UPDATE Neues Eckpunktepapier vom : Die Eckpunktepapiere des BMWi zum EEG 2016 Ausschreibungen für erneuerbare Energien

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1 UPDATE Neues Eckpunktepapier vom : Die Eckpunktepapiere des BMWi zum EEG 2016 Ausschreibungen für erneuerbare Energien Dezember 2015

2 1. Einleitung Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) hat am 31. Juli das seit einiger Zeit mit Spannung erwartete Eckpunktepapier zur Vorbereitung der Umstellung der EEG- Förderung von erneuerbaren Energien auf Ausschreibungen veröffentlicht und dessen Inhalte zur Konsultation gestellt, die mittlerweile abgeschlossen ist. Am 25. November hat das BMWi nun ein neues Eckpunktepapier auf der Basis der Ergebnisse des Konsultationsverfahrens veröffentlicht. Sämtliche Eckpunkte haben unverändert einen vorläufigen Charakter, können jedoch schon heute Hinweise darauf bieten, in welche Richtung sich das geplante Gesetzgebungsverfahren entwickeln wird. Der weitere Fahrplan für das Gesetzgebungsverfahren zum reformierten EEG, nunmehr EEG 2016, stellt sich danach mit geringfügigen Änderungen wie folgt dar: 2. Wesentliche Änderungen zum ersten Eckpunktepapier Allgemeines Das neue Eckpunktepapier bleibt leider im Hinblick auf die Detaildichte der kommenden Regelungen zu den Ausschreibungen an vielen Stellen hinter dem ursprünglichen Papier zurück. Wir haben uns daher entschlossen, die Informationen aus dem Juli nachfolgend nur dort zu entfernen, wo sie im offensichtlichen Widerspruch zum neuen Eckpunktepapier stehen. Ganz grundsätzlich ist der Wunsch des BMWi zur weiteren Vereinfachung und Straffung der kommenden Ausschreibungsverfahren und besserer Integration mit den nicht auszuschreibenden Erzeugungsformen erkennbar. Hierfür spricht die Auslagerung von komplexen Offshore-Themen in ein neues Gesetz, die Vereinheitlichung der PV- 2

3 Ausschreibungen, die Mengensteuerung des erneuerbaren Stroms insgesamt über das Ausschreibungsvolumen für Onshore Wind und auch der neue Umgang mit dem Thema Referenzertrag. Hierzu im Einzelnen: Offshore Wind Für Offshore Wind scheint es nun immer mehr auf das zentrale (dänische) Modell herauszulaufen, gleichzeitig wird das Tempo der Reform anscheinend etwas reduziert und wesentliche Regelungen wohl erst mit dem angekündigten neuen Gesetz zur Windenergie auf See ihre Umsetzung finden. Weiter scheint sich durch die Einführung der Zwischenmarke von 11 GW bis 2025 ein Restvolumen von MW (möglicherweise vermindert um das Pilotprojekt im zentralen System) für den Übergangszeitraum von herauszukristallisieren. Onshore Wind Wesentliche Änderung hier ist die Einführung eines einstufigen Referenzertragsmodells mit: 1. einheitlichem anzulegenden Wert über die gesamte Förderdauer; 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 anschließender Verrechnung von Mehr-oder Minderzahlungen. Photovoltaik Gegenwärtig scheint es auf ein gemeinsames Verfahren für Anlagen auf Freiflächen, Gebäuden und sonstigen baulichen Anlagen hinauszulaufen. Ob und wie dabei die höheren Stromgestehungskosten von Gebäudeanlagen berücksichtigt werden, ist nicht vollständig klar. Das erste Eckpunktepapier hatte hierzu noch eine getrennte Ausschreibung vorgesehen. Nichtausgeschriebene Erzeugungsformen Auch hier sind punktuelle Änderungen vorgesehen. Die beiden wichtigsten: 1. Der ursprünglich ab 2016 vorgesehene atmende Deckel für Wind an Land wird 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. 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 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 3. Runde. Bei den nunmehr vorgestellten Eckpunkten geht es um die Überlegungen des BMWi zur Ausgestaltung der Ausschreibungen für Windenergieanlagen an Land (Onshore Wind) und auf See (Offshore Wind) sowie Photovoltaik. Für Biomasse, Wasserkraft und Geothermie sind anders als ursprünglich vorgesehen (EEG 2014) nun doch keine Ausschreibungen geplant. Für Biomasseanlagen soll jedoch die Möglichkeit einer Ausschreibung unter Einbeziehung von Bestandsanlagen untersucht werden, um deren Fortbestand nach Auslaufen der ursprünglichen Förderung sicherzustellen. Konkrete Überlegungen hierzu sind jedoch noch nicht Gegenstand des Eckpunktepapiers. 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. 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 Eckpunktepapier 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; 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 Designmerkmale entspringen dem Wunsch, eine Balance zwischen oftmals konträren Zielen herzustellen; so soll das Bieten auf einen möglichst geringen Strompreis 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 Entwicklungszyklus 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 sowohl für Photovoltaik als auch für Onshore Wind auf die Höhe der Marktprämie (genau genommen, des zu ihrer Ermittlung dienenden anzulegenden Wertes ) während des gesamten Vergütungszeitraums (sog. Einstufiges Modell). Für Offshore Wind sind nach den Vorstellungen des BMWi aufgrund fehlender Flächenkonkurrenz auch andere Optionen denkbar. Die Ermittlung des jährlichen Ausschreibungsvolumens für die einzelnen Erzeugungsarten folgt nach den Vorstellungen im neuen Eckpunktepapier nur noch teilweise den auf die (maximale) Erzeugungsleistung bezogenen Ausbaupfaden des EEG So sollen ab 2024 zwar Offshore Wind unverändert mit 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 dient also als Regulativ über sämtliche erneuerbaren Erzeugungsformen, unabhängig davon, ob diese ausgeschrieben werden oder nicht. Die Verfasser des Eckpunktepapiers erwarten auf dieser Grundlage zunächst ein jährliches Ausschreibungsvolumen von ca MW. Eine Mindestgröße wird auf MW festgesetzt. 6

