Aufwind für die Offshore-Branche oder viel Wind um nichts? Die WindSeeG Novelle Teil 1

In der Reihe zur aktuellen Energiegesetzgebung setzt sich Thorsten Kirch, Görg Rechtsanwälte, mit der Novelle des Wind-auf-See-Gesetzes auseinander. Fortsetzung folgt in zwei Wochen.

„Die Windenergie auf See ist ein Eckpfeiler für eine klimaneutrale Stromversorgung sowie für die nationale Resilienz und Unabhängigkeit“ (BT-Drs. 21/8238, 1). So schreibt es die Bundesregierung in dem von ihr am 02.09.2026 beschlossenen Entwurf des Gesetzes zur Optimierung und Absicherung des Ausbaus der Windenergie auf See („WindSeeG-RegE“).

Die im Jahre 2025 teilweise erfolglos gebliebenen Ausschreibungen, haben dem Gesetzgeber die Unzulänglichkeiten des bestehenden Systems eindrucksvoll vor Augen geführt. Schmerzlich bewusst geworden ist die Dringlichkeit der Reform spätestens mit den jüngsten Entwicklungen, nach denen es zu befürchten gilt, dass zwei der großen Ausschreibungsgewinner der Jahre 2023 und 2024 die in dieser Zeitspanne ersteigerten Flächen nicht realisieren könnten. Möchte man, wie bisher vorgesehen, das ausgerufene Ziel von 70 Gigawatt („GW“) zu installierender Leistung bis 2045 beibehalten, bleibt dem Gesetzgeber nichts anderes übrig als die Investitionsbedingungen für den deutschen Markt zeitnah zu verbessern. Dass man grundsätzlich an einer marktorientierten branchengerechten Lösungsfindung interessiert ist, zeigte sich bereits Ende letzten Jahres, als das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie („BMWE“) zur Weiterentwicklung des Regulierungsrahmens frühzeitig die Expertise aus Wirtschaft, Wissenschaft und Zivilgesellschaft im Rahmen eines Konsultationsverfahrens einholte. Ob der nun von der Bundesregierung in Gestalt des WindSeeG-RegE unterbreite Lösungsvorschlag dem gerecht wird, wird momentan im parlamentarischen Gesetzgebungsverfahren verhandelt.

Am 08.10.2026 beriet der Bundestag erstmalig über den vorgelegten Gesetzesentwurf. Entwurf und Antrag wurden im Anschluss den Ausschüssen zur Beratung überwiesen, wobei der Ausschuss für Wirtschaft und Energie federführend agieren wird. Am 16.10.2026 nahm dann auch bereits der Bundesrat Stellung. Inwiefern im Rahmen des parlamentarischen Gesetzgebungsprozesses noch wesentliche Änderungen an dem Entwurf vorgenommen werden, wird sich zeigen. Bereits jetzt lohnt sich jedoch ein erster Blick auf den Entwurf.

Kosteneffizienz, Optimierung und Planungsrealismus

Die bisherigen Systemkosten des Ausbaus der Windenergie auf See zu senken und damit Netzkunden und Bundeshaushalt zu entlasten, ist eines der ausgemachten Ziele des Gesetzesentwurfs. Gleichzeitig gibt der Gesetzgeber jedoch an „Planungsrealismus“ walten lassen zu wollen und entscheidet sich damit neben einer Reihe weiter Maßnahmen insbesondere auch dafür dem Bundesamt für Schifffahrt und Hydrographie („BSH“) „den notwendigen Spielraum“ einzuräumen.

Mehr Flexibilität für das BSH

Als zentrale Planungsbehörde soll das BSH künftig nicht mehr an starre jährliche Ausschreibungsmengen gebunden sein, sondern durch einen Ausschreibungskorridor bei der Bestimmung des Ausschreibungsvolumens flexibler agieren können. Ebenfalls mehr Flexibilität soll die Behörde bei der Bestimmung des flächenspezifischen Ausbauvolumens erhalten, indem nun auch die Überbauung von Netzanbindungsleitungen ermöglicht wird.

• Ausschreibungskorridor ab 2027

Der Gesetzgeber geht davon aus, dass das 70-GW-Ausbauziels im Jahr 2045 dann erreicht werden kann, wenn ab 2035 jedes Jahr durchschnittlich 3000 MW installierte Leistung in Betrieb genommen werden. Mit der Regelung des § 2a Abs. 1 Nr. 3 WindSeeG-RegE soll eine zeitgerechte Zielerreichung forciert werden, indem hierdurch ab 2027 die bislang starre jährliche Ausschreibungsmenge von 4.000 MW durch einen Korridor von 2.000 bis 4.800 MW ersetzt wird. Bei Aufnahme eines solchen flexiblen Ausschreibungskorridors könne ab dem Inbetriebnahmejahr 2032 ein steter Ausbaupfad von durchschnittlich 3000 MW gewährleistet werden.

