Erste-Nordsee-Offshore-Holding GmbH

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1 Bundesministerium für Wirtschaft und Energie Scharnhorststraße Berlin Per Ansprechpartner: Felix Koselleck Pressbaum, 1. Oktober 2015 T Felix.Koselleck@strabag.com Ausschreibung für die Förderung von Erneuerbare-Energien-Anlagen, Eckpunktepapier des BMWi vom Stellungnahme der Ersten Nordsee Offshore zum Thema Windenergie auf See Am hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ein Eckpunktepapier Ausschreibungen für die Förderung von Erneuerbare-Energien-Anlagen veröffentlicht und zur Konsultation gestellt. Nachfolgend nimmt die Erste Nordsee Offshore zum Thema Windenergie auf See Stellung. Die Erste Nordsee Offshore (NOH 1 GmbH), mit Sitz in Pressbaum bei Wien ist unter anderem Eigentümer der Projekte OWP West und Global Tech II und finanziert die Projektenwicklungen in der deutschen Nordsee als internationaler Investor. Die Gesellschaft ist im Wesentlichen im Eigentum der österreichischen Gesellschaften Strabag SE und Erste NEP.ÖZ. Die NOH 1 GmbH lehnt die geplante Einführung eines zentralen Modells für die zukünftige Entwicklung der Offshore Windenergie ab. Ebenso werden die geplanten Übergangsregelungen abgelehnt. Sollte das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie ungeachtet der durch den bisherigen Konsultationsprozess im Vorfeld der Erstellung des Eckpunktepapiers bereits bekannten ablehnenden Haltung des größten Teils der Offshore-Windenergiebranche die vorgesehenen Änderungen einführen Seite 1 von 22

2 wollen, sind zumindest entsprechend adäquate Entschädigungszahlungen für die bisher investierten Millionenbeträge vorzusehen. Gemäß 1 Abs.1 EEG ist Zweck des Erneuerbare- Energie- Gesetz EEG 2014, im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu fördern. Kostensenkung kann nur durch eine hohe Akteursvielfalt und Wettbewerb erreicht werden. Ziel des EEG ist es gem. 1 Abs.2 den Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch stetig und kosteneffizient auf 80 Prozent bis zum Jahr 2050 zu erhöhen, wobei eine Steigerung von Prozent bis zum Jahr 2025 (Nr.1) sowie Prozent bis zum Jahr 2035 (Nr.2) erreicht werden sollen. Gem. 17d Abs.3 EnWG soll der jährliche Zubau an Offshore Windenergie ab dem 01. Januar MW betragen. Die Nutzung der Offshore-Windenergie ist als Eckpfeiler des zukünftigen Energiemixes unerlässlich, wenn die Ausbauziele erreicht werden sollen. Die vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie geplanten Maßnahmen sind nicht geeignet Akteursvielfalt, Wettbewerb und damit eine Kostensenkung in der Offshore-Windstromerzeugung unter Aufrechterhaltung des Ausbaupfades der erneuerbaren Energien Offshore zu erreichen. Stattdessen können alle Ziele mit dem ONEP + als Übergangssystem zum beschleunigten Netzausbau erreicht werden. I. Ablehnung zentrales Modell / zentrales System Einschränkung von Wettbewerb und Akteursvielfalt 4 2. Ausbaukorridor 6 3. Verstaatlichung 8 4. Praxistauglichkeit nicht gegeben 8 5. Investitionssicherheit und Vertrauen werden zerstört Besonderheiten der Offshore-Windindustrie Übergangsphase / Einmalauktion nicht verfassungskonform Entschädigung erforderlich 13 II. Vorteile der Alternativen zum zentralen System beschleunigter Netzausbau O-NEP + 16 III. Beantwortung von Fragen aus dem Eckpunktepapier 18 IV. Fazit 22 Seite 2 von 22

3 I. Ablehnung zentrales Modell / zentrales System Unter Kapitel I. Einleitung, 1. Hintergrund und Ziele müssen nach Auffassung des BMWi bei der Wahl bzw. Entwicklung eines entsprechenden Ausschreibungssystems der Höhe der finanziellen Förderung für Strom aus erneuerbaren Energien insbesondere drei besonders wichtige Ziele berücksichtigen: die Einhaltung des Ausbaukorridors ausreichender Wettbewerb um die Förderung Akteursvielfalt Neben diesen drei besonders wichtigen Zielen (so das BMWi auf S. 2 des Eckpunktepapiers), die durch das zentrale Modell nach unserer Auffassung verfehlt werden, sind diese Zielvorgaben durch die Besonderheiten der Offshore- Windenergie zu ergänzen (dazu näher unter Kapitel I-6.) Zunächst ist festzustellen, bevor unter den Punkten I-1 bis I-8 auf die Details des Zentralen Modells kritisch eingegangen wird, dass es einer Ausschreibung in Form eines Zentralen Modells nicht bedarf. Wie das BMWi zutreffend auf seiner Homepage Klage gegen die EU- Kommission: Rechtssicherheit für EEG geschaffen abgerufen am ) mitteilt, ist die Bundesregierung weiterhin der Auffassung, dass das EEG keine Beihilfe darstellt. Im Wortlaut: Die Bundesregierung ist weiterhin der Auffassung, dass das System des EEG keine Beihilfe darstellt. Dieser Rechtsauffassung der Bundesregierung, belegt durch zahlreiche Gutachten/Berichte (beispielhaft hier: Würzburger Berichte zum Umweltrecht- Erfordert das europäische Beihilferecht die Einführung von Ausschreibungsverfahren im EEG?, Erfordernis_Ausschreibungen_final_ docx.pdf abgerufen am ), dürfte sich das BMWi nicht verschließen. Unionsrechtlich sehen die Leitlinien der Europäischen Kommission, wie auf S.2 des Eckpunktepapiers ausgeführt wird daher gerade nicht vor, dass die Mitgliedsstaaten ihre Fördersysteme bis 2017 grundsätzlich auf Ausschreibungssysteme umstellen. Unterstellt, das würden die Ziele der Bundesregierung und die europäischen Leitlinien in Zukunft tatsächlich tun, dann muss es um eine - wie das BMWi ebenfalls auf S.2 feststellt- Ausschreibung gehen, die ein objektives, transparentes und diskriminierungsfreies Verfahren ist, um die Förderhöhe wettbewerblich zu ermitteln. Keinesfalls muss eine Ausschreibung gekoppelt mit Flächenbezug etabliert werden, insoweit geht das BMWi hier weit über das Ziel hinaus. Es geht letztendlich um eine transparente, objektive und diskriminierungsfreie Verteilung der Förderungen für erneuerbare Energien, nicht um die Um- und Neuverteilung von Flächen Seite 3 von 22

