UPDATE: Referentenentwurf vom : Das neue EEG 2016 Ausschreibungen für erneuerbare Energien

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1 UPDATE: Referentenentwurf vom : Das neue EEG 2016 Ausschreibungen für erneuerbare Energien März 2016

2 1. Einleitung Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) hat am 29. Februar 2016 den Referentenentwurf des neuen EEG 2016 zur Umstellung der EEG-Förderung von erneuerbaren Energien auf Ausschreibungen veröffentlicht. Am 1. März folgte dann die Veröffentlichung des neuen Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG), das sich exklusiv und umfassend der Nutzung der Windenergie auf See widmet und das neue EEG 2016 insoweit ergänzt. Die Gesetzentwürfe haben unverändert einen vorläufigen Charakter, können jedoch - anders als die vorhergehenden Eckpunktepapiere - schon einen Ausblick auf die konkrete Umsetzung der in den Eckpunktepapieren nur abstrakt beschriebenen Maßnahmen bieten. Der weitere Fahrplan für das Gesetzgebungsverfahren zum EEG 2016, stellt sich unverändert wie folgt dar: 2. Wesentliche Änderungen zu den Eckpunktepapieren Offshore Wind Für Offshore Wind scheint die Entscheidung für das zentrale (sog. dänische) Modell nun festzustehen. Der nahezu gleichzeitig veröffentlichte Entwurf des WindSeeG sieht allerdings vor, dass das zentrale Model erst ab dem Jahr 2025 und damit ein Jahr später als bislang angenommen greifen soll. Das dadurch freiwerdende Ausschreibungsvolumen wird dem Übergangsverfahren zugeschlagen, das somit auf insgesamt MW, verteilt auf 2 Ausschreibungen in 2017 anwächst. Diese gute Nachricht für alle im Rahmen des Übergangsverfahrens auf einen Zuschlag hoffenden Projekteigentümer geht allerdings einher damit, dass es für den Fall des Unterliegens nun doch keine Entschädigung für den Verlust bzw. die Entwertung der eigenen Projektrechte geben soll, sondern nur eine Art Eintrittsrecht in erfolgreiche Gebote im zentralen Modell. Voraussetzung ist allerdings die Überlassung von Planungs- und Untersuchungsunterlagen und der Verzicht auf die Rechte aus der Genehmigung bzw. Planfeststellung nach erfolgloser Teilnahme am Übergangsverfahren. 2

3 Onshore Wind Bislang sind keine wesentliche Änderungen zu den letzten Eckpunktepapieren des BMWi ersichtlich, d.h. es bleibt bei der Einführung eines einstufigen Referenzertragsmodells mit: 1. einheitlichem anzulegenden Wert über die gesamte Förderdauer von (exakt) 20 Jahren; 2. Zu- oder Abschlägen auf den Gebotswert (bezogen auf einen 100% Standort) abhängig vom Verhältnis zum Referenzertrag; und 3. Überprüfung des Verhältnisses zum Referenzertrag nach 5, 10 und 15 Jahren mit jeweils anschließendem (und verzinstem) Ausgleich von Mehr-oder Minderzahlungen. Darüber hinaus ist das für Windenergie an Land zur Verfügung stehende Ausschreibungsvolumen als Regulativ für den Anteil der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien insgesamt vorgesehen. Dieses grundsätzlich neue Prinzip war bereits im zweiten Eckpunktepapier vom 25. November 2015 vorgesehen. Bislang scheint jedoch nicht klar zu sein, welche Untergrenzen es für den Ausbau der Windenergie an Land geben soll. Der Referentenentwurf enthält hierzu noch einen Platzhalter. Photovoltaik Nunmehr scheint es auf ein gemeinsames Verfahren für Anlagen auf Freiflächen, Gebäuden und sonstigen baulichen Anlagen hinauszulaufen. Die höheren Stromgestehungskosten von Gebäudeanlagen werden dabei allerdings nicht durch besondere Regelungen, wie etwa einen Zuschlag auf Gebotswerte berücksichtigt. Das erste Eckpunktepapier hatte aus diesem Grund noch eine getrennte Ausschreibung vorgesehen. Nichtausgeschriebene Erzeugungsformen Auch hier sind punktuelle Änderungen vorgesehen. Die beiden wichtigsten: 1. Der seit Anfang 2016 geltende atmende Deckel für Windenergie an Land wird ab 1. Januar 2017 durch eine quartalsmäßige Degression von 0,4 Prozentpunkten pro Quartal ersetzt. 2. Bei den kleinen Photovoltaikanlagen (bis zu 1 MW) soll der atmende Deckel erhalten bleiben, allerdings wird der Betrachtungszeitraum von 12 auf 6 Monate verkürzt. Sollte der Zubau unter MW liegen, dann soll die Degression schneller ausgebremst werden und in eine Progression von bis zu 3% übergehen (Unterschreitung um mehr als MW). 3