7 6. Ausschreibungsdesign für die einzelnen Erzeugungsarten 6.1 Onshore Wind Für Onshore Wind ist ein relativ spät im typischen Entwicklungszeitraum 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 und Testanlagen (max. 100 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. Das neue Eckpunktepapier benennt nunmehr einen Höchstpreis von 8,9 c/kwh. Dieser wird jährlich um 1% abgesenkt. Je nach Wettbewerbsbedingungen und Kostensituation kann die BNetzA den Wert auch um bis zu 5% höher oder niedriger ansetzen.. Im Detail ist zunächst eine verbindliche Gebotshöhe ( Pay as bid ) im Unterschied zur Höhe des höchsten erfolgreichsten Gebots ( Uniform pricing ) vorgesehen. Der erste Ausschreibungstermin ist der 1. Mai Zwei weitere Ausschreibungen sind in 2017 vorgesehen, in 2018 insgesamt vier und danach jeweils drei pro Jahr. Die Gebotstermine sollen dann mit der Photovoltaik übereinstimmen (1.Februar, 1. Juni und 1. Oktober). Es wird anfänglich mit einem jährlichen Ausschreibungsvolumen von MW gerechnet, wobei das Mindestvolumen MW betragen soll. Die Ausschreibungen werden in der Regel acht Wochen im Voraus angekündigt. Die Gebote sollen sodann schnell geprüft und bezuschlagt werden. Nachrückverfahren sind nicht vorgesehen. 7

8 Im Zuge der Umstellung auf Ausschreibungen soll auch das Referenzertragsmodell des EEG 2014 so angepasst werden, dass Standorte unterschiedlicher Windgüte (auf insgesamt niedrigerem Vergütungsniveau) besser in den Wettbewerb zueinander treten können. Erreicht werden soll dies durch eine erheblich stärkere, früher eingreifende und länger andauernde Reduzierung der Dauer der erhöhten Vergütung bezogen jeweils auf das Verhältnis zur Referenzstandortgüte. Der nachfolgende Chart gibt dabei die von dem BMWi zur Diskussion gestellte Veränderung (IE Leipzig) im Vergleich zu EEG 2012 und 2014 wieder. Quelle: Ausschreibungen für die Förderung von Erneuerbare-Energien-Anlagen Eckpunktepapier, S. 12 Herausgegeben vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie; Stand :Juni 2015 Anders als bislang soll nach den Vorstellungen des neuen Eckpunktepapiers, das Verhältnis zum Referenzertrag die Dauer der erhöhten Förderung nicht länger beeinflussen. Ähnlich wie bei PV erfolgt der Zuschlag für den gesamten Förderzeitraum. Ein Ausgleich für die Standortqualität soll dann über einen Ab- oder Zuschlag auf die Marktprämie bzw. den anzulegenden Wert erfolgen. 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 im jeweils nachfolgenden Zeitraum nach unserem Verständnis auch 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. Dies werden insbesondere finanzierende Banken bei der Gestaltung der Darlehensverträge und der benötigten EK-Quote zu berücksichtigen haben. 8