• Überbauung der Offshore-Netzanbindung

Dass der Gesetzesentwurf die Obergrenze des Ausschreibungskorridors auf 4.800 MW und nicht 4.000 MW festgelegt, mag auf den ersten Blick irritieren, führt der 2-GW Standard für Offshore-Anbindungsleitungen doch dazu, dass Ausbaumengen im Regelfall nur in 2 GW-Schritten in Betrieb gehen können.

Dem BSH soll ausweislich der Gesetzesbegründung jedoch durch § 2a Abs. 1 Nr. 3 WindSeeG-RegE auch die Möglichkeit eingeräumt werden im Einzelfall Überbauungsgrade von bis zu 20 Prozent festzulegen. Dieser Zuschlag von 20% sei daher bei der Festlegung der Obergrenze des Ausbaukorridors berücksichtigt worden.

Klarstellend wird in diesem Zusammenhang jedoch darauf hingewiesen, dass aus § 2a Abs. 1 Nr. 3 WindSeeG-RegE keine „Vorfestlegung bezüglich umzusetzender Überbauungsgrade“ folge und fachplanerische Abweichungen möglich blieben.

Die mit der Novelle nunmehr neu eingeräumte Möglichkeit der Überbauung von Anbindungsleitungen ist nicht nur in § 2a Abs. 1 Nr. 3 WindSeeG-RegE mitberücksichtigt, sondern erfährt in § 5 Abs. 1 S. 1 Nr. 5a WindSeeG-RegE einer ausdrücklichen Regelung. Dieser erweitert den Kreis der Festlegungskompetenzen des BSH dahingehend, dass die Behörde nun auch darüber entscheidet, wie viel Netzanbindungskapazität einer Fläche im Zuweisungsverfahren durch die BNetzA zugewiesen wird. Das Anbindungsverhältnis von installierter Leistung der Anlage und Übertragungsleistung der Anbindungsleitung sei demnach nicht mehr „automatisch 1:1 ausgestaltet“, sondern könne „durch eine flächenspezifisch ausdifferenzierte Überbauung“ erhöht werden. Einzelheiten der Überbauung könnten im Flächenentwicklungsplan („FEP“) konkretisiert werden.

Von einer Überbauung von Anbindungsleitung erhofft sich der Gesetzgeber eine bessere Auslastung der Netzanbindungssysteme und damit einhergehend geringeren Netzkosten, die wiederum zu sinkenden Strompreisen führen sollen (BT-Drs. 21/8238, S. 33). Im Konsultationspapier des BMWE hieß es noch, dass gleichzeitig auch „die betriebswirtschaftlichen Effekte einer Überbauung auf den Windparkbetreiber […] für eine Bewertung der Verteilungseffekte und die Ausgestaltung der Instrumente relevant“ seien (BMWE, Konsultationspapier, S. 2). Eine entsprechende Interessensbewertung lässt die Entwurfsbegründung hingegen soweit ersichtlich vermissen. Damit wird man durchaus hinterfragen dürfen, ob die Interessen der Betreiber von Offshore-Windparks tatsächlich hinreichend berücksichtigt wurden.

Im Zuge der soeben besprochenen effizienzgetriebenen Überbauung von Anschlussleitungen weist der Gesetzgeber, daraufhin, dass das BSH im Zuge der nächsten Fortschreibung des FEP auf einzelnen Flächen die Leitungsdichte reduzieren, sowie andere Fläche neu zuschneiden solle, um Abschattungseffekte zu verringern. Hierdurch würden die Volllaststunden und damit die Effizienz der Windenergie auf See-Flächen erhöht. Einer gesetzlichen Anpassung bedürfe es hierzu nicht (BT-Drs. 21/8238, 34).

• Ausschreibungsvolumen pro zur Ausschreibung kommender Fläche

Gemäß § 2a Abs. 2 WindSeeG-RegE kommt dem BSH auch bei der Festlegung des Ausschreibungsvolumens pro zur Ausschreibung kommender Fläche zukünftig ein gewisses Maß an Flexibilität zu. Demnach soll das Ausschreibungsvolumen pro zur Ausschreibung kommender Fläche grundsätzlich 1000 bis 1.200 Megawatt („MW“) betragen. Abweichungen von mindestens 500 und höchstens 2 400 MW sind innerhalb eines Korridors allerdings in Ausnahmefällen zulässig, sofern hierfür entsprechende fachplanerische Gründe bestehen. Insgesamt erhofft sich der Gesetzgeber, dass der gewählte Regelkorridor von 1000 bis 1 200 MW zu einer „Erhöhung der Akteursvielfalt“ führt (BT-Drs. 21/8238, 53).