4 3. Kontext der Neuregelungen Bereits das unlängst reformierte EEG 2014 sieht in seinem 2 Absatz 5 die grundsätzliche Umstellung der Förderung des Ausbaus erneuerbarer Energien vom System der gesetzlich bestimmten festen Vergütungstarife zu Ausschreibungsverfahren vor. Spätestens in 2017 soll die Höhe der Förderung für Strom aus erneuerbaren Energien durch Ausschreibungen ermittelt werden. Den Anfang machten dabei die Ausschreibungen für Freiflächen- Photovoltaikanlagen bis 10 MW, die seit dem 15. April 2015 durchgeführt werden, gegenwärtig in der 4. Runde. Bei dem nunmehr vorgestellten Referentenentwurf geht es um die Ausgestaltung der Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land (Onshore Wind) und auf See (Offshore Wind), Photovoltaik sowie Biomasse (unter Vorbehalt einer Verordnung der BNetzA). Für Wasserkraft und Geothermie sind anders als ursprünglich vorgesehen (EEG 2014) nun doch keine Ausschreibungen geplant. Für Biomasseanlagen ist die Möglichkeit einer Ausschreibung unter Einbeziehung von Bestandsanlagen vorgesehen, um deren Fortbestand nach Auslaufen der ursprünglichen Förderung sicherzustellen. In Anbetracht des niedrigen Ausbaupfades für Biomasse von 100 MW (Brutto) und des Verordnungsvorbehalts sehen wir gegenwärtig von einer detaillierten Beschreibung des Ausschreibungsverfahrens für Biomasse ab. Nicht betroffen von den zukünftigen Ausschreibungen sind darüber hinaus Windenergieanlagen an Land und Photovoltaik unter 1 MW installierter Leistung sowie sämtliche Anlagen, die unter die bereits geltenden Übergangsvorschriften in 102 EEG 2014 fallen 1, d.h. 1. Windenergieanlagen auf See, die vor dem 1. Januar 2017 eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine Kapazitätszuweisung nach 17 d EnWG erhalten haben und vor dem 1. Januar 2021 in Betrieb gehen; 2. Windenergieanlagen an Land, die vor dem 1. Januar 2017 genehmigt und vor dem 1. Januar 2019 in Betrieb genommen worden sind. Hinzu kommen Prototypen für Windenergie an Land (bis zu 125 MW jährlich) und auf See (bis zu 50 MW jährlich). Die von einigen Marktteilnehmern erhoffte Ausnahme für kleine Akteure, insbesondere Bürgerwindparks ist unverändert nicht vorgesehen, allerdings sollen für Letztere unter bestimmten Voraussetzungen Erleichterungen in der Präqualifikation für das Ausschreibungsverfahren gelten (keine BImSchG erforderlich, Höhe der Sicherheit) 1 PV-Freiflächenanlagen sind explizit ausgenommen. Auf PV-Dachflächenanlagen finden die Übergangsvorschrift gleichfalls keine Anwendung, da diese üblicherweise weder eine BImSchG-Genehmigung noch einer anderen Zulassung nach Bundesrecht bedürfen. Die spezielle Übergangsregelung für Geothermie in 102 Ziffer 2. EEG 2014 kommt, vorbehaltlich der Umsetzung des im Referentenentwurf vorgesehenen Verbleibs der Geothermie im bisherigen Modell des EEG 2014, keine Bedeutung mehr zu. 4