4 gekoppelt mit Förderung. Zudem ist das Zentrale Modell weder diskriminierungsfrei noch geeignet den eigenen Zielvorgaben des BMWi zu genügen. Ganz im Gegenteil, soll nunmehr absolut willkürlich die Zone 3 vom Wettbewerb ausgenommen werden (dazu unter Punkt I- 7). 1. Einschränkung von Wettbewerb und Akteursvielfalt Die Kosten des Fördersystems sollen insgesamt gering gehalten werden. Um dieses Ziel zu erreichen stellt das BMWi zutreffend fest, dass ( )ausreichend Wettbewerb um die Förderung von Erneuerbarer- Energien- Anlagen bestehen muss. Das Zentrale Modell führt dazu, dass der Wettbewerb bei Offshore- Energieausbau stark leiden, sogar bis zum Erliegen kommen wird. Mit der derzeitig geplanten Ausgestaltung des Zentralen Modells werden kleine und mittlere Akteure keine Chance haben, erfolgreich OWP Projekte umzusetzen, so dass sich der Markt auf einige wenige finanzstarke Großkonzerne beschränken wird. Die bisherige Entwicklung Offshore lebte von ihrer Akteursvielfalt und dem daraus resultierenden Innovationsgeist und Engagement. Die Vergangenheit hat gezeigt, dass gerade kleine hochagile Projektentwickler ohne überdefinierte träge Prozesse kostengünstig(er) und effizient(er) Projekte entwickelt haben. Die Vorentwicklung jetzt durch erst neu zu gründende staatliche Stellen bzw. entsprechende neue Abteilungen in staatlichen Stellen durchführen zu wollen ist völlig unverständlich und sicherlich nicht im Sinne der Kostenreduktion. Eine Erhöhung der Vorentwicklungskosten führt damit unweigerlich zu einem noch höheren Kostendruck in den späteren Projektphasen oder zu einer geringeren Gesamtkostenreduktion. Wettbewerb ohne Akteursvielfalt ist ausgeschlossen, insofern ist es unverständlich, wie das BMWi entgegen der eigenen auf Seite 2 des Eckpunktepapiers formulierten Ziele auf S.6 ausführt, dass der Schutz kleiner Akteure bei Windenergie auf See.weniger im Mittelpunkt steht als bei anderen Technologien. Damit wird das BMWi weder seiner eigenen Zielsetzung gerecht noch handelt es nach den gesetzlichen Vorgaben des 2 Abs. 5 S.3 EEG 2014, der bei einer Umstellung auf Ausschreibungen eindeutig festlegt, dass die Akteursvielfalt bei der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erhalten bleiben soll. Eine Unterscheidung zwischen einem Bürgerwindpark an Land und einer Projektgesellschaft auf See trifft das Gesetz nicht. Daher ist es nicht verständlich, warum der Wettbewerb Offshore weniger im Mittelpunkt steht. Zumal die Offshore Windprojektentwicklung in Deutschland in den letzten Jahren von kleinen und mittelständischen Projektentwicklern getragen wurde und gerade nicht von großen Konzernen oder staatlichen Entwicklern. Die kleineren Akteure haben aufgrund der bisherigen gesetzlichen Rahmenbedingungen in erhebliche Millionen Investitionen riskiert und sollen jetzt die Leidtragenden eines neuen Gesetzes werden. Das BMWi plant die Projekte der Projektentwickler in der Zone 3 ersatzlos zu enteignen, da derzeit die willkürlich angedachten Voraussetzungen für eine geplante Einmalauktion Seite 4 von 22

5 zwangsläufig dazu führen, dass weder eine Teilnahme dieser Projekte an der Auktion noch bei einem Unterliegen an der Entschädigungsregelung vorgesehen sind. Damit werden bereits investierte Millionen und erlangtes know how zugunsten der Schaffung von weißen Flächen in der Nordsee unwiederbringlich versenkt. Das Ziel des BMWi, die Kosten des Fördersystems so gering wie möglich zu halten wird u.a. hierdurch komplett verfehlt. Bisher wurden in alle Projekte, die in den letzten Jahren Anträge bei BSH gestellt haben, eine Antragskonferenz oder einen Erörterungstermin hatten, umfangreiche Untersuchungen durchgeführt und Gutachten erstellt haben bzw. bereits das Glück hatten, dass das BSH die Verfahren zügig bis zur Erlangung einer Genehmigung durchgeführt hat Millionen investiert. Entgegen der geltenden Rechtslage hat sich das BSH seit Anfang diesen Jahres geweigert Planfeststellungsverfahren bzw. Genehmigungsverfahren weiter zu führen. In der Konsequenz werden im Zusammenspiel mit den jetzt angedachten Zulassungskriterien für die Einmalauktion insbesondere die Projekte der Zone 3 systematisch diskriminiert. Da die bisherigen Projektentwickler Millionensummen abschreiben müssen, können diese sich nicht gleichzeitig unter wiederum hohen Vorinvestitionskosten an den geplanten Ausschreibungen beteiligen. Neben den finanziellen Belastungen dürfte auch der Vertrauensverlust der bisherigen Projektentwickler in das deutsche Rechtssystem eine Hürde zur Weiterverfolgung auch bereits selbst entwickelter Projekte darstellen. Das Vertrauen der internationalen Investoren in ein stabiles Rechtsystem in Deutschland wurde bereits durch mehrfache Systemwechsel in wenigen Jahren riskiert und wird nun erneut unnötigerweise aufs Spiel gesetzt. Der Markt wird im Ergebnis der Einführung des zentralen Modells um die bisherigen Akteure/ Projektgesellschaften bereinigt. Es ist unbillig und diskriminierend, wenn denjenigen, auf deren Schultern der bisherige Ausbau der Offshore- Energie lastete nunmehr die Geschäftsgrundlage entzogen wird. Wie die dem Eckpunktepapier zugrunde liegenden wissenschaftlichen Empfehlungen Ausschreibung für erneuerbare Energien ausführen, besteht: ein Nachteil des zentralen Systems darin, dass die Akteursvielfalt reduziert werden könnte, da die auf Vorentwicklung spezialisierten Akteure eine deutlich veränderte Geschäftsgrundlage vorfinden (S.98). Die wissenschaftlichen Empfehlungen gehen davon aus, dass beim zentralen System als Intra- Flächenwettbewerb/ Eingutausschreibung grundsätzlich eine große Anzahl von konkurrierenden Akteuren an der Ausschreibung teilnehmen. Die Teilnahme an der Ausschreibung setzt sehr hohe Vorinvestitionskosten voraus. Um die für einen wirtschaftlichen Betrieb des OWP notwendige Förderhöhe seriös ermitteln zu können, müssen sämtliche zur Verfügung stehende Daten plausibilisiert und ausgewertet werden, ein entsprechendes Parkdesign entwickelt werden, Gespräche/ Verhandlungen mit Zulieferern, Komponentenherstellern, Offshore- Errichterfirmen und Betriebs- und Wartungsfirmen geführt werden. Letzten Endes sind verbindliche Angebote einzuholen. Bei Unterliegen in der Auktion sind diese Millionenkosten ersatzlos verloren. Es ist also keineswegs so, dass sunk cost durch das Zentrale System vermieden werden. Vielmehr ist es systemimmanent Seite 5 von 22

6 das diese zwingend anfallen müssen. Diese hohen Vorinvestitionen deren Refinanzierung extrem unsicher ist wird die Anzahl der Akteure, die sich an einer Ausschreibung beteiligen sehr stark einschränken. Der Wettbewerb und die Akteursvielfalt werden auch durch den ideellen Schaden für die Glaubwürdigkeit und die Verlässlichkeit des Investitionsstandortes Deutschland stark betroffen. 2. Ausbaukorridor Ziel des BMWi ist es, trotz des geplanten Systemwechsels den Ausbaukorridor einzuhalten. Dieser soll weder unter noch überschritten werden. Das Zentrale Modell bietet hierfür keine Gewähr. Mehr noch führt das Zentrale Modell in der Ausgestaltung die derzeit konsultiert wird dazu, dass Projekte sowohl in der Einmalauktion, als auch die Projekte die sich in Zone 3 befinden und noch nicht einmal teilnahmeberechtigt sind, vom Markt verschwinden werden. Zwar können Projekte die zur Einmalauktion zugelassen werden und in dieser unterliegen ihre Projektrechte dem Bund andienen, der sich allerdings das Recht vorbehält nur diese zu erwerben, die seiner Ansicht nach brauchbar für seine zukünftigen Vorstellungen sind. Ob dann jedoch durch die Einmalauktion und die folgenden zentralen Ausschreibungen, deren konkrete Ausgestaltung nicht Gegenstand des Eckpunktepapiers ist, der Ausbaukorridor eingehalten wird, ist fraglich. Nach dem zum in Kraft getretenen EnWG und dem damit verbundenen Systemwechsel hat gerade ein Kapazitätszuweisungsverfahren stattgefunden, ein zweites Verfahren läuft derzeit. Wie der Markt auf eine erneute und gravierende Änderung der rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen reagiert ist völlig offen. Die Erfahrung der letzten Jahre insbesondere beim Offshore- Ausbau zeigt, dass Planungs- und Investitionssicherheit zwingende Voraussetzung für eine kontinuierliche Planung und den Bau von OWP sind. Die Umstellung auf ein zentrales System würde eine irreversible Veränderung der Akteursvielfalt sowie der Struktur und Anzahl der Markteilnehmer hervorrufen. Ein trotz vieler Veränderungen der gesetzlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen in den letzten Jahren gewachsenes System wird ohne ersichtlichen, nachvollziehbaren im Einklang mit 1 EEG 2014 stehenden Grund zerstört. Die Ausbauziele werden mit dem derzeitigen gültigen System und einer Ausschreibung der Förderhöhe bzw. der Etablierung eines beschleunigten Netzausbaus oder eines O- NEP + mit Sicherheit erreicht. Der derart massive Eingriff in einen funktionierenden Markt ist unverhältnismäßig und birgt für die Zukunft unabsehbare Risiken, auch für den Investitionsstandort Deutschland insgesamt. Der ständige Hinweis auf ein angeblich funktionierendes Dänisches Modell, welches nunmehr auf Deutschland übertragen werden soll, sichert nicht dessen erfolgreiche Funktionsweise in Deutschland. Hier wird seitens des BMWi verkannt, dass das Dänische Modell in Dänemark von Anfang an für die Entwicklung der Offshore Windenergie angewendet wurde. In Seite 6 von 22

