitig mit der
Errichtung begonnen. Die beiden weiteren Genehmigungen aus 2007/2008 kann man als Grenzfall
betrachten. Bei späteren Genehmigungen waren die Projekte bereits von der neuerlichen Änderung der
Netzanschlussmöglichkeiten betroffen, so dass ihnen weitere Verzögerungen nicht mehr zur Last gelegt
werden können.
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Zweistufige „Einmalauktion“ ist als Übergangslösung unbefriedigend
Die Entwickler konnten und mussten mit langen Entwicklungszeiten rechnen. Wenn in der Einmalauktion
geplante Projekte mit rund 5,5 GW in den Wettbewerb treten, handelt es sich dabei um die
Zubauperspektive von etwa sechs Jahren (bzw. länger unter der Berücksichtigung der Erwartung, dass
noch weitere Projekte hinzukommen und sich mit diesen die Realisierungsrate teilen müssen). Werden
diese nun „einmalig“ in ein Wettbewerbsverfahren „gejagt“, in dem ca. 1,4 GW (vermutlich aber
weniger) Aussicht auf Zuschlag haben, ergibt das keine faire Behandlung der Vorleistungen. Wenn man
von einer „realistischen“ Realisierungsquote der in der Ausschreibung erfolgreichen Projekte ausgeht
(z.B. 50%, also maximal 1,2 GW) ergibt sich ein noch schlechteres Verhältnis zwischen berechtigten
Ambitionen der Planer und tatsächlich eingeräumten Möglichkeiten bzw. Projektrealisierungen. Im
Ergebnis würde es sich um eine entschädigungslose Entwertung jahrelanger Arbeiten für die Mehrzahl
der Akteure handeln, und selbst für die in der Auktion erfolgreichen Bieter wäre der wirtschaftliche
Vorteil bescheiden.
Gleichzeitig erschwert eine derart geballte Ausschreibung einen Wettbewerb auf fundierter Basis. Es wird
kaum möglich sein, dass alle Entwickler von 5,5 GW Windparkleistung ihre Errichtungskosten auf Basis
konkreter Angebote, womöglich sogar einer vorabgestimmten Finanzierung abgeben. Dafür fehlen den
Anbietern (WEA-Herstellern, marinen Dienstleistern usw.) wie auch den Finanziers schlichtweg die
personellen Kapazitäten. Das auf einem Schlag zu beurteilende Finanzierungsvolumen – bei 1,4 GW
wären das über 5 Milliarden Euro, bezogen auf die gesamten 5,5 GW, die sich „einbringen“ könnten,
mehr als das Dreifache – übersteigt bei weitem auch das, was am Kapitalmarkt zu einem Zeitpunkt zur
Verfügung steht.
Ergebnis wäre also, dass sich

entweder rein spekulativ kalkulierte „Schönwetterangebote“ durchsetzen, die auf weitere
Kostensenkungen bis zur tatsächlichen Bauzeit rechnen: Dann wäre sehr wahrscheinlich, dass
sich einige davon schließlich in Luft auflösen würden, mithin noch weniger von den geplanten
5,5 GW tatsächlich gebaut würden.

Oder es würden sich allein die finanzkräftigsten Teilnehmer durchsetzen, die u.a. hohe
Bietersicherheiten vorab aufbringen können. Dann würde der Wettbewerb aber nicht auf der
Ebene der Ausschreibung, sondern vorgelagert stattfinden. Auch diese Bieter würden dann ohne
konkrete Kenntnis der Baukosten in die Gebotsphase einsteigen. Infolge der vorab
eingeschränkten Konkurrenz könnten sie allerdings „mehr auf der sicheren Seite“ kalkulieren,
also höhere Preise für die Stromeinspeisung aufrufen.
Beides wäre nicht wünschenswert.
Kombinationsausschreibung als Alternative zum „zentralen System“
Als Alternative zum zentralen System kommt eine Kombinationslösung in Betracht, z.B. einmal pro Jahr
Interessenten an zwei behördlicherseits vorentwickelten Standorten jeweils an einer gemeinsamen
Ausschreibung mit von Projektierern entwickelten Standorten (Projektflächen) teilnehmen, und bei der
auch Zuschläge/Bewilligungen für zwei Windparks (bzw. für zusammen 900 MW) vergeben werden.