5 4. Politische Ziele Bei der Umstellung der Förderung des Ausbaus erneuerbarer Energien vom System der festen Vergütungstarife des EEG zu Ausschreibungsverfahren ist es der Ansatz des BMWi, drei recht unterschiedliche Zielvorstellungen in einem Ausschreibungsdesign zu vereinen, d.h. 1. den Ausbau der erneuerbaren Energien innerhalb der im EEG festgelegten Ausbaukorridore für die einzelnen Erzeugungsarten zu halten, wobei Wind an Land ein Korrektiv über die gesamte Erzeugungsleistung erneuerbarer Energien bilden soll; 2. die Kosten durch mehr (Preis-)Wettbewerb zu senken; 3. die häufig von kleinen und mittelständischen Unternehmen geprägte Branche in dieser Zusammensetzung nach Möglichkeit zu erhalten, d.h. deren Geschäftsmodel nicht zu zerstören. Letzteres Kriterium wird häufig mit dem Begriff der sogenannten Akteursvielfalt wiedergegeben. Viele der im Folgenden aufgeführten Gestaltungsmerkmale entspringen dem Wunsch, ein Gleichgewicht zwischen oftmals gegensätzlichen Zielen herzustellen; so soll das Bieten auf einen möglichst geringen Strompreis (in Form des anzulegenden Wertes ) die Kosten reduzieren, die Einführung von Pönalen dann die nachfolgende Realisierung sicherstellen, wobei die Höhe der Pönalen so anzusetzen ist, dass auch kleinere Unternehmen noch in der Lage sind, Sicherheit dafür zu leisten. Diese Balance muss nun für jede Erzeugungsform und deren spezifischen Markt durch ein Austarieren der einzelnen Merkmale gefunden werden. Hierbei lassen sich anhand des Zeitpunkts des Ausschreibungsverfahrens im typischen Entwicklungsprozess eines Projektes sowie der Frage, ob (i) ein dezentrales Modell mit Flächenkonkurrenz, d.h. verschiedene Bieter konkurrieren mit ihren jeweiligen Projekten, oder aber (ii) ein zentrales Model, d.h. verschiedene Bieter konkurrieren um ein und dasselbe von der öffentlichen Hand vorentwickelte Projekt, Unterschiede zwischen den Erzeugungsarten herausarbeiten. 5

6 5. Gegenstand der Ausschreibung und Ausschreibungsvolumen Gegenstand der Ausschreibung ist die Höhe der Marktprämie, die der zukünftige Erzeuger zusätzlich zum Verkaufspreis des erzeugten Stroms am Markt erhält. Die Ausschreibung bezieht sich dabei auf die Höhe der Marktprämie (genau genommen, des zu ihrer Ermittlung dienenden anzulegenden Wertes ) während des gesamten Vergütungszeitraums von (exakt) 20 Jahren (sog. Einstufiges Modell). Die Ermittlung des jährlichen Ausschreibungsvolumens für die einzelnen Erzeugungsarten folgt nach dem Referentenentwurf nur noch teilweise den auf die (maximale) Erzeugungsleistung bezogenen Ausbaupfaden des EEG So sollen ab 2025 zwar Offshore Wind unverändert mit (durchschnittlich) 800 MW pro Jahr und große Photovoltaik-Anlagen (über 1 MW) ab 2016 mit 500 MW jährlich ausgeschrieben werden, das Ausschreibungsvolumen für Onshore Wind, als mengenmäßig größte Erzeugungsform, folgt jedoch nicht diesem Ansatz, sondern soll abhängig von der Entwicklung der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien, dem erwarteten Bruttostromverbrauch und der Zielgröße von 45% Strom aus erneuerbaren Quellen im Jahr 2025 angepasst werden. Das Ausschreibungsvolumen Onshore Wind dient also als Regulativ über sämtliche erneuerbaren Erzeugungsformen, unabhängig davon, ob diese ausgeschrieben werden oder nicht. Der Ausbaupfad des EEG 2016 sieht hierzu eine Zielgröße von MW (netto, d.h. nach Abzug des Rückbaus) vor. Das BMWi erwartet zunächst ein jährliches Ausschreibungsvolumen von ca MW (brutto). Eine Mindestgröße wird voraussichtlich auf MW (brutto) festgesetzt. Der Referentenentwurf enthält an dieser Stelle (S.82 unten) leider noch einen Platzhalter. Der Eigenverbrauch des produzierten Stroms (anstelle der Einspeisung in ein Netz) ist (mit Ausnahme von Verbrauch der Anlage, Neben- bzw. Hilfsanlagen und Netzverlusten) unverändert für sämtliche Erzeugungsanlagen unzulässig, für die der anzulegende Wert durch eine Ausschreibung bestimmt wurde. 6