9 6.2 Offshore Wind Ganz anders für Offshore Wind: hier wird ein zentrales System der Vorentwicklung jeweils zwei konkreter Projekte a 400 MW pro Jahr durch die öffentliche Hand (ähnlich der Situation in Dänemark oder Holland) und anschließender Bieterkonkurrenz um diese Projekte präferiert, d.h. der Bieter kann (und muss) ohne eigene Projektrechte an dem Ausschreibungsverfahren teilnehmen. Die Vorentwicklung soll dabei die strategische Umweltprüfung, eine flächenscharfe Prüfung umweltfachlicher Aspekte und weiterer Schutzgüter, die Baugrundvoruntersuchung, Schifffahrtskollisionsanalyse und Windgutachten beinhalten. Es ist vorgesehen, die Daten aus der Vorentwicklung allen Teilnehmern der Ausschreibung zur Verfügung zu stellen. Die für die Vorplanung anfallenden Kosten in Höhe von ca. 5 Mio. Euro pro Projekt 2 sollen dabei letztlich vom erfolgreichen Bieter getragen werden. Gleiches ist auch für die Kosten der Entschädigung des ggf. vorhandenen ehemaligen Projekteigentümers (siehe zu Einmalausschreibung unten) angedacht. Der Gewinner soll dann anschließend das Planfeststellungsverfahren betreiben. Die Planung und Umsetzung des Netzanschlusses erfolgt im zentralen System parallel zur Entwicklung des Projektes. Die Auswahl der Flächen soll sich aus Gründen der effizienten Nutzung der bereits beauftragen Netzanbindungssysteme zunächst auf diejenigen Cluster mit der größten freien Netzanbindungskapazität fokussieren. Die ersten Windparks sollen im zentralen System in 2024 als Pilotprojekt in der Ostsee möglicherweise schon in 2021/22 in Betrieb gehen. Für alle Anlagen die ab 2021 in Betrieb genommen werden, soll ein neues Gesetz zur Windenergie auf See einen gemeinsamer Rechtsrahmen für Ausschreibungen und Flächenentwicklung schaffen. Das EnWG soll angepasst werden, um den Gleichlauf mit dem Ausbau der Anbindungsleitungen zu wahren. Das Eckpunktepapier macht unverändert keine Angaben zu dem konkreten Ausschreibungsdesign für Offshore Wind, d.h. nähere Angaben zu Präqualifikationen, Preisregeln, Realisierungsfristen und Pönalen. Allerdings lassen sich dem vom BMWi veröffentlichten Diskussionspapier Ausgestaltung der Ausschreibungen für Windenergie auf See der wissenschaftlichen Berater des BMWi vom 9. September 2015 nähere Hinweise zum seinerzeitigen Stand der Diskussion entnehmen. Hiernach ist eine Pönale in Höhe von EUR/kW vorgesehen, dies entspricht zwischen 128 und 160 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 geben. Pay-as-bid ist als Preisregel vorgeschlagen. Die Realisierungsfrist soll 48 Monate betragen, beginnend 30 Monate vor verbindlicher Fertigstellung des Netzanbindungssystems (NAS), jedoch 2 Siehe Ausschreibungen für erneuerbare Energien - Wissenschaftliche Empfehlungen, S

