Langer Anlauf … und doch kein großer Wurf Entwurf für eigenes Gesetz für Offshore-Windenergie liegt vor

In jeder Legislaturperiode gibt es eine EEG-Reform. Zuletzt wurde 2014 nach langem Ringen eine Reform verabschiedet. Das Stauchungsmodell wurde verlängert, aber dafür auch ein wettbewerbliches Verfahren zur Bestimmung der Förderhöhe ab 2017 vorgeschrieben. Die Ausbauziele für Offshore-Windenergie erlebten empfindliche Kürzungen.

Die Zeit stand seither – vor allem 2015 - im Zeichen eines beeindruckenden Ausbaus der Offshore-Windenergie. Der Fadenriss schien überwunden. Damit das so bleibt, wurde in der Branche intensiv darüber gesprochen, wie das einzuführende Ausschreibungsmodell aussehen könnte, damit ein kontinuierlicher Ausbau sichergestellt und gleichzeitig die Vielfalt der Branche erhalten bleibt. Firmen und Verbände waren von Anfang an aktiv und konstruktiv dabei. Beispielsweise finanzierten sie eine Studie der Beratungsfirma Pöyry, die die Möglichkeiten eines Ausschreibungsmodells für die Offshore-Windenergie detailliert beleuchtet.

Auf der anderen Seite des Verhandlungstisches sitzt das BMWi und erarbeitete ein reformiertes EEG, zu dem erstmals ein Windenergie-auf-See-Gesetz (kurz WindSeeG) gehört, das die wesentlichen Regelungen zu Fachplanung, Ausschreibung, Zulassung, Bau und Betrieb in einem Gesetz zusammenfassen soll.

Lange hat die Offshore-Branche auf diesen Gesetzentwurf gewartet. Am 1. März wurde der Referentenentwurf „geleaked“. Das Grundproblem der Entwürfe des BMWi zum EEG und WindSeeG bleibt aufgrund der „Weltformel“ bestehen. Durch ihre Einführung wird die bisher über den Mini-Ausbaukorridor von durchschnittlich nur 800 MW pro Jahr erfolgte Steuerungsfunktion im System durch ein hochkomplexes Instrument verschärft, das kaum praktikabel erscheint. Die fortschreitende Reduzierung der Ausbaumengen schadet der wirtschaftlichen und der industriellen Perspektive. Wir bleiben dabei: Es müssen mindestens 900 MW pro Jahr sein.

Um ein weiteres Beispiel zu nennen: Die „doppelte Einmalausschreibung“ von jeweils 1,25GW am 1. März 2017 und am 1. Dezember 2017 für die Jahre der Inbetriebnahme 2021 bis 2024 ist vom Volumen her unzureichend und von der zeitlichen Abfolge her zu eng getaktet. Wie bei den PV-Ausschreibungen 2015 sichtbar wurde, ist eine Nachjustierung der Modalitäten der Ausschreibungen höchstwahrscheinlich erforderlich.

Das Preisniveau und die Technologie zum Ausschreibungszeitpunkt werden bei nur zwei Ausschreibungsrunden zu lange in die Zukunft festgeschrieben; angestrebte Kostendegressionen und technischer Fortschritt können nicht in vollem Umfang erreicht werden. Die Gefahr der Marktkonsolidierung in der Wertschöpfungskette ist akut, da Firmen, die bei zwei geplanten Ausschreibungen in 2017 nicht zum Zuge kommen oder aus den Projekten mit Zuschlag keine Aufträge erhalten, den Markt möglicherweise verlassen. Die Folge sind weniger Marktwirkung im Bietersegment und damit weniger Kostensenkungspotential.

Der Gesetzentwurf hat weitere Schwächen: So werden Investitionen von Entwicklern durch die Einführung des zentralen Modells entwertet, und die vorgeschlagene Last-Call-Option, im Gesetzentwurf „Eintrittsrecht“ genannt, ist kein Ersatz für eine richtige Kompensation. Es ist auch offen, wie die Verstaatlichung und Zentralisierung der Flächenentwicklung durch das BSH mit einem Stellenansatz von gerade einmal 36 (!) erfolgreich realisiert werden kann. Außerdem sind die Regelungen zum Ostsee-Küstenmeer unklar und die geforderten Sicherheiten übertrieben hoch, sachlich nicht begründet und durch mittelständische Firmen kaum aufzubringen.

Das größte Problem bleibt aber der Netzanschluss. Zwar fordert das Gesetz, dass in der Nordsee in den Jahren 2021, 2022, 2023 und 2024 jeweils ein neues Netzanschlusssystem (NAS) realisiert wird. Wie aber die Firma TenneT dazu gebracht soll, das erste NAS noch dieses Jahr zu beginnen – und das müsste bei einem Vorlauf von 60 Monaten sofort geschehen – bleibt das zentrale Problem, das es zu lösen gilt, um einen erneuten Fadenriss zu vermeiden.