Windenergie-auf-See-Gesetz: Steuerung oder Markt? Beides!
Das neue Windenergie-auf-See-Gesetz lässt die Ausbauziele unverändert. Ein neues Instrument soll die Investitionen besser absichern.
Foto: Paul Langrock
Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWE) will Anlagebetreibern für Offshore-Windparks künftig mit einem neuen Instrument mehr Sicherheit verschaffen. Sogenannte zweiseitige Differenzverträge (Contracts for Difference, CfD) sollen für den Anlagenbetreiber ähnlich wie eine garantierte Einspeisevergütung wirken.
CfDs funktionieren so: Wenn die Erlöse am Markt unterhalb des zuvor festgelegten Fixpreises liegen, bekommt der Betreiber die Differenz als Subvention erstattet. Erzielt er in Zeiten hoher Strompreise Erlöse, die über diesem Wert liegen, muss er den Übergewinn abführen. So ist der CfD eine Art Festvergütung mit Umweg über den Markt.
Zudem sollen Offshore-Flächen bald über ein Zwei-Stufen-Modell ausgeschrieben werden: In der ersten Runde wird ermittelt, ob mindestens ein Bieter bereit ist, das Projekt marktwirtschaftlich ohne Förderung zu realisieren. Ist das nicht der Fall, gibt es eine zweite Stufe, bei der die Höhe der garantierten Absicherung im Gebotsverfahren ermittelt wird. Dieses Konzept ist Teil des nun vorliegenden Referentenentwurfs für ein neues Windenergie-auf-See-Gesetz (WindSeeG).
Der Bundesverband Windenergie Offshore (BWO) begrüßt die Pläne zur Einführung von CfDs. Lange schon macht sich die Branche für das Konzept stark, weil es die Risiken für die Investoren minimiert. Die CfDs böten „Investoren langfristige Planungssicherheit“ und leisteten damit „einen wichtigen Beitrag, um verlorenes Vertrauen in den deutschen Markt zurückzugewinnen“, so der BWO.
Lob und Tadel
Kritik übt die Windlobby aber an dem zweistufigen Modus: Das Ausschreibungsdesign müsse „Risiken beherrschbar machen – nicht denjenigen belohnen, der bereit ist, die größten Risiken einzugehen“, sagt BWO-Geschäftsführer Stefan Thimm.
Das gesetzliche Ausbauziel von 70 Gigawatt Offshore-Windenergie bis 2045 bleibt mit der Novelle des WindSeeG unverändert. Der Ausbau werde allerdings verstetigt, erklärt das BMWE. Ab 2035 sollen jährlich im Schnitt knapp 3.000 Megawatt in Betrieb gehen. Jährlich sollen Flächen mit einer Kapazität von 2.000 bis 4.800 Megawatt ausgeschrieben werden. Die Offshore-Wirtschaft begrüßt dieses Ziel: „Für Hersteller, Häfen, Schiffe und Zulieferer ist ein langfristig verlässlicher Ausbaupfad entscheidend, damit Kapazitäten aufgebaut und Investitionen abgesichert werden können.“
Das Wirtschaftsministerium will mit dem neuen WindSeeG auch ein altes Problem lösen: Um die Systemkosten zu senken, sollen Ausbau und Netzanbindung enger miteinander synchronisiert werden. Mehr Spielräume soll eine weitere Neuerung bringen: Um Investoren mehr Planungssicherheit zu geben, soll die Regellaufzeit neuer Offshore-Windparks von 25 auf 35 Jahren erhöht werden.
Keine Rückgabe
Die Branche kritisiert, dass im Gesetzentwurf „eine einseitige Rückgabe von Zuschlägen weiterhin nicht vorgesehen“ ist. Das Wirtschaftsministerium begründet das damit, dass dadurch „die Verbindlichkeit des Ausschreibungsverfahrens sichergestellt und dem Erfordernis langfristiger Planungshorizonte im Planungs- und Genehmigungsprozess Genüge getan“ werde.
Die Branche hatte hingegen einen einmaligen Rückgabemechanismus vorgeschlagen. Die Idee: Unternehmen dürfen im Rahmen einer einmaligen Aktion erhaltene Zuschläge zurückgeben, dafür würden sie aber ihre bereits geleisteten Zahlungen verlieren. Zudem dürfte das betreffende Unternehmen bei der Wiederausschreibung nicht erneut antreten und müsste seine Voruntersuchungsergebnisse einem Nachfolger zur Verfügung stellen. Damit würde man schnell Klarheit für alle Beteiligten schaffen, so die Branche. Der Energiewende käme das zugute, weil ein neuer Investor die Chance bekäme, ein bislang stockendes Projekt doch zu realisieren. „Ein geordnetes Ende mit schneller Wiederausschreibung ist besser als ein ungeordnetes Scheitern nach Jahren“, so der BWO.
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