Bundeskabinett beschließt Gesetz zur Beschleunigung des Offshore-Wind-Ausbaus

Das Bundeskabinett hat vergangene Woche das sogenannte Osterpaket beschlossen, das eine tiefgreifende Reform des deutschen Energierechts vorsieht. Es soll den Ausbau der erneuerbaren Energien beschleunigen und mehr Versorgungssicherheit und energiepolitische Unabhängigkeit für Deutschland gewährleisten. Bis 2030 soll der deutsche Strombedarf zu 80 Prozent durch Strom aus erneuerbaren Energiequellen gedeckt werden. Die FDP stimmte dem Paket nur unter Vorbehalt zu – Medienberichten zufolge einigten sich die Koalitionspartner darauf, dass noch strittige Details im Bundestag geklärt und nachgebessert werden sollen.

Ein wesentlicher Bestandteil des Pakets ist die Änderung des Windenergie-Auf-See-Gesetzes (WindSeeG). Der Gesetzesentwurf der Bundesregierung sieht vor, die Ausbauziele für Offshore-Windanlage weiter zu erhöhen und die Ausschreibungsmengen anzuheben. Es sieht eine installierte Leistung von mindestens 30 Gigawatt (GW) bis zum Jahr 2030 und von mindestens 40 Gigawatt bis 2035 vor. Bisher waren 20 GW für 2030 und 40 GW für 2040 vorgesehen. Im Jahr 2045 sollen dann mindestens 70 GW Strom vor den deutschen Küsten erzeugt werden.

Um diese Ziele zu erreichen, will die Bundesregierung die Ausschreibungsverfahren sowie die Planungs- und Genehmigungsverfahren beschleunigen, teilweise ein neues Förderregime einführen, sowie zudem den Ausbau vor allem in weit von den Küsten entfernten tieferen Gewässern vorantreiben.

Bei zentral voruntersuchten Flächen soll das Planfeststellungsverfahren entfallen und durch ein zügigeres Plangenehmigungsverfahren ersetzt werden. Die Bezuschlagung für solche Flächen soll künftig über einen bestimmtes staatliches Förderregime, nämlich über sogenannte Differenzverträge (Contract for Difference/CfD), vergeben werden.

CfDs dienen dazu, das mit Preisschwankungen verbundene Risiko für beide Vertragsparteien – hier die Bundesregierung und den Windparkbetreiber – abzusenken. Der Betreiber bietet dabei auf einen sogenannten „Strike Price“, also auf den Energiepreis, den er im Durchschnitt über eine bestimmte Betriebszeit erwartet, erzielen zu können. Differenzen zwischen dem Strike Price und dem relevanten Marktpreis für Strom werden dann zwischen Staat und Betreiber ausgeglichen, wobei der Strike Price als feste Preismarke anzusehen ist: Sollte der tatsächlich am Markt erzielte Strompreis höher sein als der Strike Price, so bezahlt der Betreiber den Überschuss an den Staat zurück, sollte er niedriger sein, bezahlt der Staat die Differenz an den Betreiber; daher der Begriff „Differenzvertrag“. Die Laufzeit der CfDs soll zwanzig Jahre betragen.

Die Möglichkeit von Differenzverträgen jedenfalls für bestimmte Flächen wird im Markt durchaus begrüßt. Während andere Länder, wie beispielsweise Großbritannien oder Frankreich, seit langem auf Differenzverträge als bewährtes Fördermodell für Offshore Wind setzen, hatte sich Deutschland im Zuge der Novelle des WindSeeG 2020 weiterhin für das traditionelle, seit 2017 bestehende Ausschreibungsmodell mit Marktprämie entschieden. Den Zuschlag für ein Projekt bekommt dort der Bieter, welcher den geringsten staatlichen Zuschuss für sein geplantes Windparkprojekt aufruft. 2021 wurden zum ersten Mal sogenannte „Null-Cent-Gebote“ aufgerufen, das heißt Windparkbetreiber verzichteten gänzlich auf staatliche Förderung. Bei mehreren Null-Cent Geboten entscheidet das Los.

Differenzverträge sollen aufgrund ihrer Planungssicherheit und den damit verbundenen geringeren Investment-Risiken auch kleineren Bietern eine höhere Chance bieten, einen Zuschlag zu erhalten. Ferner bringt die Offshore-Wind-Branche vor, durch Differenzverträge könnten die Strompreise am Ende für Verbraucher geringer sein als durch das Ausschreibungsmodell, da aufgrund fehlender Strompreisdeckelung im deutschen Markt höhere Strompreise ohne Ausgleichsmechanismus in Differenzverträgen mit größerer Wahrscheinlichkeit an Verbraucher weitergereicht würden.

Nicht zentral voruntersuchte Flächen sollen ebenfalls ausgeschrieben werden, allerdings nicht über das CfD Modell. Die Entscheidung, welcher Bieter in solchen Fällen den Zuschlag erhält, soll anhand „qualitativer Kriterien sowie eines ergänzenden Zahlungsgebots des Bieters“ fallen. Als qualitative Kriterien nennt das BMWK den Energieertrag der Anlagen, der Abschluss eines Langzeitstromliefervertrags (Power Purchase Agreements/PPA), die Vereinbarkeit mit Natur- und Artenschutz und die Recyclingfähigkeit der Rotorblätter. Die Einnahmen aus den gebotenen Zahlungen sollen zu 70 Prozent in die Offshore-Netzumlage, zu 20 Prozent in den Naturschutz und zu zehn Prozent in die umweltschonende Fischerei fließen.

Zudem soll das neue WindSeeG alle Verfahren beschleunigen: Bei voruntersuchten Flächen soll das Planfeststellungsverfahren durch ein zügigeres Plangenehmigungsverfahren ersetzt werden. Auch soll geregelt werden, wie lange Verfahren zur Planfeststellung und Plangenehmigung maximal dauern dürfen. Umweltprüfungen und die Beteiligung von Verbänden und des Bundesamts für Naturschutz sollen „gebündelt“ werden.  Der Auftrag für die Netzanbindung eines Windpark-Areals könnte künftig direkt nach Aufnahme der Fläche in den Flächenentwicklungsplan vergeben werden.

Außerdem soll das neue Gesetz festhalten, dass der Offshore-Ausbau – ebenso wie der Bau von Windparks und Solaranlagen an Land – im „überragenden öffentlichen Interesse“ steht und daher Vorrang hat, wenn zwischen ihm und anderen öffentlichen Interessen abgewogen werden muss. Somit würde es möglich, Windparks auch in Naturschutzgebieten zu bauen, wenn eine Einzelfallprüfung ergibt, dass dies sinnvoll ist.

Ergänzend enthält das neue WindSeeG auch Regeln dazu, wie Windparkbetreiber vorgehen müssen, wenn sie Kapazität und Effizienz alter Windparks steigern wollen (Repowering). Zudem enthält das Osterpaket auch Vorschläge für die Beschleunigung des Ausbaus von Solar- und Windenergieanlagen an Land.