7 6. Ausschreibungsdesign für die einzelnen Erzeugungsarten 6.1 Onshore Wind Für Onshore Wind ist ein relativ spät im typischen Entwicklungsprozess eines Windparks greifendes Ausschreibungsverfahren vorgesehen. Voraussetzung für die Teilnahme ist das Vorhandensein einer (nicht notwendigerweise bestandskräftigen) Genehmigung nach dem BImSchG, deren Erhalt eher am Ende des Entwicklungsprozesses für einen Windpark steht, d.h. ein eigenes Projekt des Bieters. Aufgrund der damit einhergehenden bereits getätigten erheblichen Investitionen, erwartet das BMWi eine sehr hohe Realisierungswahrscheinlichkeit. Diese korrespondiert mit einer relativ moderaten Pönale für den Fall des Ausbleibens der Umsetzung von EUR 30 pro kw, d.h Euro für eine WEA der 3 MW-Klasse. Ausnahmen für kleine WEA unter 1 MW sowie Prototypen (max. 125 MW p.a.) sind vorgesehen. Hierin dürfte wohl vor allem eine Chance für kleinere WEA-Hersteller zu sehen sein. Von möglichen weiteren Ausnahmen für kleine Projekte, etwa durch Ausschöpfen der Freigrenzen der Umweltschutz und Energiebeihilfeleitlinien der Europäischen Kommission von bis zu 6 WEA mit insgesamt bis zu 6 MW, wird nach gegenwärtigem Stand kein Gebrauch gemacht. Allerdings sollen für Bürgerwindparks unter bestimmten Voraussetzungen: Mindestens 10 natürliche Personen als stimmberechtigte Mitglieder beteiligt Max. 10% Stimmrechte pro Beteiligtem Min 51% Stimmrechte bei natürlichen Personen, die seit min. 1 Jahr in dem Landkreis mit Erstwohnsitz gemeldet sind, in dem sich das Windparkprojekt befindet Max. 6 WEA und max. 18 MW Weder Gesellschaft noch Mitglied haben an anderem Ausschreibungsverfahren für Onshore Wind während der letzten 12 Monate teilgenommen Grundeigentümerzustimmung zur alleinigen Nutzung der Fläche Windgutachten eines zertifizierten Gutachters 7

8 auch bestimmte Erleichterungen in der Präqualifikation für das Ausschreibungsverfahren gelten: Keine BImSchG-Genehmigung für Teilnahme an der Ausschreibung erforderlich, BImSchG-Genehmigung muss innerhalb von 2 Jahren nach Zuschlag erteilt werden Split der Erstsicherheit, d.h. 15 Euro pro kw bei Gebotsabgabe und 15 Euro pro kw bei Erhalt der BImSchG, spätestens 2 Jahre nach Zuschlag Umsetzungsfrist von 30 Monaten läuft erst ab Erhalt der BImSchG-Genehmigung Der Referentenentwurf benennt nunmehr einen Höchstwert von 7,0 ct/kwh. Dieser bezieht sich allerdings auf einen so genannten 100% Standort, d.h. einem Standort, der in seiner Windhöfigkeit dem Referenzstandort entspricht. Der Referenzstandort wird in diesem Zusammenhang neu definiert, d.h. bei der Berechnung des Referenzertrags wird zukünftig in 100m Höhe eine Windgeschwindigkeit von 6,45 m/s angenommen (indiziert für die Anlagenhöhe mit einem Hellmannindex von 0,25) 2. Auf einen solchen (fiktiven) 100%- Standort wird geboten. Für die in der Praxis eher üblichen 70% und 80% Standorte liegen die über ein Korrekturverfahren ermittelten anzulegenden Werte bei 9,03 und 8,12 ct/kwh. Hierzu unten mehr. Der Höchstwert wird jährlich um 1% abgesenkt. Je nach Wettbewerbsbedingungen und Kostensituation kann die BNetzA den Wert auch um bis zu 10% höher oder niedriger ansetzen. Im Detail ist zunächst eine verbindliche Gebotshöhe ( Pay as bid ) vorgesehen. Einheitspreisverfahren ( Uniform pricing ) wie im Rahme der Photovoltaik erprobt, soll es für Wind nicht geben. Der erste Ausschreibungstermin ist der 1. Mai Zwei weitere Ausschreibungen folgen am 1. August und 1. November In 2018 sind insgesamt vier Termine und danach jeweils drei pro Jahr vorgesehen. Die Termine sollen dann mit denen der Photovoltaik übereinstimmen (1.Februar, 1. Juni und 1. Oktober). Es wird anfänglich mit einem jährlichen Ausschreibungsvolumen von MW (brutto) gerechnet, wobei das Mindestvolumen voraussichtlich MW (brutto) betragen soll. Die Ausschreibungen werden in der Regel sechs Wochen im Voraus angekündigt. Die Gebote sollen sodann schnell geprüft und bezuschlagt werden. Nachrückverfahren sind nicht vorgesehen. Im Zuge der Umstellung auf Ausschreibungen soll auch das Referenzertragsmodell des EEG 2014 so angepasst werden, dass, das Verhältnis zum Referenzertrag die Dauer der erhöhten Förderung nicht länger beeinflusst. Ähnlich wie bei PV erfolgt der Zuschlag für den gesamten Förderzeitraum von 20 Jahren. Ein Ausgleich für die Standortqualität soll dann über einen Ab- oder Zuschlag auf den anzulegenden Wert erfolgen. 2 Die hieraus resultierenden Abweichungen in der Standortgüte bewegen sich nach unserem Verständnis im niedrigen einstelligen Bereich. 8