7 Deutschland hat sich in den letzten Jahrzehnten ein innovativer spezifischer Offshore Markt entwickelt. Dieser Markt würde mit der Einführung des Zentralen Systems unwiederbringlich zerstört. Die Wissenschaftlichen Empfehlungen führen dazu aus, dass ohne Berücksichtigung der aktuellen Situation in Deutschland im direkten Vergleich die Vorteile des zentralen Systems überwiegen. Die Beantwortung dieser Frage, nämlich wie sich ein Systemwechsel in einem gewachsenen und etablierten Markt Deutschland auswirkt bleibt sowohl das Gutachten, als auch das BMWi schuldig. Scheitert das System auf dem deutschen Markt so sind die Akteursvielfalt und die im Vertrauen auf die bisherigen regulatorischen und rechtlichen Rahmenbedingungen investierten Millionen der Projektgesellschaften unwiederbringlich zerstört. Die Bundesregierung plant bis ,5 GW installierter Leistung aus Offshore- Wind in Nord- und Ostsee. Bis 2030 sind 15 GW installierte Leistung geplant. Gem. 1 Abs.2 EEG 2014 soll der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch auf mindestens 80 % bis zum Jahr 2050 erhöht werden. Nach 1 Abs.2 S.2 EEG 2014 soll der Anteil 40 bis 45 Prozent bis zum Jahr 2025 und Prozent bis zum Jahr 2035 betragen. Da auch über 2030 hinaus die Offshore- Windenergie einen wesentlichen Beitrag zur Erreichung der Zielvorgaben des EEG leisten muss und wird, ist unverständlich, warum alle Betrachtungen des BMWi 2030 enden und nicht ebenfalls auf das Jahr 2050 abgestellt wird. 3. Verstaatlichung Die Einführung des zentralen Modells bedeutet eine Verstaatlichung der Vorentwicklung von OWP. Darin besteht eine Umkehr der politischen Zielsetzung der letzten Jahre, in denen verstärkt und erfolgreich auf Markt und Wettbewerb gesetzt wurde. Für diese staatliche Vorentwicklung von OWP besteht keinerlei Notwendigkeit. Alle in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone der Nordsee vorhandenen Flächen, die für Offshore- Windenergienutzung aus raumordnerischen Gesichtspunkten geeignet sind, werden bereits durch private Projektentwicklungsgesellschaften beplant. Durch die Verstaatlichung werden die bisher getätigten Investitionen vernichtet und der Geschäftszweck vieler Projektgesellschaften in Frage gestellt, bis hin zur Insolvenz der Gesellschaft. Die willkürliche Abkopplung der Zone 3 von jeglicher weiteren Entwicklungsmöglichkeit durch die bisherigen Projektierer wird zu Arbeitsplatzverlusten, deren Umfang sich nicht nur auf die eigentliche Gesellschaft, sondern auch auf Standorte, Gutachter, Zulieferindustrie und Hafenwirtschaft ausdehnen wird, führen. Wir plädieren als langjährige Markteilnehmer, die von dieser Verstaatlichung wesentlich betroffen sind und sollte diese tatsächlich gesetzlich umgesetzt werden, für eine Entschädigung aller betroffenen Projektflächen in allen Zonen, die eine Antragskonferenz hatten und/oder wesentliche Teile der Genehmigungsunterlagen (z.b. UVS) erstellt und eingereicht haben. Seite 7 von 22

8 4. Praxistauglichkeit nicht gegeben Baugrundhauptuntersuchung erforderlich Neben den bisherigen Ausführungen zeigt bereits ein grober Blick in die praktische Umsetzung des zentralen Systems, dass dieses System nicht funktionieren kann. Grundlage für die Flächencharakterisierung im Zentralen Modell sollen bestimmte durch die zentrale zu schaffende staatliche Stelle bereitgestellte Unterlagen sein. Hierzu zählt die Baugrundvoruntersuchung. Für eine seriöse Kalkulation, mit dem Ziel die Sicherheiten im Projekt zu minimieren und sich so an die tatsächlichen Grenzkosten eines Offshore- Windpark Projektes anzunähern ist jedoch eine Baugrundhauptuntersuchung und somit eine geotechnische und geophysikalische Untersuchung für den gesamten Windparkbereich und jeden einzelnen WEA Standort erforderlich. Die eiszeitlich geprägte geologische Situation in der Nordsee ist bekanntermaßen durch kleinräumige Wechsel des geologischen Baus charakterisiert. Nur die Kenntnis der konkreten Baugrundverhältnisse an jedem einzelnen Standort ermöglicht eine belastbare Kalkulation der notwendigen Gründungsstruktur. Ohne diese Information wird entweder ein unkalkulierbares Risiko für den obsiegenden Bieter geschaffen, welches gleichzusetzen ist mit einer verminderten Realisierungswahrscheinlichkeit oder die Bieter werden dazu gezwungen entsprechend hohe Risikoaufschläge in ihren Angeboten zu berücksichtigen. Dadurch werden entweder die Einhaltung bzw. die Erreichung des Ausbaukorridors oder das Ziel der Minimierung der Förderkosten gravierend gefährdet. Das konkrete Parklayout (Lage und Abstand der einzelnen WEA zueinander) hängt von verschiedenen Faktoren ab, die jeweils bieterspezifisch sind. Dazu zählen unter anderem die Gründungsstruktur sowie die Anzahl und Leistung der einzelnen WEA. Damit ist die Bauhauptgrunduntersuchung als Grundlage der Ausschreibung zwingend erforderlich, allerdings in wesentlichen Teilen zu wiederholen, da nur das Layout des gewinnenden Bieters zur Planfeststellung eingereicht wird, welches voraussichtlich von der ursprünglichen staatlichen Vorplanung abweicht. Hinzu kommen betriebsspezifische Faktoren.. Diese Parameter können nur durch den jeweiligen Bieter beantwortet werden. Andernfalls würde sich die geplante Verstaatlichung nicht nur auf die Flächenvorentwicklung, sondern auch gleichzeitig auf Gründungstyp, Turbinentyp und Leistung und damit auf einzelne ganz bestimmte Anbieter von Windparkkomponenten beziehen. Das würde bedeuten, dass auch in den Wettbewerb der Offshore- Zulieferindustrie von staatlicher Seite empfindlich eingegriffen wird und die Existenz einiger Zulieferer gefährden wird. Insbesondere wird auch der technische Fortschritt durch zu frühe Festlegung im Bieterverfahren auf eine existierende Technologie gehemmt und Kostendegressionen der Jahre bis zum Baubeginn nicht berücksichtigt werden können. Damit zeigt sich, am Beispiel der Baugrundhauptuntersuchung, dass das Zentrale Modell eine Reihe systemimmanenter Fehler aufweist und somit nicht praxistauglich ist. Seite 8 von 22