Anpassung der Regellaufzeit

• Erhöhung der Regellaufzeit von neuen Offshore-Windparks auf 35 Jahre

Zur Steigerung der Kosteneffizienz und Verbesserung der Wirtschaftlichkeit von Offshore-Windparks (OWPs) verlängert § 69 Abs. 7 S. 1 WindSeeG-RegE die zulässige Regellaufzeit von neuen OWPs, vorbehaltlich einer anderweitigen in Ausnahmefällen zulässigen vorherigen Festlegung durch das BSH, von 25 auf 35 Jahre. Vorhabenträgern könnten somit künftig „technisch-wirtschaftlich optimale Investitionen nach dem aktuellen Stand“ tätigen.

• Keine Erhöhung der Regellaufzeit von Bestandsanlagen

§ 102 Abs. 8 WindSeeG-RegE stellt klar, dass für bereits bezuschlagte Projekte keine pauschale gesetzliche Anhebung der Regellaufzeit erfolgt. Gegen eine solche pauschale Verlängerung sprächen der spezifische Wartungszustand der Offshore-Netzanbindungen und der Windenergieanlagen auf See sowie planerische Aspekte.

• Verlängerung der Regellaufzeit

§ 69 Abs. 7 WindSeeG-RegE verlängert zwar die Regellaufzeit neuer OWPs auf 35 Jahre kürzt dafür im Gegenzug allerdings die bisher in § 69 Abs. 7 WindSeeG vorgesehene Verlängerungsmöglichkeit von 10 auf 5 Jahre. Dementsprechend beläuft sich der effektive Unterschied der Betriebslaufzeit, vorausgesetzt, dass die entsprechenden Verlängerungsmöglichkeiten vorliegen, auf 5 Jahre.

Weiterentwicklung des Ausschreibungsdesign

Zentrales Ziel des WindSeeG-RegE ist es außerdem, für zukünftige Projekte einen verlässlichen Investitionsrahmen zu gewähren und damit der Bedeutung der Windenergie auf See für die deutsche und europäische Versorgungssicherheit gerecht zu werden. Dies gelinge indem durch ein neues Ausschreibungsdesign zum einen eine weitgehende Marktintegration ermöglicht, gleichzeitig jedoch auch eine „angemessene Absicherung“ gewährleistet werde (BT-Drs. 21/8238, 3).

Etablierung eines Zwei-Stufen Modells

Konkret soll mit den §§ 20ff WindSeeG-RegE vor, ein zweistufiges Zuschlagsverfahren etabliert werdem. Dieses sieht auf erster Stufe, also vorrangig, eine förderfreie Umsetzung der Wind auf See vor. Die finanzielle Absicherung wird auf das nötige Maß beschränkt, indem eine solche erst für Zuschläge auf der zweiten Stufe, also solche die im nachrangigen Verfahrensschritt erteilt werden, vorgesehen wird.

• 1. Stufe: Vorrang der Marktintegration

Künftig wird im Rahmen des Ausschreibungsverfahrens zunächst ermittelt, ob es Bieter gibt, die bereit sind ihr Projekt marktwirtschaftlich zu realisieren. Bieter, die sich bereits in der ersten Stufe des Zuschlagsverfahrens beteiligen, erachten demnach die marktlichen Gegebenheiten für die finanziell tragfähige Vermarktung ihres Stroms für ausreichend und haben keinen Bedarf an zusätzlichen Absicherungsinstrumenten.

Den Zuschlag erhält derjenige Bieter, der die höchste Zahlungsbereitschaft aufweist. Diese Zahlungsbereitschaft wird über ein dynamisch konzipiertes Gebotsverfahren ermittelt. Dies erfolgt dergestalt, dass die Bieter in aufeinanderfolgenden Gebotsrunden mit ansteigenden Rundenpreisen, immer wieder aufgefordert werden Gebote zum Rundenpreis abzugeben. Teilnahmeberechtigt sind nur solche Bieter, die auch in der vorausgehenden Gebotsrunde ein Gebot abgegeben haben. Der Rundenpreis wird von der BNetzA vor jeder Gebotsrunde ermittelt und den Bietern zusammen mit der Anzahl der verbleibenden teilnahmeberechtigten Bieter mittgeteilt. Die erste Gebotsrunde folgt zu einem Gebot von 0 €/MW.

Sofern ein Bieter dem jeweiligen „neuen“ Rundenpreis nicht mehr zuzustimmen möchte, hat er gem. § 21 Abs. 4 WindSeeG-RegE die Möglichkeit, innerhalb der Gebotsabgabefrist ein Gebot abzugeben, das niedriger als der aktuelle Rundenpreis jedoch höher als der vorherige Rundenpreis ist (sog. Zwischenrunden-Gebot). Dieses entscheidet dann über einen Zuschlag, wenn keiner der verbleibenden Bieter dem Rundenpreis zustimmt. Bei gleichen Zwischenrundengeboten entscheidet das Losverfahren.