9 In der nachfolgenden Tabelle sind die zur Anwendung kommenden Korrekturfaktoren und die sich nach Korrektur ergebenden anzulegenden Werte anhand von 3 Beispielsgeboten zwischen 6,0 und 7,0 Cent aufgeführt. Zwischenwerte werden linear interpoliert. Gebot Gütefaktor in % des Referenzstandorts 70 und kleiner Korrekturfaktor Anzulegender Wert in ct/kwh Als problematisch könnte sich in diesem Zusammenhang erweisen, dass die Standortgüte auf der Basis des aktuellen Ertrags nach 5, 10 und 15 Jahren überprüft werden soll und eine etwaige Unter-, aber auch Überförderung (bezogen auf Abweichungen im Gütefaktor von mehr als 1%-Punkt) auch zu verzinsen (12 Monats Euribor des ersten Tags des jeweiligen Überprüfungszeitraums + 100bps) und auszugleichen ist. In der Praxis könnte dies bedeuten, dass sich die Einnahmen des Windparks nach Ablauf des jeweiligen 5- Jahreszeitraums gegenüber der ursprünglichen Kalkulation reduzieren und bereits erhaltene Marktprämie zurückgefordert wird. Dies werden insbesondere finanzierende Banken bei der Gestaltung der Darlehensverträge zu berücksichtigen haben. Eigentümer von Windenergieanlagen, die innerhalb der ersten 5 Jahre bessere als die erwarteten Erträge erzielen, sind daher gut beraten, einen angemessenen Anteil dieser Erträge als Reserve für etwaige Rückforderungen anzusparen. Eine weitere Neuerung ist, dass der Förderzeitraum spätestens 30 Monate nach Zuschlag zu laufen beginnt (auch dann, wenn, die Umsetzungsfrist etwa aufgrund von Klagen gegen die BImSchG-Genehmigung verlängert ist, 36 d und h EEG 2016). Begrüßenswert ist die Regelung in 51 EEG 2016 ( 24 EEG 2014) im Hinblick auf Ausnahmen vom Wegfall der Marktprämie bei negativen Strompreisen auf 9