9 Problem der SUP + / kein Planfeststellungsbeschluss Nicht definiert wird zudem was eine SUP plus (Strategische Umweltprüfung plus) sein soll? 14b UVPG definiert in Verbindung mit Anlage 3 Nr. 1 und Nr. 2 die Anwendungsbereiche einer Strategischen Umweltprüfung für Pläne und Programme. Da es sich bei der durch das BMWi angedachten zentralen Flächenvorentwicklung um eine Projektentwicklung handelt ist der Anwendungsbereich einer SUP nicht eröffnet. Gem. Nr der Anlage 3 zu 14b UVPG ist für den Bundesfachplan Offshore (BFO) eine SUP durchzuführen. Ist die SUP, die im Rahmen der Vorentwicklung der Projekte durch die staatliche Stelle erstellt werden soll identisch mit der SUP für den BFO? Weiterhin lässt das Eckpunktpapier offen, was unter einer Flächenscharfen Prüfung umweltfachlicher Aspekte und weiterer Schutzgüter (Eckpunktepapier BMWi vom , S. 13) zu verstehen ist? Nach Anlage 1 Nr. 1.6 zum UVPG sind Windfarmen mit Anlagen mit einer jeweiligen Gesamthöhe von mehr als 50 Metern und einer Anlagezahl von mehr als 20 Anlagen UVP-pflichtig. Erfüllen die genannten flächenscharfen Prüfungen die formalen und materiellen Anforderungen an eine UVP nach UVPG? Ausweislich der Internetseite wird bei der Anwendung des Dänischen Modells in Dänemark eine EIA (Environmental Impact Assessment) durchgeführt. Dies entspricht der deutschen UVP nach UVPG. Wenn ein dänisches Modell ohne Berücksichtigung der spezifischen historischen regulatorischen und rechtlichen Rahmenbedingungen einfach auf Deutschland übertragen werden soll, stellt sich die Frage, warum ausgerechnet in dieser besonders wichtigen Frage Abweichungen vorgesehen sind. Sind dem Bund die Vorfinanzierungskosten zu hoch? Nach den derzeitigen Vorstellungen des BMWi besteht für die Bieter im Ausschreibungsverfahren keine Sicherheit, dass ein Planfeststellungsbeschluss erlangt werden kann. Wenn die von der zentralen Stelle beauftragten Gutachten und Daten die nachfolgende Planfeststellung sicher garantieren, wäre das Planfeststellungsverfahren nicht mehr durchzuführen. Das widerspricht der derzeitigen Gesetzeslage nach SeeAnlV. Wenn trotz der Voruntersuchungen der zentralen Stelle, die zum zukünftigen Aufgabenbereich des BSH zählen soll (Ausgestaltung eines Ausschreibungssystems für Erneuerbare Energien, Diskussionspapier vom ), durch das BSH als Planfeststellungsbehörde gem. 2 Abs.2 SeeAnlV nach keine positiver Planfeststellungsbeschluss erlassen wird, eröffnet sich hier ein Raum für Klagen inklusive von Amtshaftungsansprüche. Diese geplante Vorgehensweise führt insgesamt zu Rechtsunsicherheit und lässt es zweifelhaft erscheinen, ob es durch die Ausschreibung tatsächlich zu signifikanten Kosteneinsparungen kommen kann. Ein Fadenriss im Ausbau der Offshore- Windenergie ist durch das geplante Vorgehen des BMWi absehbar. Da es voraussichtlich auch einer staatlich vor Auktion durchgeführten und einer endgültigen Bauhauptgrunduntersuchung mit dem Layout des gewinnenden Bieters bedarf, entstehen Seite 9 von 22

10 unabhängig von einer Bewertung der staatlichen Effizienz als Projektentwickler Mehrkosten, die es sonst nicht gegeben hätte. 5. Investitionssicherheit und Vertrauen werden zerstört Die Politik hat in den letzten Jahren den Ausbau der Offshore-Windenergie dahingehend forciert, dass für die Projektentwicklung entsprechende Anreize geschaffen wurden. Dies bezieht sich auf alle Projekte, die bisher im Vertrauen auf die Konstanz der deutschen politischen Meinungsäußerungen, Gesetze und Zusagen der jeweiligen Bundesregierungen Infrastruktur aufgebaut, Projektanträge beim BSH gestellt, Antragskonferenzen und/ oder die umfassenden finanzintensiven technischen und umweltfachliche Untersuchungen durchgeführt haben. Insbesondere nach der Änderung des Energie- und Klimakonzeptes infolge von Fukushima wurden die Projektgesellschaften aufgefordert die Realisierung der Projekte intensiv voranzutreiben. Dabei wurde seitens der Behörden eine Priorisierung der Projekte und damit eine Bearbeitungsreihenfolge verlangt, welche zu einer zwangsweisen Zurückstellung einzelner Projekte führte. Das genau dieser Umstand- das Vertrauen in Behörden- jetzt in sunk costs enden soll ist absolut inakzeptabel. Das letztendlich Projekte derzeit noch keine Genehmigungen / Planfeststellungen erlangen konnten, ist der Tatsache geschuldet, dass das BSH trotz rechtzeitiger Antragstellung die Verfahren auf Grund von Kapazitätsengpässen nicht alle parallel betrieben hat. Diese Vorgehensweise des BSH wurde ohne die dafür nach 4 Abs. 4 SeeAnlV notwendige transparente Festlegung von Kriterien durchgeführt. 6. Besonderheiten der Offshore- Windindustrie. Ein erfolgreiches Ausschreibungsmodell für den Offshore- Windindustriebereich hat gegenüber anderen erneuerbaren Energien einige Besonderheiten zu berücksichtigen. Neben den auch vom BMWi anerkannten langen Projektlaufzeiten und dem hohen Investitionsbedarf sind auch die spezifischen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen zu berücksichtigen. Hierzu zählen insbesondere der Bundesfachplan Offshore und der Offshore- Netzentwicklungsplan. Mit dem Bundesfachplan Offshore wurde eine Einteilung von in einem räumlichen Zusammenhang stehenden OWP zu Clustern vorgenommen. Der Offshore Netzentwicklungsplan dient gem. 17d Abs.1 EnWG der Steuerung des Netzausbaus und ist für die ÜNB verbindlich. Mit dem O- NEP 2013 wurde die deutsche ausschließliche Wirtschaftszone der Nordsee in 5 Zonen eingeteilt. Mit diesen Zonen sollte das Kriterium der Küstenentfernung als ein Kriterium für die Reihung von Projekten visualisiert werden. Sowohl die Grenzen zwischen den Zonen, als auch die Anzahl der Zonen ist willkürlich gesetzt. Eine Zone 3 aus den geplanten Übergangsregelungen entfallen zu lassen, obwohl auch in dieser Zone für geplante Projekte hohe Investitionssummen getätigt wurden, ist nicht verfassungskonform. Ein wie auch immer geartetes Ausschreibungssystem hätte diese Zone ebenfalls Seite 10 von 22

