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Markus Böhme

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26. August 2022

Veröffentlichungsreihe – 22 von 30 Insights

Verabschiedung des Osterpakets – Was ändert sich für den Bereich der Windenergie?

  • Briefing

Mit dem sogenannten „Osterpaket“, einem umfassenden Maßnahmenpaket, möchte die Bundesregierung den schnellen Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland fördern. Die Offshore-Windenergie soll dabei einen wesentlichen Beitrag leisten. Die Bundesregierung hat sich zum Ziel gesetzt, die Gesamtkapazität auf 30 GW bis 2030, 40 GW bis zum Jahr 2035 und 70 GW bis zum Jahr 2045 zu steigern (derzeit ca. 8 GW). Zur Erreichung dieses Ziels wurde im Bundestag am 7. Juli 2022 das Osterpaket final verabschiedet. Einen Tag später stimmte auch der Bundesrat zu.

Unsere Experten Dr. Markus Böhme, LL.M. und Dr. Christian Ertel beantworten zentrale Fragen zu den verabschiedeten Gesetzesänderungen; in diesem Q&A zum WindSeeG.

Frage: Welche Gesetzesänderungen betreffen den Bereich Windenergie auf See und wann treten die Änderungen in Kraft?
Antwort: Am 7. Juli 2022 wurden insgesamt vier umfassende Gesetzespakete zum Ausbau der erneuerbaren Energien beschlossen. Zur Umsetzung des Offshore-Ausbauziels von 30 GWh bis 2030 hat der Bundestag das bisherige Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG) erstmals seit seinem Erlass 2017 umfassend novelliert. Der neue Rechtsrahmen für die Erzeugung von Windenergie auf See tritt am 01. Januar 2023 in Kraft. Der Anfang April 2022 veröffentlichte Kabinettsentwurf der Bundesregierung zum WindSeeG hat dabei im Gesetzgebungsverfahren erhebliche Änderungen erfahren.

Frage: Wie sollen die neuen Ausbauziele erreicht werden?
Antwort: Zur Erreichung der Ausbauziele sieht das WindSeeG insbesondere für die Jahre 2023 und 2024 eine massive Erhöhung der Ausschreibungskapazitäten (§ 2a WindSeeG) vor sowie die Einführung eines neuen zusätzlichen Ausschreibungsverfahrens. So wird das 2017 eingeführte Ausschreibungsverfahren von zentral voruntersuchten Flächen ab 2023 um die Ausschreibung von nicht zentral voruntersuchten Flächen ergänzt, d.h. um ein Verfahren, welches der Rechtslage vor 2017 ähnelt. Insgesamt werden für beide Verfahren im Jahr 2023 und 2024 jeweils zwischen 8 und 9 GW und im Jahr 2025 und 2026 jeweils zwischen 3 und 5 GW ausgeschrieben. Ab 2027 sollen jährlich 4 GW ausgeschrieben werden (jeweils die Hälfte soll dabei auf zentral voruntersuchte und nicht zentral voruntersuchte Flächen entfallen).

Die Ausschreibung nicht zentral voruntersuchte Flächen findet jährlich zum 1. Juni statt und für zentral voruntersuchte Flächen jährlich zum 1. August. Die Einzelheiten zu den jeweiligen Ausschreibungen ergeben sich aus den Festlegungen der BNetzA sowie aus dem Flächenentwicklungsplan.

Frage: Welche Änderungen treten für zentral voruntersuchte Flächen ab 1. Januar 2023 in Kraft?
Antwort: Das bislang geltende zentrale Modell ist von einer erheblichen staatlichen Regulierung geprägt. Demnach wird durch die zuständigen staatlichen Stellen im Detail bestimmt, welche Flächen wann mit welcher maximalen Leistung ausgeschrieben werden. Hierfür untersucht das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) vorab die Meeresumwelt, den Baugrund, die Wind- und ozeanographischen Verhältnisse sowie die verkehrliche Eignung des Gebietes und prüft auf dieser Basis die Eignung der jeweiligen Fläche. Dies führt zu einer erheblichen Kostenerleichterung bei den Bietern, weshalb seit Beginn der Ausschreibung im zentralen Modell immer wieder sogenannte 0-Cent-Angebote abgegeben wurden, d.h. Angebote ohne Förderanspruch. Zwar entlasten solche Angebote die von der Allgemeinheit zu tragenden Förderkosten, bislang mangelte es dem Verfahren aber an einer hinreichenden Möglichkeit, zwischen mehreren 0-Cent-Angeboten zu differenzieren. So sahen die bisherigen Regelungen eine zumindest verfassungsbedenkliche Losentscheidung vor.