10 Windenergieanlagen mit weniger als 3 MW installierter Leistung. Der Verweis auf die Regelungen zum Anlagenbegriff und insbesondere zum Zusammenrechnen mehrerer Anlagen in räumlicher Nähe in 32 EEG 2016 bezieht sich nunmehr nur noch auf sonstige Anlagen, d.h. andere als Windenergieanlagen. 6.2 Offshore Wind Ausschreibungen auf voruntersuchten Flächen (Zentrales Model) Ganz anders für Offshore Wind: Der Referentenentwurf des EEG 2016 sieht hierfür ein zentrales System der Vorentwicklung von Projekten in der Größe von MW pro Jahr durch die öffentliche Hand (ähnlich der Situation in Dänemark oder Holland) und anschließender Bieterkonkurrenz um diese Projekte vor, d.h. der Bieter kann (und muss) ohne eigene Projektrechte an dem Ausschreibungsverfahren teilnehmen. Soweit bislang ersichtlich soll es sich dabei ausschließlich um Projekte in der AWZ von Nordund Ostsee handeln, das Küstenmeer ist nicht erfasst. Das BSH und die BNetzA legen zukünftig gemeinsam in einem neuen Flächenentwicklungsplan diejenigen Flächen fest, auf denen Windparks errichtet werden sollen und wie diese an die Übertragungsnetze an Land angebunden werden sollen. Der Flächenentwicklungsplan wird das neue zentrale Planungsinstrument und ersetzt insoweit den Bundesfachplan Offshore und den Offshore-Netzentwicklungsplan. Die Vorentwicklung wird dabei eine flächenscharfe Untersuchung umweltfachlicher Aspekte, die Baugrundvorerkundung sowie Berichte über Wind- und ozeanographische Untersuchungen beinhalten. Die Informationen aus der Vorentwicklung sollen gemeinsam mit der Bekanntmachung der Ausschreibung und weiteren Informationen (z.b. Volumen, Höchstwert, Fertigstellungstermin des jeweiligen NAS, Eintrittsrecht etc.) sechs Monate vor dem Ausschreibungstermin veröffentlicht werden. Als Ausschreibungstermin ist jeweils der 1. September, beginnend mit dem Jahr 2020 vorgesehen. Der jeweilige Gewinner der Ausschreibung soll dann anschließend das Planfeststellungsverfahren betreiben. Die Planung und Umsetzung des Netzanschlusses erfolgt im zentralen System parallel zur Entwicklung des Projektes. Die ersten Windparks sollen im zentralen System in 2025 in Betrieb gehen. Eine Pönale/Sicherheit ist in Höhe von 350 EUR/kW vorgesehen, dies entspricht 140 Mio. Euro für ein 400 MW-Projekt. Eine materielle Präqualifikation wird unverändert nicht gefordert. Das gleiche gilt für Mindestpreis oder Mengenbegrenzungen, beides ist nicht vorgesehen. Einen Höchstpreis soll es wie schon bei Onshore-Wind auch für Offshore-Wind 10

11 geben. Dieser wird sich nach dem niedrigsten erfolgreichen Gebot in der letzten Übergangsauktion in 2017 bestimmen, wobei die BNetzA diesen Wert um bis zu 10% absenken oder erhöhen kann. In Anbetracht des relativ langen Zeitraums zwischen der letzten Auktion im Überganssystem in 2017 und der ersten im zentralen System in 2020 ist eine gewisse Flexibilität auch sicher geboten. Die Förderdauer beträgt nunmehr einheitlich 20 Jahre, so dass ein Marktpreisrisiko anders als im Rahmen der bisherigen Förderung von Offshore Windprojekten für die Projekteigentümer/Investoren typischerweise nicht mehr vorhanden ist. Dies geht allerdings damit einher, dass die vor allem zur Finanzierungserleichterung gedachte erhebliche Frontlastigkeit des bisherigen Fördersystems, insb. bei Wahl des Stauchungsmodells, in Zukunft nicht mehr vorhanden ist. Pay-as-bid ist als Preisregel vorgesehen. Die Realisierungsfrist soll 48 Monate betragen, beginnend 30 Monate vor verbindlicher Fertigstellung des Netzanbindungssystems (NAS), jedoch frühestens 18 Monate nach Zuschlag. Bemerkenswert ist auch der Umstand, dass mit dem Zuschlag keinerlei Nutzungsrechte über den 20 Jahreszeitraum hinaus verschafft werden und vorbehaltlich entsprechender Regelungen im neuen Flächenentwicklungsplan (oder Gesetz) die Windenergieanlagen und die zugehörigen Einrichtungen oder etwa Betriebsdaten auch entschädigungslos übereignet und herausgegeben werden müssen. Zu den Einzelheiten der weiteren Ausgestaltung wird auf die tabellarische Übersicht am Ende des Beitrags verwiesen Ausschreibungen für bestehende Projekte Übergangsverfahren In Anbetracht von ca. 40 genehmigten Offshore-Projekten und ca. 50 weiteren in unterschiedlichen Stadien der Entwicklung vor Genehmigungserteilung soll ein Übergangsverfahren die Umstellung von der bisherigen Praxis auf das neue System begleiten. Dieses sieht zwei Ausschreibungstermine mit jeweils MW Volumen für bereits genehmigte bzw. weit entwickelte Projekte, die noch nicht über eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine Kapazitätszuweisung durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) verfügen vor. In der Nordsee sollen Projekte in den Clustern 1-8 und in der Ostsee 1-3 des Bundesfachplans Offshore sowie entsprechende Projekte im Küstenmeer teilnehmen dürfen, für die bereits ein Erörterungstermin stattgefunden hat und ein Netzanbindungssystem (NAS) für den jeweiligen Cluster beauftragt bzw. von der BNetzA bestätigt ist. Das BMWi erwartet, dass auf diese Weise ca MW an geplanten Projekten in den Wettbewerb um bis zu MW Ausbauvolumen treten. Die Teilnahme am Übergangsverfahren soll dann ähnlich wie bei Onshore-Wind nur mit einem konkreten eigenen Projekt möglich sein. Anders als ursprünglich angenommen ist für Projekteigentümer, die im Rahmen des Übergangsverfahrens nicht erfolgreich sind und ihr 11