• 2. Stufe: Zweiseitige Differenzverträge

Ist kein Bieter bereit sein Projekt marktlich zu realisieren, das Verfahren auf erster Stufe also erfolglos geblieben, erfolgt anschließend ein zweites Gebotsverfahren. In diesem zweiten Gebotsverfahren wird den Bietern ein Absicherungsmechanismus in Gestalt eines Differenzvertrags (engl. Contract for Difference, „CfD“) gewährt. Den Zuschlag erhält insoweit nicht der Bieter mit der höchsten Zahlungsbereitschaft, sondern derjenige Bieter mit dem geringsten Absicherungsbedarf. Die durch den CfD vorgesehene Absicherungshöhe, also der maßgebliche anzulegende Wert, wird folglich im Gebotsverfahren festgelegt. Allerdings bestimmt das WindSeeG-RegE basierend auf einem Referenzfall in § 19 Abs. 1 und § 54 Abs. 1 für nicht zentral voruntersuchte und zentral voruntersuchte Flächen jeweils Höchstwerte für den anzulegenden Wert i.H.v. 9,487 ct/kWh bzw. 9,6715 ct/kWh. (BT-Drs. 21/8238, 4, 34f., 62).

Die konkrete Ausgestaltung des CfDs ist nicht unmittelbar Gegenstand des WindSeeG-RegE. Der Entwurf verweist insoweit auf die Vorgaben im novellierten EEG 2027 (BT-Drs. 21/8238, 35), beziehungsweise da der Beschluss des entsprechenden Gesetzes noch aussteht die bisher im entsprechenden Entwurf (BT-Drs. 21/7867) vorgesehenen Regelungen. Dementsprechend wird es sich voraussichtlich um produktionsabhängige zweiseitige CfDs, also solche Differenzverträge handeln, die in Hochpreisphasen den Gewinn abschöpfen, „der den finanziellen Bedarf für einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlage übersteigen“ (BT-Drs.21/7867, S. 92). Dieser Abschöpfungsmechanismus soll künftig in § 21d Abs. 1 S. 1 EEG-RegE 2027 dergestalt etabliert werden, dass technologieunabhängig alle geförderten Anlagen, deren installierte Leistung 100kW übersteigt zur Zahlung eines sog. Refinanzierungsbeitrags verpflichtet werden. Der Refinanzierungsbeitrag wird in Cent pro kWh ermittelt und ergibt sich aus der Differenz eines energieträgerspezifischen Jahresmarktwerts und dem anzulegenden Wert (BT-Drs.21/7867, S. 68).

Um zu verhindern, dass die bezuschlagten Betreiber diesen Abschöpfungsmechanismus umgehen oder in einen anderen Förderungsmechanismus wechseln können, sollen Betreiber grundsätzlich an dem zweiseitigen Differenzvertrag festgehalten werden. Entsprechende Ausstiegsmöglichkeiten sollen „streng limitiert“ sein. Konkret verweist der Entwurf hierzu bisher auf die Regelung des § 21e EEG 2027 BT-Drs. 21/8238, 35), dieser gewährt den Betreibern bis zum Ablauf des zehnten Kalenderjahrs nach Inbetriebnahme der Anlage eine einmalige Ausstiegsmöglichkeit (BT-Drs. 21/7867, S. 184f.). Der Ausstieg erfordert eine den Vorgaben des § 21e EEG 2027 entsprechenden Mitteilung und wirkt endgültig und vollumfänglich, also für den gesamten Strom der in der Anlage produziert wird (BT-Drs.21/7867, S. 184f.).

Flächenkategorien

Die unterschiedlichen Flächenkategorien der zentral voruntersuchten und der nicht zentral voruntersuchten Flächen sollen zwar erhalten bleiben, das Ausschreibungsverfahren allerdings „weitergehend vereinheitlicht“ werden (BT-Drs. 21/8238, 34).

Anpassung von Sicherheiten

Bisher hatten Investoren bei der (erfolgreichen) Teilnahme an Ausschreibungen nach dem WindSeeG für nicht zentral voruntersuchte Flächen eine Sicherheit i.H.v. 100 €/kW (§ 18 Abs. 1 WindSeeG) und für zentral-voruntersuchte Flächen Sicherheiten i.H.v. 200 €/kW (§ 52 Abs. 1 WindSeeG) zu erbringen. Die Höhe der zu leistenden Sicherheiten wird durch das WindSeeG-RegE nunmehr auf 200 €/kW (§ 18 WindSeeG-RegE) bzw. 250 €/kW (§ 52 WindSeeG-RegE) erhöht. Erhält der Bieter einen Zuschlag auf der ersten Stufe des Ausschreibungsverfahrens, gibt also ein Zahlungsgebot ab, hat er zusätzlich eine Sicherheit in Höhe von 5% des Zahlungsgebots zu leisten. Hiermit möchte der Gesetzgeber die „gesteigerte Optionalität im Falle von Zahlungsgeboten adressieren“. (BT-Drs. 21/8238, 61, 65).