Zur Lösung sah der Regierungsentwurf die Einführung im Ausland üblicher Contracts for Difference (CfDs) vor, d.h. von Verträgen, bei denen eine gewisse Vergütungsschwelle festgelegt wird. Bei Unterschreitung der Schwelle wird dem Anlagenbetreiber eine Förderung gezahlt und bei Überschreitung der Schwelle erfolgt eine Gewinnabgabe an den Staat.

Nach der final verabschiedeten Beschlussfassung müssen Offshore-Windenergieanlagen auf zentral voruntersuchten Flächen zukünftig jedoch vollständig ohne Förderung auskommen. So wird der Gebotswert umgewandelt in eine Zahlungspflicht der Anlagenbetreiber. Neben dem Gebotswert erfolgt die Bewertung zusätzlich anhand von qualitativen Kriterien, welche mit einem Gewicht von bis zu 40 % berücksichtigt werden:

  • Beitrag zur Dekarbonisierung,
  • Umfang der Lieferung von auf der ausgeschriebenen Fläche erzeugter Energie,
  • Schallbelastung und Versiegelung des Meeresbodens und
  • Beitrag zur Fachkräftesicherung.

Hierdurch ist es denkbar, den Zuschlag auch ohne Gebotswert zu erteilen, wenn keiner der Bieter bereit ist, ein Zahlung zu entrichten.
Zusätzlich sieht § 96a WindSeeG die Möglichkeit vor, das Ausschreibungsverfahren durch eine Verordnung der Bundesregierung wieder auf ein Fördermodell umzustellen.

Frage: Wie funktioniert das Ausschreibungsverfahren für nicht zentral voruntersuchte Flächen?
Antwort: Das Verfahren für nicht zentral voruntersuchte Flächen ist grundsätzlich mit dem bislang geltenden Ausschreibungsverfahren vergleichbar, sodass auch hier in einem ersten Schritt auf eine Marktprämie, d.h. auf eine staatliche Förderung geboten wird. Eine Besonderheit sieht § 17 WindSeeG vor, nachdem die Bieter als Gebotsvoraussetzung sicherstellen müssen, dass 20 % des Ausschreibungsvolumens für mindestens fünf Jahre über Power-Purchase-Agreements (PPAs) mit einem oder mehreren Unternehmen vermarktet werden. Sollte es im Rahmen der Ausschreibung zur Abgabe mehrerer 0-Cent-Gebote für eine nicht zentral voruntersuchte Fläche kommen, wird für diese Fläche ein dynamisches Gebotsverfahren mit einer Zahlungsverpflichtung der Anlagenbetreiber in mehreren Runden und mit ansteigenden Gebotsstufen durchgeführt. Einen Zuschlag erhält in diesem Fall also nicht der Bieter mit den niedrigsten Kosten, sondern der, der den höchsten Preis für die Nutzungsrechte der Fläche bezahlt.

Auch nicht zentral voruntersuchten Flächen könnten somit nur gegen Zahlung realisiert werden, wenn die abgegebenen Gebotswerte weiterhin 0 Cent Gebote enthalten.

Frage: Welche weiteren Änderungen im WindSeeG 2023 sind hervorzuheben?
Antwort: Weitere rechtliche Änderungen im WindSeeG betreffen die Genehmigungsverfahren. Zu deren Beschleunigung wird in § 1 Abs. 3 WindSeeG festgelegt, dass der Ausbau von Offshore Windenergieanlagen und Offshore-Anbindungsleitungen im überragenden öffentlichen Interesse liegt und der Versorgungssicherheit dient. So erfolgt eine Stärkung der Belange der Offshore Windenergie in der Schutzgüterabwägung. Des Weiteren wird das Planfeststellungsverfahren für zentral voruntersuchte Flächen, Offshore-Anbindungsleitungen und Anlagen zur Übertragung von anderen Energieträgern aus Offshore Windenergieanlagen oder sonstigen Energiegewinnungsanlagen auf ein Plangenehmigungsverfahren umgestellt. Das BSH muss zudem bei der Durchführung eines Planfeststellungsverfahren künftig den Planfeststellungsbeschluss grundsätzlich innerhalb von 18 Monaten erteilen.

Vorläufiges Fazit
Eine abschließende (rechtliche) Einschätzung der Inhalte des Osterpakets in Bezug auf die Windenergie allgemein und im Besonderen die Windenergie auf See betreffend, ist aktuell nur eingeschränkt möglich. Insbesondere die Streichung von CfDs aus dem WindSeeG ist aus verschiedenen Blickwinkeln strittig. Diese wären eine gute Möglichkeit zur Verbesserung der dringend benötigten Investitionssicherheit für Unternehmen auch vor dem Hintergrund der geopolitischen Entwicklungen gewesen.