11 berücksichtigen müssen. Aufgrund der langen Projektlaufzeiten, die in der Vergangenheit auch auf Verzögerungen der Netzanschlüsse und der Genehmigungspraxis des BSH zurückzuführen sind, wurden unter anderen regulatorischen Bedingungen bereits hohe Investitionen getätigt. Hätten sich nicht viele Projektgesellschaften entschlossen, im Vertrauen auf die politische Zielrichtung seit Jahren diese Vorleistung zu erbringen würde der Offshore- Ausbau in Deutschland als zentraler Baustein der erneuerbaren Energien nicht in seiner heutigen Form existieren. Ein Fadenriss im kontinuierlichen Zubau in der Zukunft ist zu vermeiden. Ein so massiver Eingriff, wie die Etablierung eines Zentralen Ausschreibungssystems wird zu diesem Fadenriss führen und unabsehbare Folgen für den Wirtschaftsstandort Deutschland im Bereich der erneuerbaren Energien inklusive seiner Bedeutung zur Schaffung und Sicherung von Industriearbeitsplätzen und damit einhergehenden zukünftigen Exportchancen haben. 7. Übergangsphase / Einmalauktion nicht verfassungskonform Als sogenannte Übergangslösung für die Einführung des zentralen Modells plant das BMWi eine Einmalauktion. Das BMWi plant als Teilnahmevoraussetzungen für die Einmalauktion, Projekte zuzulassen, die über eine bestandskräftige Genehmigung oder Planfeststellungsbeschluss verfügen oder für deren Projekt in der Nordsee bereits ein Erörterungstermin beim BSH in den Zonen 1 und 2 durchgeführt worden ist und an einem bereits beauftragten oder im O-NEP bestätigten Netzanbindungssystem liegen. In der Ostsee sollen auch Projekte zugelassen werden, die planfestgestellt oder weit entwickelt sind auch wenn hier noch kein bestätigtes Netzanbindungssystem vorliegt. Die geplante Vorgehensweise ist in jeder Hinsicht diskriminierend und nicht verfassungskonform. Es handelt sich um einen massiven verfassungsrechtlich nicht gerechtfertigten Eingriff in die Grundrechte aus Artikel 14, 12, 3 und 2. Warum gelten für Projekte in der Ostsee andere Teilnahmevoraussetzungen? Warum werden willkürlich Projekte aus Zone 3 nicht zugelassen? Werden im ONEP alle Projekte bestätigt, die für einen Anschluss der sich aus den Teilnahmevoraussetzungen ergebenden Parke / Projekte notwendig sind? Wie soll diese Vorgehensweise mit den gültigen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen korrespondieren? Zur Beantwortung all dieser Kernfragen gibt das BMWi im Eckpunktepapier nicht einmal Hinweise. Weiterhin soll die für die Einmalauktion zur Verfügung stehende Leistung um die Menge reduziert werden, die in der Ostsee durch die erste Ausschreibung im zentralen Seite 11 von 22

12 Modell auktioniert wird. Daraus lässt sich schlussfolgern, dass das BMWi wiederum in diskriminierender und nicht verfassungskonformer Weise plant, das zentrale Modell parallel und zuerst in der Ostsee einzuführen. Ebenso wie das zentrale Modell insgesamt lehnt die NOH 1 GmbH die Einmalauktion ab. Die geplante Vorgehensweise erfüllt nicht ansatzweise minimale rechtliche Grundvoraussetzungen für eine Übergangslösung. Stattdessen werden die Projekte in Zone 3 komplett entwertet, da hierfür derzeit auch keine Entschädigungslösungen vorgesehen werden. Insgesamt werden für die Einmalauktion nur ca. 1 GW Leistung zur Verfügung stehen. Ausweislich des Eckpunktepapiers stehen dem geplante Projekte in einem Umfang von 5,5 GW gegenüber. Nicht einmal ein Fünftel der Projekte hat somit überhaupt die Chance auf eine Realisierung und damit die Fortführung des Geschäftszwecks der einzelnen Projektgesellschaft. Allen anderen soll unter gewissen Umständen ein finanzieller Ausgleich gewährt werden, zu dessen Ausgestaltung und Ermittlung das BMWi keine belastbaren Aussagen macht. Völlig offen ist, was mit einer Orientierung des Ausgleichs an den durchschnittlichen Projektentwicklungskosten gemeint ist? Hinsichtlich detaillierter Ausführungen zu dieser Thematik verweisen wir auf Kapitel I-8 dieser Stellungnahme. Diese geplante Vorgehensweise lehnt die NOH 1 GmbH strikt ab. Das BMWi führt in seinem Eckpunktepapier auf S. 16 aus: Das Bundeswirtschaftsministerium erkennt das Bedürfnis der Offshore-Branche an, bei der Umstellung des Fördersystems auf Ausschreibungen rechtliche Voraussetzungen vorzufinden, die erbrachte Leistungen und erhebliche Vorinvestitionen widerspiegeln. Planungs- und Investitionssicherheit sind gerade für die vergleichsweise junge Offshore- Industrie von zentraler Bedeutung, um weiterhin eine kontinuierliche Entwicklung zu ermöglichen. Mit der vorgeschlagenen Ausgestaltung des sogenannten Übergangssystems wird das BMWi seinen eigenen Zielvorgaben und Ansprüchen in keinster Weise gerecht. 8. Entschädigung erforderlich Das BMWi führt in seinem Eckpunktepapier auf S.17 aus: Den Inhabern von Projekten, die keinen Zuschlag im Rahmen der Einmalauktion erhalten haben, wird ein finanzieller Ausgleich gewährt, der sich an den durchschnittlichen Kosten der Projektentwicklung orientiert. Inhaber nicht bezuschlagter Projekte erhalten die Ausgleichszahlung nur, wenn sie zeitnah nach Bekanntgabe des Ausschreibungsergebnisses erklären, auf die Rechte aus der Genehmigung vollständig zu verzichten und die während der Projektentwicklung generierten Daten (z.b. zur Windhöffigkeit oder Umweltuntersuchungen)der zentralen Stelle zur Verfügung zu stellen. [ ] Die in dem Zusammenhang entstehenden Kosten sind dann zu einem späteren Zeitpunkt durch den Seite 12 von 22

13 Gewinner einer Auktion auf dieser Fläche zu tragen. Die Höhe der Ausgleichszahlung soll anhand einer typisierenden Betrachtung gesetzlich festgelegt werden. Die NOH 1 GmbH lehnt die geplante Regelung als völlig inakzeptabel ab. Zum einen werden von vornherein alle Projekte, die die Kriterien zur Teilnahme an der Einmalauktion nicht erfüllen von einer Ausgleichszahlung in willkürlicher und diskriminierender Weise ausgeschlossen. Zum anderen ist die geplante Höhe der Ausgleichszahlung, die sich an den durchschnittlichen Kosten der Projektentwicklung orientieren soll inakzeptabel. Hinzu kommt, dass die Kostenerstattung erst viele Jahre später durch den Gewinner einer Auktion auf dieser Fläche geleistet werden soll. Stattdessen fordert die NOH 1 GmbH dass bei Einführung eines Zentralen Systems alle Projekte angemessen entschädigt werden, die einen Antrag auf Genehmigung beim BSH gestellt haben und Unterlagen eingereicht haben. Wie obig bereits ausgeführt, hatten die Projektgesellschaften keinen Einfluss darauf, in welcher Reihenfolge das BSH die Anträge bearbeitet hat. Die von staatlicher Stelle geforderte Eigenpriorisierung der Projekte soll jetzt dazu führen, dass einige Projekte entschädigungslos enteignet werden. Diese nach den Planungen des BMWi versunkenen Kosten in Millionenhöhe sind ausschließlich auf das zum Teil gesetzwidrige Handeln der jeweiligen Bundesbehörden zurückzuführen. Eine angemessene Entschädigung muss mindestens in Höhe der tatsächlich aufgewendeten Anschaffungs- und Herstellungskosten des Eigentümers des Projektes erfolgen. Befinden sich Projekte in Projektgesellschaften können diese Anschaffungs- und Herstellungskosten auf Ebene der Projektgesellschaft selbst oder auch auf Ebene des Anteilseigners der Projektgesellschaft entstanden sein. Entgegen der Darstellung in den Wissenschaftlichen Empfehlungen zum Eckpunktepapier sind diese Buchwerte durch Wirtschaftsprüfungsgesellschaften leicht zu ermitteln bzw. nachzuvollziehen. Dies ist gängige Praxis im nationalen und internationalen Wirtschaftsverkehr. Weit vorangeschrittene Projekte haben darüber hinaus einen Verkehrswert, der häufig deutlich über den verbuchten tatsächlichen Anschaffungs- und Herstellungskosten des Eigentümers liegt ( stille Reserven ). Diese bereits generierten stillen Reserven sind auf der Grundlage und in Abhängigkeit von einer positiven Realisierungsprognose des Projektes in die Entschädigung ebenfalls einzubeziehen. Diese Bewertung sollte durch einen unabhängigen Wirtschaftsprüfer erfolgen, wobei die Anschaffungs- und Herstellungskosten stets die Untergrenze einer Entschädigung darstellen. Die oben beschriebene Entschädigung muss unmittelbar nach Übergabe der Projektunterlagen an die staatliche Stelle erfolgen. Seite 13 von 22