12 jeweiliges Projekt daher endgültig nicht umsetzen können, keine finanzielle Entschädigung mehr vorgesehen. Diese sollen vielmehr eine Art Eintrittsrecht in das erfolgreiche Gebot eines Dritten im zentralen System erhalten, soweit sich dieses auf eine Fläche bezieht, die zuvor Gegenstand ihres Projektes war. Dieses Eintrittsrecht soll auch im Vorfeld der Auktionen im zentralen System bereits handelbar sein. Ob einem solchen Eintrittsrecht tatsächlich ein Marktwert zukommen wird, der in einem angemessenen Verhältnis zu den Kosten der Projektentwicklung steht und ob sich diese Chance am Ende für alle, viele oder gar nur einzelne Projekteigentümer eröffnet, wird abzuwarten sein. Es bedarf jedoch keiner großen Fantasie, in dieser Entschädigungsregelung ein erhebliches Potential für rechtliche Auseinandersetzungen zu sehen. Das Übergangsverfahren setzt eine materielle Präqualifikation voraus, d.h. ein eigenes Projekt mit zumindest bereits erfolgtem Erörterungstermin im Planfeststellungsverfahren und ein bereits bestätigtes NAS für den betreffenden Cluster. Die finanzielle Präqualifikation fällt mit 200 EUR/kW entsprechend geringer, wenngleich unverändert massiv aus. Der Höchstwert ist auf 12 ct/kwh festgesetzt. Für erfolgreiche Gebote mit einer Wassertiefe von mehr als 25 m wird der anzulegende Wert um 0,05 ct/kwh pro Meter über 25 m, d.h. für 40 m Wassertiefe um 0,75 ct/kwh erhöht. Eine Anpassung für die Küstenentfernung der Projekte - wie noch im EEG 2014 vorgesehen - wird es zukünftig nicht mehr geben. Für ein erfolgreiches Gebot wird es zwei Zuschlagsgrenzen geben, d.h. ein erfolgreiches Gebot darf nicht zu einer Überschreitung des Ausschreibungsvolumens insgesamt führen und auch nicht zu einem Mangel an Anschlusskapazität im entsprechenden Cluster. Aus diesem Grund ist auch die Angabe einer Mindestgebotsmenge für die das Gebot bei Knappheit noch gelten soll und ein Hilfsgebot mit niedrigerem Volumen, aber höherem anzulegenden Wert zulässig, d.h. z.b. 10 ct/kwh für 400 MW und 11ct/kWh für 200 MW. Hinsichtlich des konkreten Ausschreibungsdesign für das Übergangssystem gelten unsere Ausführungen zum zentralen Modell im Übrigen entsprechend. 6.3 Photovoltaik Für große PV-Anlagen ab einer installierten Leistung von über 1 MW wird ein gemeinsames Ausschreibungsverfahren eingeführt. Teilnehmen können sowohl Anlagen auf Freiflächen, Gebäuden als auch sonstigen baulichen Anlagen (wie etwa Deponien oder versiegelten Flächen). Das Ausschreibungsdesign als solches wird weitgehend aus der bereits etablierten Ausschreibung für Freiflächen übernommen. Die Erstsicherheit soll geringfügig auf 5 EUR /kw erhöht werden und Gebotstermine sollen zukünftig der 1. Februar, 1. Juni und 1. Oktober sein. 12