Planer mit „Projektflächen“ haben zum Zeitpunkt der Ausschreibung eine bessere Planungssicherheit
dadurch, dass ihre Genehmigung bereits vorliegt oder wenigstens der Erörterungstermin schon
stattgefunden hatte, sie außerdem den Standort schon mehrere Jahre kennen und den Baugrund usw.
untersucht haben. Das sind auch Vorteile, die sie sich durch ihre Vorarbeit rechtmäßig erarbeitet haben
und deren Berücksichtigung nur fair ist.
Setzen sich Planer mit „Projektflächen“ in einer Ausschreibung durch, stehen in der nächsten
Ausschreibungsrunde wieder dieselben „Behördenflächen“ zur Verfügung. Die Bieter können dann die
bereits für die vorige Ausschreibung genutzten, standortspezifischen Analysen erneut einsetzen. Die
Planung auf der „Behördenfläche“ könnte in der Zwischenzeit auch Fortschritte machen, beispielsweise
könnte bereits eine Genehmigung vorliegen, die es vorher noch nicht gab. Dies gibt indirekt wieder den
Planern mit „Projektflächen“ einen Anreiz, bereits die frühere Ausschreibung für sich zu entscheiden,
weil die Konkurrenz bei der zweiten Ausschreibung eher stärker wird.
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Setzen sich Planer mit „Behördenflächen“ in einer Ausschreibung durch, werden in der nächsten
Ausschreibungsrunde neue „Behördenflächen“ als Standorte zur Verfügung gestellt. Dann haben nur
noch die Bieter mit Projektflächen den Vorteil, die bereits für frühere Ausschreibungen genutzten,
standortspezifischen Analysen erneut einsetzen.
Führt eine Ausschreibungsrunde dazu, dass eine Netzanbindung nur teilweise genutzt wird, kann in der
folgenden Ausschreibung eine „Behördenfläche“ gezielt so definiert und angeboten werden, dass der freie
Teil der Netzanbindung genutzt werden kann. In der nachfolgenden Ausschreibung könnte es dann auch
zur Bedingung gemacht werden, dass entweder der günstigste Bewerber auf „Behördenfläche“ oder,
wenn dessen Angebot günstiger ist, ein Antragsteller mit einer nahe gelegenen „Projektfläche“ (kurze
AC-Anbindung) einen Zuschlag erhält. Im Gegensatz zum ONEP+ Modell wäre also jederzeit
gewährleistet, dass zahlreiche Bieter teilnehmen können. Für den Windpark, der somit den zweiten Teil
des Netzanbindungssystems nutzen soll, könnten dann kürzere Realisierungsfristen gelten, dies kann auch
in einer gesonderten Ausschreibung vergeben werden.
Bieter mit entfernter gelegenen Standorten könnten hingegen den zweiten Teil des jährlichen Zuschlags
für sich gewinnen, der sich auf eine noch räumlich festzulegende Netzanbindung bezieht, die noch nicht
auf einen bestimmten Endpunkt des Netzanbindungssystems festgelegt ist. Bei dieser zweiten
Ausschreibung eines Jahres kann entsprechend nur die halbe Leistung eines Netzanbindungssystems (als
Mindestvorgabe) ausgeschrieben werden. Liegen allerdings „zufällig“ zwei Windparks in derselben
Region preislich vorne, erhalten diese beide sofort eine Zuweisung und es gibt keine gesonderte
Folgeausschreibung für die zweite Hälfte.
Die regulären Ausschreibungen können z.B. jährlich stattfinden und würden sich derzeit auf 900 MW
belaufen. Der Umfang einer Ausschreibung ist dann für alle Beteiligten beherrschbar. Kürzere
Realisierungszeiten zwischen Vergabe und Realisierung sollten angestrebt werden. Spätestens drei Jahre
nach der Ausschreibung sollten Sanktionen einsetzen, wenigstens eine Kürzung der Vergütungsdauer um
die Dauer der Verzögerung. Eine erhöhte Bietersicherheit kann z.B. ein bis 1 ½ Jahre nach Zuteilung
eingefordert werden, unmittelbar vor der endgültigen Standortfestlegung für die zugehörige
Netzanbindung bzw. Kopfstation.
Gebotsgrundlage sollte wie bei Onshore-Wind der Preis je kWh vor dem Effekt der Direktvermarktung
sein. Die Dauer der Anfangsvergütung sollte fest sein.