14 II. Vorteile der Alternativen zum Zentralen System Weder in den wissenschaftlichen Empfehlungen noch im Eckpunktepapier des BMWi werden die drei Systeme Zentrales Modell / O- NEP + / Beschleunigter Netzausbau gleichrangig untersucht. Dies erweckt den Eindruck, dass schon von vornherein durch eine sehr gerichtete Wichtung von Wertungskriterien eine positive Voreingenommenheit gegenüber dem Zentralen System besteht. 1. Beschleunigter Netzausbau Soweit eine Änderung der bisherigen gesetzlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen überhaupt notwendig ist, bietet der beschleunige Netzausbau die meisten Vorteile. Zentraler Vorteil ist die seit Jahren angestrebte Verkürzung der Realisierungszeiten des Netzanschlusses (NAS). Dadurch wird eine zeitlich parallele, gemeinsame Entwicklung und Bau von OWP und NAS möglich. Warum hat es die Bundesnetzagentur bisher vermieden von ihren Möglichkeiten aus 17d Abs. 8 S. 1 Nr. 2 Gebrach zu machen? Schon längst hätten von staatlicher Seite Festlegungen zur Ausschreibung und Vergabe von Anbindungsleitungen getroffen werden können, um so eine Beschleunigung der derzeitigen Realisierungszeiten für Netzanschlusssysteme in der Nordsee von 72 Monaten zu erreichen. Die verkürzten Realisierungszeiten erhöhen die Steuerbarkeit des Gesamtsystems und sichern durch gegenüber heutigen Realisierungszeiten kurze Zeiträume die Sicherstellung des Ausbaukorridors auch bei Instabilität eines Netzanschlusssystems. Dies betrifft sowohl den Fall eines längerfristigen technischen Defektes eines installierten NAS als auch Unwägbarkeiten im Planungs- und Realisierungsprozess, die zu längerfristigen Verzögerungen führen können (z.b. Verlust von Offshore- Kabeln, so ereignet Anfang 2014 im Mittelmeer). Ausgerichtet an den Zielvorgaben des Eckpunktepapiers bietet nur der beschleunigte Netzausbau die Möglichkeit die Akteursstruktur zu erhalten und einen echten Wettbewerb zu ermöglichen. Da die Beauftragung des NAS erst nach dem Zuschlag für ein oder mehrere OWP hinsichtlich der Förderhöhe erfolgt, ist der beschleunigte Netzausbau das einzige der drei Modelle, bei dem keine Leerstandskosten auftreten. Gegebenenfalls ist bei diesem System auch eine Modularisierung des Netzanschlusses möglich. Die Wissenschaftlichen Empfehlungen führen auf S. 99 f aus: Das System Beschleunigter Netzausbau vermeidet den systematischen Leerstand von Netzanschlusskapazität bei O- NEP + und führt vermutlich zu mehr Wettbewerb, da die Anzahl der an der Ausschreibung teilnehmenden Parks nicht mehr durch die Netzanschlusszusage, sondern lediglich durch die Verfügbarkeit von Flächen beschränkt ist. Warum die Gutachter dann zu dem Ergebnis kommen, dass trotz mehr Wettbewerb eine eher geringe Förderkostenreduktion erwartet wird, ist völlig unverständlich Im Eckpunktepapier des BMWi wird der Ansatz als geeignet eingestuft, sowohl ausreichenden Wettbewerb in den Ausschreibungen zu erzeugen, als auch einen bedarfsgerechten Ausbau der Netzinfrastruktur zu gewährleisten. Das BMWi lehnt trotzdem Seite 14 von 22

15 unverständlicher Weise unter Hinweis auf das Gutachten und Gespräche mit den beteiligten Akteuren ab. Es soll, so dass BMWi nicht absehbar sein, ob und wenn ja wann Netzanbindungen schnell realisiert werden können, dass Bieter in Ausschreibungen tatsächlich wirtschaftlich realistische Gebote abgeben können. Liest man dazu im Gutachten nach, so kommt der Gutachter zu dem Schluss, dass zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht klar ist, inwieweit die für das System erforderlichen technischen und organisatorischen Weiterentwicklungen um den Netzanschluss tatsächlich schneller zu realisieren rechtzeitig zur Verfügung stehen. Hier wäre das BMWi gefordert, die entsprechenden Untersuchungen anzustellen, bzw. die entsprechenden Daten Seitens der ÜNB tatsächlich einzufordern und kritisch zu prüfen. Die Stiftung Offshore Wind und Verbände bzw. direkt betroffene Unternehmen haben sich entschlossen eine Studie zu beauftragen, die das Thema Kostenreduktion und Beschleunigung von Netzanschlüssen untersuchen und Vorschläge unterbreiten soll. Das Ergebnis dieser Studie ist zwingend abzuwarten, bevor man sich in ein gesetzliches Abenteuer zu Lasten einer gesamten Branche stürzt und den Weg in ein geeigneteres System (beschleunigter Netzausbau) endgültig verbaut. Soweit das BMWi hier von erheblichen Kosten bei scheiterndem System aufgrund Entschädigungsansprüchen wegen fehlender Netzanschlüsse abstellt, so wären dem die durch das Zentrale Modell hervorgerufenen versunkenen Investitionskosten der Zone 3 sowie aller nicht ausreichend entschädigten OWP die in einer Einmalauktion unterliegen entgegen zu halten. Zudem gibt es ebenfalls die Möglichkeit mehr staatlichen Einfluss auf die Übertragungsnetzbetreiber geltend zu machen. Es ist Aufgabe des BMWi über geeignete Pönalen auch für die ÜNB nachzudenken, um das am besten geeignete System des beschleunigten Netzausbaus ohne Risiken für den Stromkunden einführen zu können. 2. O- NEP + Der O- NEP + stellt eine leichte Modifizierung des derzeitigen Systems dar. Das Modell ist hervorragend als Übergangslösung bis zur Etablierung des beschleunigten Netzausbaus geeignet. Akteursvielfalt und Wettbewerbssituation bleiben auf dem derzeitigen Niveau erhalten. Die Grundlage des Systems bleibt der O- NEP, wodurch die Erreichung bzw. Einhaltung des Ausbaukorridors sichergestellt wird. Gegen den O- NEP + wird als Hauptargument die Leerstandskosten angeführt. Hauptursache der Leerstandskosten ist die derzeitige Mengensteuerung nach EnWG. Da die Netzanschlusssysteme in der Nordsee standardisiert auf 900 MW ausgelegt sind, der jährliche Zubau aber nur 800 MW in Nord- und Ostsee betragen soll, sind Leerstände systemimmanent. Allerdings könnte solchen systemimmanenten Leerstandskosten dahingehend entgegen gewirkt werden, dass clusterübergreifende Anschlüsse unter Nutzung der sowieso zur Netzstabiliät geplanten Korridore und Anschlüsse zwischen Seite 15 von 22