13 7. Öffnung der Ausschreibung für Anlagen im EU- Ausland Bereits das EEG 2014 sieht die Öffnung der Ausschreibungen in Höhe von 5% der jährlich neu installierten Leistung für EU-ausländische Anlagen unter bestimmten Bedingungen vor, d.h. (i) Abschluss einer völkerrechtlichen Vereinbarung zwischen der Bundesrepublik und dem betreffenden Drittland, (ii) physikalischer Stromimport oder vergleichbarer Effekt auf deutschen Strommarkt und (iii) Gegenseitigkeit. 5 EEG 2016 führt dies nun unter Vorbehalt einer Verordnung weiter. Eine solche Verordnung, d.h. die "Europäische Freiflächenausschreibungsverordnung" wird gegenwärtig von der Bundesregierung vorbereitet. Sie soll die Pilotöffnung für PV-Freiflächenanlagen regeln und im zweiten Quartal 2016 in Kraft treten. Ein Eckpunktepapier ist angekündigt. Noch im laufenden Jahr sollen zwei geöffnete Pilot-Ausschreibungen mit zwei Partnerländern durchgeführt werden. Hierzu gibt es bereits Gespräche mit Dänemark über die Öffnung der dänischen PV- Freiflächenausschreibung in Höhe von 20 MW für bis zu 2,4 MW für Gebote aus Deutschland. Eine Beteiligung deutscher Stakeholder an der gegenwärtig laufenden Konsultation der Ausschreibungsbedingungen ist ausdrücklich erwünscht. 13

14 8. Übersicht der in den Referentenentwürfen vorgesehenen Regelungen im Vergleich zur etablierten PV-Freiflächenausschreibung Freiflächen-PV (etabliert) Mittel Aufstellungsbeschluss B-Plan, Offenlegungsbeschluss oder beschlossener B-Plan Onshore Wind Spät BImschG- Genehmigung PV - Neu Offshore Wind (Übergangssystem) Ausschreibungen für bestehende Projekte Offshore Wind (zentrales Mod.) wie Freiflächen- PV Mittel wie Freiflächen PV Genehmigung nach BImSchG oder Erörterungstermin im Planfeststellungsverfahren und bestätigtes NAS im Cluster Min. 100 kw, max. 10 MW Min. 1 MW keine Maximalgröße wie Freiflächen- PV Nein Mindestgebotsm enge und Hilfsgebot für kleineres Volumen zu höherer Vergütung zulässig Bid-Bond/ Pönale Erstsicherheit: Max. 4/kW Zweitsicherheit: Max. 50/kW Jeweils reduziert bei Erfüllung von bestimmten Präqualifikationsanforderungen Realisierungsfrist/ Verfallzeitpunkte 2 Jahre, danach wird Pönale fällig und Förderberechtigung verfällt Nach 18 Monaten Reduzierung der Vergütung um 0,3 ct/kwh 30 pro kw 2 Jahre, Pönale wird in Höhe von jeweils 10 Euro pro kw nach 26,28 und 30 Monaten fällig. Nach 30 Monaten verfällt die Förderberechtigung Erstsicherheit: Max. 5/kW Zweitsicherheit: unverändert Erzeugungsart Zeit-punkt Präqualifikation Größenbeschränkungen Flächenkonkurr enz Ja Ja Übertragbarkeit auf anderes Projekt/ Rückgabe möglich Ja, mit Abschlag (o,3 ct/kwh) Rückgabe mit hälftiger Pönale innerhalb von 9 Monaten nach Zuschlag möglich Nein keine Rückgabe möglich wie Freiflächen-PV ja wie Freiflächen-PV 200 pro kw 48 Monate (beginnend 30 Monte vor verbindlicher Fertigstellung des NAS, frühestens 18 Monate nach Zuschlag), danach Verfall der Förderberechtigung Komplexes System der Pönalisierung von Meilensteinen (Antrags-unterlagen Planfeststellungsverfahren, Finanzierung, Baubeginn, Inbetriebnahme) ja Nein Rückgabe möglich bei vorab nicht erkennbaren, unüberwindbaren Hindernissen (einschließlich kommerziell unzumutbaren), jedoch spätestens bis 24 Monate vor verbindlichem Fertigstellungstermin NAS Früh nein nein 350 pro kw Wie oben nein Nein Rückgabe wie oben, zusätzlich wenn Feststellungen in Vorentwicklung unzutreffend und Wirtschaftlichkeit beeinträchtigt

15 Kontakt: Jens Suhrbier Rechtsanwalt Partner GvW Graf von Westphalen Poststraße 9 Alte Post Hamburg T F j.suhrbier@gvw.com