Nach jeder Ausschreibungsrunde, in der ein Bieter auf einer „Behördenfläche“ zum Zuge kam, wird
jeweils die älteste immer noch nicht genutzte „Projektflächen“-Genehmigung nicht mehr verlängert. Ob
die „Projektflächen“ dann allmählich aufgebraucht werden, bzw. ob die Genehmigungsverfahren von
„eingefrorenen“ Projekten mit einem gewissen Planungsstand weitergeführt werden, so dass auch neue
„Projektflächen“ nachrücken, kann an Hand der Erfahrungen beurteilt werden.
Vorteil: Mehr Wettbewerb, besser Gebotsqualität
Der Wettbewerb in den Ausschreibungen wird größer, weil sowohl die Bieter auf „Behördenflächen“ wie
alle Besitzer von „Projektflächen“ teilnehmen können.
Hierbei ist ein wesentlicher Unterschied zu beachten: Bieter auf eine „Behördenfläche“ sind im Fall einer
Abweisung demotiviert, ihre Aufwendungen sind verloren und sie werden sich mit weiteren Geboten eher
zurückhalten. Daher werden sich mittelfristig nur wenige Bieter an jeder Ausschreibungsrunde auf einer
Behördenfläche beteiligen.
Bei Bietern mit „Projektflächen“ ist die Motivationslage auch nach einer erfolglosen
Ausschreibungsrunde besser. Standortspezifische Untersuchungen (z.B. zu der Bauweise der Fundamente
und den davon abhängigen Kosten) können sie auch in der nächsten Runde nutzen. Ein erneutes Gebot in
der nächsten Runde ist also mit weniger Kosten verbunden. Durch ihre Vorinvestitionen haben sie ein
Interesse, „am Ball zu bleiben“. Es lohnt sich für sie auch mehr, standortspezifische Optierungen
vorzunehmen (z.B. günstigere Fundamente zu entwickeln), wenn die Zuversicht besteht, diese schließlich
auch ausnutzen zu können.
Je nach Organisationsform ist auch mit einer gewissen emotionalen Bindung an ein Projekt zu rechnen
und dem Wunsch, „dranzubleiben“ dieses nun endlich umzusetzen. Das gilt natürlich in besonderem
Maße für strategische Investoren, die solche Erzeugungseinheiten in ihren langfristigen Investitionsplänen
verankert haben. Es gibt dann auch Mitarbeiter in den entsprechenden Tochtergesellschaften, die die
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Fortführung solcher Projekte konzernintern vertreten. Ein Ausstieg aus einem „eigenen“ Projekt fällt
wesentlich schwieriger als der Verzicht auf eine neuerliche Beteiligung an einer Bewerbung um einen
Behördenstandort. Geht die Motivation dennoch verloren, erfolgt ein Verkauf der Projektrechte an einen
anderen Investor, der im Grundsatz dieselbe Position einnehmen wird.
Kommt es hingegen zu einer „Einmalauktion“, aus der die Mehrzahl der bisherigen Akteure als Verlierer
herausgehen werden, werden die entsprechenden Unternehmen ihre Investitionen abschreiben, bei
irgendwelchen Verantwortlichen Köpfe rollen lassen und das Kapitel „Offshore“ für viele Jahre
abschließen. Eine stärkere Demotivation der Entscheidungsträger in Konzernen, die bislang zu
Investitionen bereit waren, ist kaum vorstellbar.
Eine Kombination beider potentiellen Auktionsteilnehmer (bisheriger Akteure mit ihren Projektflächen
und derselben sowie zusätzlich neuer Akteure auf Behördenflächen) führt demgegenüber auf Dauer zum
stärksten Wettbewerb. Prinzipiell kann jeder sich um die Behördenflächen bewerben und diese dann mit
geringen Anfangsinvestitionen entwickeln. Dem stehen die qualitativ besseren Gebote der Planer mit
Projektflächen gegenüber. Bei „Folgeauktionen“ mit festem Standort der Netzanbindung (für freie
Teilkapazitäten) gibt es zwar weniger Projektflächen, von denen ein Anschluss in Betracht kommt, wenn
aber wenigstens eine Behördenfläche mit im Rennen ist, gibt es nicht die Beschränkung des Wettbewerbs
wie beim ONEP+ Modell.
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