10 frühestens 18 Monate nach Zuschlag. Zu den Einzelheiten der weiteren Ausgestaltung wird auf die tabellarische Übersicht am Ende des Beitrags verwiesen. 6.3 Einmalauktion als Übergangslösung In Anbetracht von ca. 40 genehmigten Offshore-Projekten und ca. 50 weiteren in unterschiedlichen Stadien der Entwicklung vor Genehmigungserteilung soll ein System von Übergangsverfahren die Umstellung von der bisherigen Praxis auf das neue System begleiten. Präferiert wird hierzu eine Einmalauktion in Höhe von bis zu 2.4oo MW für bereits genehmigte bzw. weit entwickelte Projekte, die noch nicht über eine unbedingte Netzanbindungszusage oder eine Kapazitätszuweisung durch die Bundesnetzagentur (BNetzA) verfügen. Die Vorstellungen zu den Teilnahmevoraussetzungen für Nord- und Ostsee sind dabei bislang nicht ganz einheitlich. In der Nordsee sollen auch Projekte in den Zonen 1 und 2 des Offshorenetzentwicklungsplans (ONEP) teilnehmen dürfen, für die bereits ein Erörterungstermin stattgefunden hat und ein NAS für den jeweiligen Cluster des ONEPs von der BNetzA bestätigt ist. In der Ostsee soll es genügen, wenn die Projekte weitentwickelt sind. Das BMWi erwartet, dass auf diese Weise ca MW an geplanten Projekten in den Wettbewerb um bis zu MW Anschlusskapazität treten. Zunächst deutete vieles darauf hin, dass es in der Praxis wohl um deutlich weniger als MW Anschlusskapazität gehen wird, da sowohl die erwartete Überschreitung der im bisherigen System vorgesehenen Ausbaugrenze von 6,5 GW bis 2020 von bis zu MW als auch das erste Projekt der Ostsee im zentralen Modell von den MW abgezogen werden sollen. Das neue Eckpunktepapier führt jedoch zusätzlich zu den Ausbauzielen für Windenergie auf See von 6,5 GW (bzw. 7,7 GW) bis 2020 und 15 GW bis 2030 ein neues Zwischenziel von 11 GW bis 2025 ein. Setzt man nun für die Jahre 2024 und 25 jeweils 800 MW an und addiert diese zum erwarteten Ausbau bis 2020, d.h. 7,7 GW, so ergibt sich für den Zeitraum des Übergangssystems noch eine verfügbare Kapazität von MW. Die Teilnahme bei dieser Einmalausschreibung soll dann ähnlich wie bei Onshore-Wind nur mit einem konkreten eigenen Projekt möglich sein. Für sämtliche andere bereits genehmigte Projekte, die im Rahmen der Ausschreibung nicht zum Zuge kommen, ist eine Entschädigung in Höhe der durchschnittlichen Entwicklungskosten gegen Übertragung der Entwicklungsleistungen vorgesehen. Nach den wissenschaftlichen Empfehlungen, die dem Eckpunktepapier zu Grunde liegen, wäre eine solche Entschädigung in Höhe von ca Euro pro MW anzusiedeln, d.h. 16 Mio. Euro für ein Projekt mit 400 MW. Hinsichtlich des konkreten Ausschreibungsdesign für die Einmalauktion gelten unsere Ausführungen zum zentralen Modell entsprechend, mit dem Unterschied, dass hierfür wie oben bereits dargestellt eine materielle Präqualifikation erforderlich sein wird, d.h. ein eigenes Projekt mit zumindest bereits erfolgtem Erörterungstermin im Planfeststellungsverfahren und ein bereits bestätigtes Anbindungssystem für den betreffenden Cluster des ONEP (Nordsee) bzw. ein weit entwickeltes Projekt (Ostsee). Die finanzielle Präqualifikation fällt mit 200 EUR/kW entsprechend geringer, wenngleich unverändert massiv aus. 10

11 6.4 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 erhöht werden und Gebotstermine sollen zukünftig der 1. Februar, 1. Juni und 1. Oktober sein. 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. Das BMWi arbeitet nunmehr an der konkreten Ausgestaltung dieser Voraussetzungen im Verordnungswege. Inkrafttreten soll diese im Winter 2015/16 mit Öffnung der Ausschreibungen ab

12 8. Übersicht der im Eckpunktepapier vorgeschlagenen Regelungen im Vergleich zur etablierten PV-Freiflächenausschreibung Erzeugungsart Freiflächen-PV (etabliert) Mittel Präqualifikation Aufstellungsbeschluss B-Plan, Offenlegungsbeschluss oder beschlossener B-Plan Onshore Wind Spät BImschG- Genehmigung PV - Neu wie Freifläc hen-pv Offshore Wind (Einmalauktion) Offshore Wind (zentrales Mod.) Mittel wie Freiflächen PV Nordsee: Genehmigung nach BImSchG oder Erörterungstermin im Planfesstellungsverfahren und bestätigtes NAS im Cluster Ostsee: weitentwickeltes Projekt Min. 100 kw, max. 10 MW Min. 1 MW keine Maximalgröße wie Freiflächen- PV 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 24,28 und 32 Monaten fällig. Nach [30] Monaten verfällt die Förderberechtigung Erstsicherheit soll geringfügig erhöht werden nein 200 pro kw 48 Monate (beginnend 30 Monte vor verbindlicher Fertigstellung des NAS, frühestens 18 Monate nach Zuschlag), danach Verfall der Förderberechtigung Zeitpunkt Größenbeschränkungen Flächenkonkurrenz Ja Ja Übertragbarkeit auf anderes Pro-jekt/ Rückgabe 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 Komplexes System der Pönalisierung von Meilensteinen (Antrags-unterlagen Planfeststellungsverfahren, Finanzierung, Baubeginn, Inbetriebnahme) Früh nein nein pro kw Wie oben nein nein ja Nein

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