16 verschiedenen Konvertern wenigstens temporär zugelassen werden. Hierfür bietet im Übrigen auch heute schon 17d Abs. 5 EnWG die Möglichkeit, der eine Kapazitätsverlagerung durch die Bundesnetzagentur vorsieht. In den wissenschaftlichen Empfehlungen wird auf S. 99 (Tabelle 5.2) unterstellt, dass die Wettbewerbssituation dadurch verschlechtert ist, dass aufgrund der relativ geringen Anzahl von teilnehmenden OWP Projekten die Kosten der Wettbewerber gut einzuschätzen sind. Die Gutachter gehen sogar soweit, von impliziter Kollusion, also dem rechtlichen Zusammenwirken mehrerer Beteiligten zu Lasten eines Dritten zu sprechen. Hierbei handelt es sich um eine reine Unterstellung, auf die das Wettbewerbs- und Kartellrecht die passende Antwort enthält, sollte dieser Fall, der nebenbei bemerkt in jedem System, sogar bei Vollverstaatlichung auftreten kann, tatsächlich auftreten. Eine derartige Vorgehensweise der Gutachter ist absolut ungeeignet für einen realistischen Vergleich der drei Modelle. Vorstehende Ausführungen führen ganz klar und eindeutig dazu, dass der ONEP + als Übergangssystem zum beschleunigten Netzausbau eingeführt werden muss. Wie den wissenschaftlichen Empfehlungen auf S. 102 zu entnehmen ist, kann das ONEP + auch als langfristiges System eingeführt werden, basierend auf einer regelmäßigen Evaluation nach festgelegten Wettbewerbskriterien. Kommt kein ausreichender Wettbewerb zu Stande wird das Ausschreibungssystem vom System mit beschleunigtem Netzausbau oder vom zentralen System abgelöst. Empfohlen wird dennoch unverständlicherweise das zentrale System, allerdings mit der Einschränkung, dass für den Fall das die technischem Standards für das System zum beschleunigten Netzausbau bis zum Übergangsdatum ausreichend weit entwickelt sind, die Option besteht in dieses System zu wechseln. Wörtlich schreiben die Gutachter: Dies hätte den Vorteil, dass alle genehmigten Projekte mit und ohne bestätigten Netzanschluss im neuen System an der Ausschreibung teilnehmen könnten und damit mehr Wettbewerb entstehen könnte. Es entfällt zudem die Herausforderung der Bestimmung des Projektwertes für den Fall einer Kompensation im Übergang zum zentralen System. Nach dieser gutachterlichen Empfehlung ist es völlig unverständlich, dass sich das BMWi trotz massiver Grundrechtseingriffe in Artikel 14, 12, 3 und 2 durch Einführung des zentralen Systems, Einmalauktion mit diskriminierenden und grundrechtswidrigen Zugangskriterien sowie einer unpraktikablen und für die Zone 3 faktisch entschädigungslos enteignenden Variante eingeschossen hat. Eine Entschädigung der Projekte aller Zonen insbesondere aller bereits seit vielen Jahren in Clustern vorgesehenen Projekte, die eine Antragskonferenz hatten und / oder wesentliche Teile der Genehmigungsunterlagen (z.b. UVS) bereits erstellt und eingereicht haben, ist zwingend in das Gesetz aufzunehmen. III. Beantwortung von Fragen aus dem Eckpunktepapier Seite 16 von 22

17 1. Welche Daten und Informationen müssen zu Beginn der Ausschreibung zur Verfügung gestellt werden, damit belastbare Angebote eingereicht und nach Bezuschlagung unverzüglich ein Planfeststellungsverfahren begonnen werden kann? Für die Ausschreibungen im zentralen System plant das BMWi folgende Unterlagen zur Charakterisierung der Flächen zur Verfügung zu stellen: Strategische Umweltprüfung, Flächenscharfe Prüfung umweltfachlicher Aspekte und weiterer Schutzgüter, Baugrundvoruntersuchung, Schifffahrtskollisionsanalyse und Windgutachten. Diese Daten reichen nicht aus, um im Rahmen der Ausschreibung ein belastbares Angebot ohne übermäßigen Sicherheitspuffer aufgrund des Informationsdefizits zu erarbeiteten und abzugeben. Für eine verlässliche Kalkulation der Kosten eines Windparkprojektes ist eine Baugrundhauptuntersuchung erforderlich. Die Kenntnis des Baugrundes an jedem einzelnen geplanten WEA-Standort ist die Voraussetzung für die Planung der Gründung / Fundamenttyp und damit wesentliche Grundlage des Designs. Hinzu kommt dass sich aus der Gründung wesentliche Anforderungen an den Bau der Anlagen ergeben, die ebenfalls maßgeblichen Einfluss auf die Kosten haben. Die Lage der einzelnen WEA hängt von Parklayout und der Anlagengröße ab, die bei jedem potentiellen Bieter unterschiedlich ist. Insofern ist für die NOH 1 GmbH nicht ersichtlich, wie von einer zentralen Stelle eine allgemeingültige Unterlage erarbeitet werden kann, die auch die Akteursvielfalt und den Wettbewerb unter den Anbietern von Offshore-Windenergieanlagen-Komponenten sicherstellt. Nicht definiert wird zudem was eine SUP plus (Strategische Umweltprüfung plus) sein soll? 14b UVPG definiert in Verbindung mit Anlage 3 Nr. 1 und Nr. 2 die Anwendungsbereiche einer Strategischen Umweltprüfung für Pläne und Programme. Da es sich bei der durch das BMWi angedachten zentralen Flächenvorentwicklung um eine Projektentwicklung handelt ist der Anwendungsbereich einer SUP nicht eröffnet. Weiterhin lässt das Eckpunktpapier offen, was unter einer Flächenscharfen Prüfung umweltfachlicher Aspekte und weiterer Schutzgüter (Eckpunktepapier BMWi vom , S. 13) zu verstehen ist? Nach Anlage 1 Nr. 1.6 zum UVPG sind Windfarmen mit Anlagen mit einer jeweiligen Gesamthöhe von mehr als 50 Metern und einer Anlagezahl von mehr als 20 Anlagen UVP-pflichtig. Erfüllen die genannten flächenscharfen Prüfungen die formalen und materiellen Anforderungen an eine UVP nach UVPG? Seite 17 von 22