Weiterhin keine einseitige Rückgabe von Zuschlägen

Der Gesetzgeber verzichtet – anders als in der Branche (BWO, Pressemitteilung vom 20.05.2026) – und auch seitens der Opposition (Plenarprotokoll 21/99, 232) mitunter gefordert - ausdrücklich darauf die einseitige Rückgabe von Zuschlägen zu ermöglichen. Durch einen solchen Verzicht werde die „Verbindlichkeit des Ausschreibungsverfahrens sichergestellt“ und „dem Erfordernis langfristiger Planungshorizonte im Planungs- und Genehmigungsprozess Genüge getan“ (BT-Drs. 21/8238, 35).

Umsetzung des Net-Zero-Industry-Act: Anpassung der Zugangs- und Bewertungskriterien

Die Verordnung (EU) 2024/1735 zur Schaffung eines Rahmens für Maßnahmen zur Stärkung des europäischen Ökosystems der Fertigung von Netto-Null-Technologien und zur Änderung der Verordnung (EU) 2018/1724, oder kurz das Netto-Null-Industrie-Gesetz (engl. Net-Zero-Industry Act, „NZIA“) ist Teil des grünen Industrieplans (engl. Green Deal Industrial Plan) und schreibt auf EU-Ebene Ziele im sog. Cleantech-Bereich fest.

Der NZIA gibt in Art. 26 qualitative Zugangs- und Bewertungskriterien für einen Teil der Ausschreibungen erneuerbarer Energien vor. Zu diesen zählen gem. Art. 26 Abs. 1 i.V.m. Art. 4 Abs. 1 lit. b. 2. Alt und lit. e NZIA auch „erneuerbare Offshore Energie“ und „Wasserstofftechnologien einschließlich Elektrolyseure und Brennstoffzellen“, sodass auch die Regelungsgenstände des WindSeeG-RegE von diesen Vorgaben betroffen sind. Insgesamt gelten die Vorgaben des Art. 26 Abs. 1-5 gem. Art. 26 Abs. 7 für 30% des jährlichen Auktionsvolumen des jeweiligen Mitgliedsstaates bzw. alternativ für jedenfalls 6 GW.

Die konkret durch den deutschen Gesetzgeber bei der Gestaltung des Ausschreibungsverfahren zu beachtenden Vorgaben ergeben sich allerdings nicht nur unmittelbar aus Art. 26 NZIA, sondern (insbesondere auch aus der dessen Vorgaben präzisierenden Durchführungsverordnung (EU) 2025/1176 („NZIA-Durchf.VO“).

Umfang der Umsetzung

Das WindSeeG-RegE integriert die NZIA-Kriterien in den Ausschreibungen der zentral voruntersuchten Flächen. Damit werde im Hinblick auf die Erreichung der in Art. 1 NZIA ausgerufenen Ziele in der Regel jährlich ein Ausschreibungsvolumen von 2 GW zur Verfügung gestellt (BT-Drs. 21/8238, 35).

Eine Ausnahme gilt allerdings für das in Art. 26 Abs. 1 lit. a Ziff. ii NZIA vorgegebene und in § 15a WindSeeG-RegE übernommene Kriterium der Cyber- und Datensicherheit. Dieses erfasst „alle zukünftigen Ausschreibungen nach dem WindSeeG“ (BT-Drs. 21/8238, 59) und damit auch für nicht zentral voruntersuchte Flächen.

Integration der Kriterien in das Ausschreibungsverfahren

Die NZIA-Kriterien treten an die Stelle der bisher für zentral-voruntersuchte Flächen im WindSeeG vorgesehenen qualitativen Kriterien (Beitrag zur Dekarbonisierung, Umfang der Energie-Direktlieferung, Schallbelastung und Versiegelung durch Gründungstechnologien sowie Beitrag zur Fachkräftesicherung) (BT-Drs. 21/8238,4). Dadurch, dass das bestehenden differenzierten Punktesystems durch die jeweils bei Angebotsabgabe durch Eigenerklärung darzulegenden Zugangs- und Bewertungskriterien ersetzt werde, werde mitunter sogar der Verwaltungsaufwand reduziert (BT-Drs. 21/8238, 4, 42).