Der Gebotswert (bei zentral voruntersuchten Flächen) bzw. die zweite Gebotskomponente im dynamischen Verfahren (bei nicht zentral voruntersuchten Flächen) erzeugen hingegen einen hohen Preisdruck auf Unternehmen, der letztlich auch die Stromkunden belastet, da Unternehmen neben den Baukosten die mit dem Zuschlag verbundenen Kapitalkosten refinanzieren müssen. In diesem Kontext könnte darüber nachgedacht werden, die zweite Gebotskomponente wie bereits in den Niederlanden zu deckeln.

Zu begrüßen sind aber die Einführung nicht monetärer Zuschlagskriterien sowie die planungsrechtlichen Erleichterungen. In der Praxis bleibt jedoch abzuwarten, ob hier weitere Anpassungen, insbesondere für nicht zentral voruntersuchte Flächen, erforderlich sind, um die Offshore-Ausbauziele zu erreichen.

In dieser Serie

Projects, Energy & Infrastructure

Übersichtsseite – Q&A Serie: Energy & Infrastructure

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Energy & Infrastructure

Hot Topics im Energiebereich 2021: EEG-Novelle, Wasserstoff und BEHG

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

21. January 2021

von mehreren Autoren

Energy & Infrastructure

Fokus EEG – Erneuerbare Energien Gesetz

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

9. March 2021

von Dr. Angela Menges, Dr. Markus Böhme, LL.M (Nottingham)

Energy & Infrastructure

Fokus PV: Agri-PV- und Floating-PV-Anlagen

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

23. March 2021

von Dr. Angela Menges

Projects, Energy & Infrastructure

Wasserstoff-Infrastruktur: Power-to-Hydrogen

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

29. March 2021

von Dr. Janina Pochhammer

Projects, Energy & Infrastructure

Artenschutzrechtliche Ausnahme – Bedeutung für die Windenergie

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

25. May 2021

von Dieter Lang, LL.M.Eur.

Projects, Energy & Infrastructure

Schwimmende Fundamente für Offshore-Windparks

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

8. June 2021

von Dr. Janina Pochhammer

Projects, Energy & Infrastructure

Renewable Energy Wrap-Up – Deutschland

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

12. July 2021

von Carsten Bartholl

Energy & Infrastructure

Fit for 55

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

13. July 2021

von Dr. Markus Böhme, LL.M (Nottingham), Dr. André Lippert

Projects, Energy & Infrastructure

Renewable Energy Wrap-Up – Österreich

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

18. August 2021

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Projects, Energy & Infrastructure

Renewable Energy Wrap-Up – Poland

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

21. September 2021

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Energy & Infrastructure

Aufdach-Solaranlagen

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

5. November 2021

von Dr. Christian Ertel

Energy & Infrastructure

Renewable Energy Wrap-Up – Netherlands

Q&A series: Energy & Infrastructure

2. December 2021

Umwelt, Planung & Regulierung

Fit for 55 – Wasserstoff und die Reform des Europäischen Gasmarktes

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

6. January 2022

von Dr. André Lippert

Energy & Infrastructure

Gebäudeenergieeffizienz: Neufassung der Richtlinie über die Gesamtenergieeffizienz von Gebäuden

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

14. February 2022

Energy & Infrastructure

Renewable Energy Wrap-Up - Großbritannien

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

15. March 2022

von Dominic FitzPatrick

Energy & Infrastructure

Liquefied Natural Gas-Vorhaben in Deutschland: Das LNG-Beschleunigungsgesetz

Q&A Serie: Energy & Infrastructure

10. June 2022

von Prof. Dr. Norbert Kämper, Dr. André Lippert

Environmental, Social & Governance (ESG)

Neue Offenlegungspflichten für EU- und Nicht-EU-Unternehmen:

Die EU-Richtlinie zur Nachhaltigkeitsberichterstattung von Unternehmen

29. November 2022

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Herausforderungen für Datencenterbetreiber? Referentenentwurf des BMWK für ein Energieeffizienzgesetz

Die wesentlichen Aspekte des Referentenentwurfs und eine Einordung der Anforderungen an die Betreiber von Datencentern

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Neustart der Digitalisierung der Energiewende – Gesetzentwurf zum Smart Meter Rollout

Dr. André Lippert informiert über wesentliche Aspekte des Referentenentwurfs zum Rollout von intelligenten Messsystemen (Smart Meter)

13. December 2022

von Dr. André Lippert

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Ein Monat Strom- und Gaspreisbremse – Teil 1

Q&A Serie: Energy & Infrastructure | Aktuelle Erfahrungen aus der Beratungspraxis von EVUs und Industrieunternehmen

27. January 2023

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Energy & Infrastructure

Ein Monat Strom- und Gaspreisbremse – Teil 2

Q&A Serie: Energy & Infrastructure | Aktuelle Erfahrungen aus der Beratungspraxis

31. January 2023

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