18 Die Bereitstellung der Daten muss kostenlos, analog und digital in international anerkannten Datenformaten erfolgen. Das betrifft insbesondere die Daten zur Baugrundhauptuntersuchung damit diese gemäß des Standes der Technik ausgewertet und plausibilisiert werden können. Nach den derzeitigen Vorstellungen des BMWi besteht für die Bieter im Ausschreibungsverfahren keine Sicherheit, dass ein Planfeststellungsbeschluss erlangt werden kann. Wenn die von der zentralen Stelle beauftragten Gutachten und Daten die nachfolgende Planfeststellung sicher garantieren, wäre das Planfeststellungsverfahren nicht mehr durchzuführen. Das widerspricht der derzeitigen Gesetzeslage nach SeeAnlV. Wenn trotz der Voruntersuchungen der zentralen Stelle, die zum zukünftigen Aufgabenbereich des BSH zählen soll (Ausgestaltung eines Ausschreibungssystems für Erneuerbare Energien, Diskussionspapier vom ), durch das BSH als Planfeststellungsbehörde nach 2 Abs.2 SeeAnlV kein positiver Planfeststellungsbeschluss erlassen wird, eröffnet sich hier ein Raum für Rechtsmittel und Amtshaftungsansprüche. Diese geplante Vorgehensweise führt insgesamt zu Rechtsunsicherheit und lässt es zweifelhaft erscheinen, ob es durch die Ausschreibung tatsächlich zu signifikanten Kosteneinsparungen kommen kann. 2. Wie lange bedarf es nach Veröffentlichung der Daten und Informationen über den jeweiligen Standort, bis ein belastbares Angebot abgegeben werden kann? Wieviel Zeit soll also zwischen Veröffentlichung der Daten und Auktionsende liegen? Zwischen Veröffentlichung der Daten und Auktionsende müssen mindestens 18 bis 24 Monate liegen. 3. Welche Hemmnisse können für kleine Akteure im zentralen Modell entstehen? Gibt es Möglichkeiten, diese abzumildern, z. B. durch Einbindung in die zentrale Vorentwicklung? Der Begriff kleine Akteure wird weder im Eckpunktepapier des BMWi noch in den wissenschaftlichen Empfehlungen Ausschreibungen für erneuerbare Energien vom definiert. Die Frage kann daher von vornherein nicht umfassend beantwortet werden. Nachstehend weist die NOH 1 GmbH auf einige wesentliche Punkte hin: Im zentralen Modell entstehen in jedem Fall hohe Kosten für die Datenplausibilisierung, Erstellung einer Kalkulation für den Bau und Betrieb des OWP und Angebotsaufbereitung. Bei unterliegen in einer Auktion sind diese Investitionen bei allen Akteuren, die nicht erfolgreich sind vernichtet. Dadurch wird die Akteursvielfalt erheblich eingeschränkt werden und der Wettbewerb zum Erliegen kommen. Diese Entwicklung führt mit Sicherheit nicht zu einer Senkung der Förderkosten für die Offshore-Windenergie. Sollte das BMWi trotz der umfassenden rechtlichen und wettbewerblichen Bedenken an Seite 18 von 22

19 dem geplanten Ausschreibungsverfahren in der im Eckpunktpapier dargestellten Form festhalten ist in jedem Fall der Gleichbehandlungsgrundsatz zu wahren. Die Einbeziehung einzelner Akteure oder mit Ihnen verbundener Unternehmen führt zu einem nicht gerechtfertigten Wettbewerbsvorteil und dürfte wettbewerbsrechtlich ausgeschlossen sein. Die Zentrale Ausschreibung sieht hohe Garantieleistungen bzw. Bürgschaften vor, so dass kleine Akteure dadurch von vornherein von der Ausschreibung ausgeschlossen werden. Das Zentrale Modell führt in der derzeitigen Ausgestaltung ausschließlich zu einem Wettbewerb zwischen einigen wenigen finanzstarken Großkonzernen. 4. Bedarf es nach Veröffentlichung der Daten und Informationen einer weiteren Konsultations- bzw. Fragerunde für die Bieter, damit Unklarheiten ausgeräumt werden können und falls ja wie viel Zeit muss hierfür eingeplant werden? Konsultations- bzw. Fragerunden sind erforderlich. Die Ausgestaltung sollte an das Vergaberecht (Bieterfragen) angelehnt werden. Das bedeutet dass die Identität der Interessenten anonym bleiben muss, allen Interessenten aber die Fragen und Antworten jeweils anderer mitgeteilt werden. Eine Konsultations- und Fragerunde ist auch erforderlich, da die Unterlagen und Daten auch Fehler enthalten könnten, die plausibilisiert werden müssen. Als Zeitdauer sollten 12 Monate vorgesehen werden. Zu berücksichtigen ist bei der Frage der Fristen grundsätzlich, dass kein Wettbewerbsnachteil für Akteure entstehen darf, die für die Realisierung des Projektes Partner / Investoren benötigen. Ggf. ist darüber nachzudenken die Fristen dynamisch anzulegen, das bedeutet wenn keine Fragen auftreten auch die Fristen angepasst werden können. 5. Bedarf es näherer oder anderer Vorgaben zum Beginn einer Planung der Netzanbindung bereits während der Flächenvorentwicklung? Zur Beschleunigung des Netzausbaus sind dem Übertragungsnetzbetreiber Vorgaben zu machen. Dies betrifft u.a. die Flächenbelegung, clusterübergreifende Anschlussmöglichkeiten, technische Parameter (Leistung des NAS, Anzahl Schaltfelder, J- tubes, technische Reserven, Kabelführung, Lage des Umspannwerkes). Die technischen Parameter sind standardisiert und modular zu gestalten, um späteren Konkretisierungen der Projekte (Parkdesign, Parkleistung) Rechnung zu tragen. Von besonderer Bedeutung ist ein fester Zeitplan und Berichtspflichten für den ÜNB, der öffentlich und damit transparent gemacht werden muss. Hinzu kommt die Notwendigkeit von Pönalen für den ÜNB. Dadurch soll sichergestellt werden, dass die ÜNB die Planung tatsächlich in der gebotenen Intensität vorantreiben. Seite 19 von 22

20 6. Welche zentralen Beschleunigungsoptionen werden im Bereich der Gleich- sowie Wechselstromanschlüsse gesehen und wie stark und wie sicher könnten Netzanbindungen auf diesem Weg beschleunigt werden? Bis wann können diese realisiert werden und welche konkreten Schritte müssten hierzu ergriffen werden? Beschleunigungsoptionen bestehen in der Standardisierung aller Systemkomponenten eines Netzanschlusses. Gleichzeitig muss durch einen modularen Aufbau sichergestellt sein, die effizienteste Variante für ein Netzanschlusssystem in Abhängigkeit des Parkdesign und der Parkleistung (auch Clusterleistung) wählen zu können. Durch die weitere Standardisierung und Modularisierung können die Zeiten für Ausschreibung und Vergabe sowie dem Bau deutlich reduzieren. Ungeachtet auch naturräumlicher Besonderheiten sind die Projekte und Projektabläufe den obsiegenden Bietern dann bekannt. Für die Übertragungsnetzbetreiber müssen hinreichend Anreize und rechtliche Rahmenbedingungen geschaffen werden mit den Planungen frühzeitig zu beginnen. Die Projektvorentwicklung kann für alle Netzanschlussprojekte im jeweiligen 15-Jahreshorizont angestoßen und abgeschlossen werden. Das gilt ebenso für die Erstellung der Ausschreibungsunterlagen. Bei konkretem Bedarf werden diese dann quasi aus der Schublade gezogen. Für die Umsetzung der Beschleunigung müssen klare gesetzliche Vorgaben geschaffen werden (Anreizregulierungsverordnung, EnWG, ggf. auch SeeAnlV für die Steuerung der Planfeststellungsverfahren). Vorschläge sollen hierzu auch in der bereits erwähnten Studie erarbeitet werden, um auch die Option beschleunigter Netzanschluss angemessen in der Konsultation des Gesetzes zu berücksichtigen. 7. Mit welchen Kostendegressionen wird in den nächsten zehn Jahren auf der Netzanbindungsseite gerechnet? Für Kostendegressionen auf Seiten der Übertragungsnetzbetreiber sind klare gesetzliche und regulatorische Vorgaben zu schaffen und entsprechende Kontrollmechanismen zu etablieren und auch umzusetzen. Es sind geeignete regulatorische Vorgaben zu entwickeln Betriebskosten eines NAS von den Investitionskosten zu entkoppeln, denn solange bei hohen Investitionskosten hohe prozentual daran ausgerichtete Betriebskosten erstattet werden, gibt es keinen Anreiz für die ÜNB die Netzanschlussprojekte günstiger zu verhandeln. Die Kosten der Netzanschlüsse werden bundesweit über die Netzentgelte auf die Stromverbraucherinnnen und verbraucher gewälzt. (Eckpunktepapier S. 13) Dem BMWi ist demzufolge bekannt, dass der Beste Ansatzpunkt zur Reduzierung der Seite 20 von 22