Teilweise gibt das Unionsrecht bereits vor, dass die vorgesehenen Kriterien als Zugangs- bzw. Vorqualifikationskriterium in die nationalen Vorschriften aufzunehmen sind, teilweise steht es den Mitgliedsstaaten allerdings auch frei, ob sie ein Kriterium als Zugangs oder Bewertungskriterien aufzunehmen. Wie es schon die begriffliche Differenzierung anklingen lässt, handelt es sich bei Zugangskriterien um verbindliche Teilnahmevoraussetzungen. Ob Betreiber die Bewertungskriterien erfüllen wollen können sie hingegen frei entscheiden. (BT-Drs. 21/8238, 42, 64). Der Anreiz der Erbringung der freiwilligen Bewertungskriterien ergibt sich daraus, dass die Kriterien in Form eines Multiplikators die tatsächliche Zahlungsbereitschaft bzw. die Förderung auf zweiter Stufe erhöhen (§ 54a Abs. 3 WindSeeG-RegE, BT-Drs. 21/8238, 36, 64, 66). Bei der Gewichtung der Bewertungskriterien und damit die Ausgestaltung des jeweiligen Multiplikators räumt Art. 26 Abs. 4 NZIA den Mitgliedsstaaten einen gewissen Spielraum ein. Dementsprechend kommt jedem Kriterium für sich genommen mindestens ein Gewicht von 5% zu, die kombinierte Gewichtung der gewählten Bewertungskriterien soll dabei zwischen 15%-30% liegen.

Kriterienkatalog

Art. 26 NZIA benennt in Abs. 1,2 insgesamt fünf Kriterien: verantwortungsvolles unternehmerisches Handeln (Abs. 1 lit. a Ziff. i., Art. 4 NZIA-Durchf.VO) Cyber- und Datensicherheit (Abs. 1 lit. a Ziff. ii, Art. 5 NZIA-Durchf.VO); Fähigkeit zur vollständigen und fristgerechten Projektdurchführung (Abs. 1 lit. a Ziff. iii; Art. 6 DNZIA-Durchf.VO); Resilienz (Abs. 2, Art. 7 NZIA-Durchf.VO) und Nachhaltigkeit (Abs. 2, Art. 8ff. NZIA-Durchf.VO). Von diesen soll das WindSeeG zukünftig die letzten vier berücksichtigen (BT-Drs. 21/8238, 35).

Die Bundesregierung scheint im Rahmen des Entwurfsprozesses zu dem Ergebnis gelangt zu sein, dass den Ausschreibungsteilnehmern bereits nach den bestehenden Vorschriften die Fähigkeit zur vollständigen und fristgerechten Projektdurchführung in hinreichendem also den europäischen Vorgaben entsprechenden Ausmaß abverlangt wird. Folglich erkennt der Gesetzgeber diesbezüglich keinen Handlungsbedarf und verzichtet auf entsprechende Ergänzungen oder Anpassungen, sodass nur die letzten drei Kriterien Gegenstand der im WindSeeG-RegE vorgesehenen Änderungen sind (BT-Drs. 21/8238, 36, 65).

Hinsichtlich der zunächst unterbliebenen Aufnahme des Kriteriums des verantwortungsvollen unternehmerischen Handelns weist der Gesetzgeber daraufhin, dass dieses Kriterium auf den Kernpflichten der Richtlinie (EU) 2024/1760 (CSDDD) und der Delegierten Verordnung (EU) 2023/2772 (CSRD) aufbaue. Da diese allerdings auf EU-Ebene novelliert werde und eine entsprechende nationale Umsetzung noch ausstehe, habe man eine Integration in das Ausschreibungsverfahren nach dem WindSeeG vorerst zurückgestellt. (BT-Drs. 21/8238, 36)

• Cyber- und Datensicherheit

Ausgestaltet als Zugangskriterium (WindSeeG-RegE erfährt die Cyber- und Datensicherheit in § 15a WindSeeG-RegE einer ausdrücklichen und umfassenden Regelung.

Abs. 1 Nr. 1 überführt zunächst die Vorgaben der §§ 5c-5e EnWG in das WindSeeG, um zu gewährleisten, dass Bieter Sicherheitsmaßnahmen ergreifen, die den Grundsätzen der eingebauten („by design“) und standardmäßigen („by default“) Sicherheit entsprechen (BT-Drs. 21/8238, 59)

Die Abs. 1 Nr. 2, 3 treffen dann besondere Vorgaben hinsichtlich der Verwendung und Inanspruchnahme von sog. Informations- und Kommunikationstechnologie-Produkten und -Dienstleistungen („IKT-Produkte“ bzw. „IKT-Dienstleistungen“). Maßgeblich sind insoweit die Definitionen des Gesetzes über das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik („BSIG“), konkret § 2 Nr. 14 und 15 BSIG. Die hierfür statuierten Voraussetzungen lassen sich ausweislich der Gesetzesbegründung insbesondere durch eine Zertifizierung nach ISO/IEC 27001 und IEC 62443-2 mit Sicherheitslevel 2 erfüllen. (BT-Drs. 21/8238, 59)

Abs. 1 Nr. 4 stellt sodann besondere Anforderungen hinsichtlich der Ausübung der „operativen Kontrolle“ über die Anlage. Der Begriff ist entsprechend der unionsrechtlichen Definition in § 3 Nr. 6a WindSeeG-RegE definiert, wobei der deutsche Gesetzgeber diese um eine nicht abschließende Aufzählung („insbesondere“) von Maßnahmen ergänzt hat, die unter den Begriff der operativen Kontrolle fallen sollen. Erfasst werde neben den Zugriffsmöglichkeiten des Betreibers schlussendlich „jede Möglichkeit eines betriebsrelevanten Zugriffs such Dritte“ (BT-Drs. 21/8238, 54).

Hinsichtlich der Ausübung der entsprechenden operativen Kontrolle gibt § 15a Abs. 4 nun vor, dass diese nur von juristischen Personen ausgeübt werden kann, die im europäischen Wirtschaftsraum ansässig sind. Die Übertragung der Kontrolle an Dritte, die diese Voraussetzung nicht erfüllen ist technisch ausgeschlossen.

Dieses Erfordernis konkretisiert Abs. 2 dahingehend, dass der Unternehmenssitz der juristischen Person in einem Staat des europäischen Wirtschaftsraums zu verorten sein muss und stellt zudem weitergehende Anforderungen hinsichtlich den Beherrschungsverhältnissen an den jeweiligen juristischen Personen. Hinter dieser subjektiven Einschränkung des Bieterkreises verberge sich das Bedürfnis des Gesetzgebers sicherzustellen, dass nur solche Personen operative Kontrolle über -Windenergie auf See-Infrastruktur besitzen, hinsichtlich derer rechtliche Zugriffsmöglichkeiten bestehen. (BT-Drs. 21/8238, 59)

Schließlich verpflichtet Abs. 1 Nr. 5 die Bieter dazu die Sicherheit der Anlage und des Gesamtsystems zu gewährleisten. Konkret haben Betreiber insbesondere solche technischen, operativen und organisatorischen Maßnahmen zu ergreifen, die sicherstellen, dass Daten, die im Zusammenhang mit der Auktion, der Errichtung oder dem Betrieb der Windenergieanlage auf See verwendet oder generiert werden, in Europäischen Wirtschaftsraum gespeichert und nicht in Länder außerhalb des Europäischen Wirtschaftsraum übermittelt werden. (BT-Drs. 21/8238, 59)

• Resilienz

Hinter dem Resilienzkriterium verbirgt sich die Bestrebung derzeitige bereits bestehende Abhängigkeiten zu verringern und „neue strategische Abhängigkeiten von einzelnen Drittländern bei der Versorgung mit Netto-Null-Technologien für erneuerbare Energien und deren wichtigsten spezifischen Bauteilen“ zu vermeiden (Erwgr. 9 NZIA-Durchf.VO). Auf den Gebieten der Technologien für Offshore-Windkraft und Elektrolyseure identifiziert der europäische Gesetzgeber ein erhebliches Risiko in einem erhöhten Maße von der Volksrepublik China abhängig zu sein (Erwgr. 13 NZIA-Durchf.VO). Diesem Befund möchte der europäische Gesetzgeber nun mit einem Resilienzkriterium begegnen.

Entsprechend dieser unionsrechtlichen Vorgaben statuiert § 51a in Abhängigkeit von den durch die Kommission ermittelten Marktgegebenheiten in welchem Ausmaß Windenergieanlagen auf See oder entsprechende Bauteile aus Drittstaaten beziehen dürfen. Besonders strenge Anforderungen gelten insoweit für den Bezug von wichtigsten spezifischen Produkten aus China. Maßgeblich sind für das jeweilige Gebotsverfahren immer die Feststellungen die 9 Monaten vor dem Tag der Bekanntmachung erfolgt sind. Das Resilienzkriterium ist prinzipiell, als Zugangskriterium konzipiert worden, eine Ausnahme gilt leidglich im Zusammenhang mit den Vorgaben zum Bezug von Dauermagneten, die hierfür vorgesehenen Anforderungen wirkt als Bewertungskriterium ausgestaltet worden. (BT-Drs. 21/8238, 36, 64f.)

• Nachhaltigkeit

Art. 26 Abs. 2 gibt hinsichtlich der Bewertungskriterien der Resilienz und Nachhaltigkeit drei Aspekte vor, von denen es einen im Auktionsverfahren zu berücksichtigen gilt. Für diese werden in der NZIA-Durchf.VO wiederum unterschiedliche Messgrößen definiert. Insoweit hat sich deutsche Gesetzgeber für entschieden das Nachhaltigkeitskriterium in Gestalt des Kohlenstoffdioxidfußabdrucks in das WindSeeG aufzunehmen (BT-Drs. 21/8238, 67)

Gemäß § 96 Nr. 10 WindSeeG-RegE wird das BMWE ermächtigt durch Rechtsverordnung die weiteren Anforderungen an das Bewertungskriterium des Kohlenstoffdioxidfußabdrucks nach § 54a Absatz 3 und an dessen Nachweispflichten nach § 83a Absatz 6, insbesondere die Berechnungsmethode, die Höhe und sonstige Vorgaben zur Ermittlung und Nachweisführung festzulegen.

Gewichtung der Bewertungskriterien

Der deutsche Gesetzgeber hat sich entschieden, dass die Bewertungskriterien der Nachhaltigkeit und Resilienz zu jeweils einer Gewichtung von 7,5%, insgesamt also 15% berücksichtigt werden. Damit entscheidet sich der Gesetzgeber für eine gegenüber der zulässigen Obergrenze der Gesamtgewichtung von 30% für eine eher zurückhaltende Berücksichtigung der NZIA-Kriterien. (BT-Drs. 21/8238, 67)

Für die erste Stufe des Bewertungsverfahrens bedeutet dies, dass der Gebotspreis, zu dem der Bieter einen Zuschlag erhält, bei Abgabe einer Erklärung über das Vorliegen eines Bewertungskriteriums um 0, 075 also über den Faktor 0, 925 gemindert wird. Gibt er zwei Erklärungen ab reduziert sich die Zahlungsverpflichtung entsprechend um 0, 15 über einen Faktor von 0, 85. Der Bieter kann also schlussendlich zu einem 7,5% oder sogar 15% höheren Betrag bieten, als er zur Zahlung tatsächlich im Stande ist. (§ 54 Abs. 3 WindSeeG-RegE). Spiegelbildlich zu der Senkung der Zahlungsverpflichtung erhöhen die Bewertungskriterien auf der zweiten Stufe den anzulegenden Wert und ermöglichen es den Bietern somit zu einer 7,5 % bzw. 15% geringeren Förderung zu bieten. Konkret wird hier über den Faktor 1, 075 bzw. 1, 15% der bezuschlagte anzulegende Wert erhöht. (§ 54 Abs. 4 WindSeeG-RegE).

Nachweiserbringung

Die den Geboten beizulegende Projektbeschreibung muss eine jeweils eine Erklärung enthalten, aus denen hervorgeht, dass der Bieter für den Fall eines Zuschlages die Anforderungen an Cyber- und Datensicherheit nach § 15a und die Anforderungen an die Resilienz nach § 51a einhalten wird. (§ 51 Abs. 3), gleiches gilt, sofern sich die Bieter entscheiden nach § 54 Abs. 1 die Einhaltung eines Bewertungskriteriums zu erklären.

Allein aus den Erklärungen ergibt sich natürlich noch kein Nachweis darüber, dass der Bieter diese Kriterien tatsächlich auch einhält. Die entsprechenden Nachweise sind, je nach betroffener Erklärung sechs Monate vor oder am Fertigstellungstermin zu erbringen. § 83a trifft insoweit auch Vorgaben darüber durch welche Unterlagen der Nachweis konkret zu erbringen ist.

Pönale bei verspäteter/ gescheiterter Nachweiserbringung

§ 83a Ab. 8 RegE statuiert Pönale für den Fall, dass der bezuschlagte Bieter Erklärungen zur Einhaltung von Bewertungskriterien abgegeben, diese jedoch nicht fristgerecht nachweist. Allerdings kann die BNetzA in diesen Fällen eine Nachfrist setzen, sodass bei Erbringung des Nachweises innerhalb der Nachfrist die Pönale entfällt. Ist ein Pönale zu leisten beträgt diese für jedes nicht nachgewiesene Bewertungskriterium 10% der nach § 52 Abs. 1 zu leistende Sicherheit also 25€/kW. Bei unrichtiger oder unvollständiger Eigenerklärung hat das BSH die weitere Errichtung oder den weiteren Betrieb einer Einrichtung durch den Betreiber oder einen mit der Leitung des Betriebs Beauftragten zu untersagen (§ 79 Abs. 5 WindSeeG-RegE).

Fazit/ Ausblick

Der Ausbau der Offshore-Windenergie stagniert. Das im WindSeeG vorgesehene Ausbauziel von 30 GW bis 2030 dürfte verfehlt werden. Die Umstellung des Förderdesigns auf CfDs dürfte die Investitionsbedingungen für die Offshore-Windenergie in Deutschland deutlich verbessern. Die damit verbundene Risikominimierung dürfte zudem die Finanzierungskosten für Offshore-Wind-Projekte reduzieren. Der Ansatz, den Netzausbau stärker mit dem Offshore-Ausbau zu synchronisieren, ist zu begrüßen. Die Erhöhung der Kosteneffizienz der Offshore-Anbindungsleitungen darf dabei allerdings nicht einseitig auf die Entwickler verlagert werden, zumal entsprechende Kostensteigerungen auf Entwicklerseite einzupreisen wären. Die damit verbundenen Kostensteigerungen dürften sich in höheren Strompreisen niederschlagen.