Das Gesetz zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes („WindSeeG“) und anderer Vorschriften ist am 10.12.2020 in Kraft getreten. Das nachfolgende Legal Update vermittelt einen Überblick über die Neuregelungen des WindSeeG in der vom Bundestag beschlossenen Fassung.
Anhebung der Ausbauziele § 1 Abs. 2 WindSeeG
20 GW bis 2030
Das Klimaschutzprogramm 2030 der Bundesregierung sieht eine Anhebung des gesetzlichen Ausbaupfads der Windenergie auf See von 15 GW auf 20 GW bis 2030 vor. Durch die Änderung in § 1 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG wurde dieses Ziel im Gesetz umgesetzt. Im Vergleich zu anderen erneuerbaren Energien bietet die Offshore-Windenergie eine vergleichsweise stetige Stromerzeugung und hohe durchschnittliche Volllaststunden. Darüber hinaus sind die Stromgestehungskosten der Windenergie auf See in den vergangenen Jahren aufgrund der Technologieentwicklung stark gesunken. Zum Beleg dieser positiven Entwicklung wird in der Gesetzesbegründung darauf abgestellt, dass in den Ausschreibungsrunden der Übergangsphase in den Jahren 2017 und 2018 erstmalig einzelne Bewerber keine Förderung mehr beanspruchten und deswegen 0 ct/kWh-Gebote abgaben.
40 GW bis 2040
Darüber hinaus wurde erstmals ein Langfristziel von 40 GW für das Jahr 2040 in § 1 Abs. 2 WindSeeG festgelegt. Dies betont die Bedeutung, die dem Ausbau der Windenergie auf See dauerhaft zukommt. Dieses Langfristziel dient vor allem dazu, sämtlichen Akteuren die notwendige Planungssicherheit zu vermitteln. Aufgrund der langen Planungs- und Vorlaufzeiten ist es notwendig, langfristige Ziele zu setzen, um die Potenziale in der deutschen Nord- und Ostsee effizient nutzen zu können.
Beschleunigung der Genehmigungsverfahren
Im WindSeeG wurden zudem verschiedene Maßnahmen umgesetzt, um die erhöhten Ausbauziele zu erreichen. Hierzu wurden insbesondere Regelungen getroffen, um die Genehmigungsverfahren zu beschleunigen und zu straffen.
Im Hinblick auf das Planfeststellungsverfahren für Offshore-Netzanbindungen wurde in § 47 Abs. 5 Satz 1 WindSeeG vorgesehen, dass das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie („BSH“) auf die Durchführung eines Erörterungstermins verzichten kann. Diese steht nun grundsätzlich im Ermessen der Behörde.
Außerdem ist es zukünftig nach § 47 Abs. 6 WindSeeG ausreichend, dass der UVP-Bericht im Internet veröffentlicht wird. Eine gesonderte Übermittlung an die beteiligten Behörden muss nicht mehr erfolgen. Diese Neuregelung dient vor allem der Verfahrensvereinfachung. Aufgrund der Dateigrößen war ein Versand per E-Mail nicht möglich, sodass aus Sicht des Gesetzgebers die Veröffentlichung im Internet die einfachste Lösung darstellt.
Darüber hinaus hat der Gesetzgeber einen Vorschlag des Bundesrates aufgegriffen und die erstinstanzliche Zuständigkeit des BVerwG in § 54a Abs. 1 WindSeeG i.V.m. § 50 Abs. 1 Nr. 6 VwGO für Klagen gegen die Planfeststellung von Offshore-Anbindungsleitungen nach dem WindSeeG und damit zusammenhängende Entscheidungen begründet. Hierdurch soll künftig eine schnellstmögliche rechtskräftige Rechts- und Planungssicherheit erzielt werden.
Auch sollen Rechtsbehelfe gegen einen Planfeststellungsbeschluss oder eine Plangenehmigung nach § 54a Abs. 2 WindSeeG i.V.m. § 43e Abs. 1 bis 3 EnWG keine aufschiebende Wirkung mehr haben. Dies soll ebenfalls dazu beitragen, die Genehmigungsverfahren zu beschleunigen.
Anpassung der Realisierungsfristen § 59 WindSeeG
Um das angepasste gesetzliche Ausbauziel von 20 GW bis zum Jahr 2030 zu erreichen, werden die Realisierungsfristen des § 59 WindSeeG und die Vorgaben im Flächenentwicklungsplan angepasst. Dadurch sollen die Wahrscheinlichkeit der frühzeitigen Fertigstellung der WEA auf See und der Anrechnung der ausgeschriebenen Mengen auf die Erreichung der Ziele zum Anteil der erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch erhöht werden.
Der Betreiber eines OWP muss nun gemäß § 59 Abs. 2 Satz 1 Nr. 3 WindSeeG bereits spätestens sechs Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der BNetzA den Nachweis erbringen, dass mit der Errichtung der WEA auf See begonnen worden ist.
Zudem wurden die Realisierungsfristen des § 59 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4 und 5 WindSeeG verkürzt. Der OWP-Betreiber hat nun gemäß § 59 Abs. 2 Satz 1 Nr. 4 WindSeeG die technische Betriebsbereitschaft mindestens einer WEA auf See bereits zum verbindlichen Fertigstellungstermin der Netzanbindung herzustellen. Dies soll die Wahrscheinlichkeit erhöhen, dass die WEA zum Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Netzanbindung fertiggestellt sind.
Darüber hinaus muss der Betreiber des OWP innerhalb von sechs Monaten nach dem verbindlichen Fertigstellungstermin gegenüber der BNetzA den Nachweis erbringen, dass die technische Betriebsbereitschaft der WEA insgesamt hergestellt worden ist. Dabei wird im Gesetz nun zudem ausdrücklich geregelt, dass dies auch für die Innerparkverkabelung des OWP gilt.
Außerdem wurde § 59 WindSeeG um einen neuen Abs. 2a ergänzt, um Risiken aus der Insolvenz der WEA-Lieferanten abzumildern. Der Bieter kann danach eine Verlängerung der Realisierungsfristen nach Abs. 2 Nr. 3, 4 und 5 bei der BNetzA beantragen. Der Antrag muss vor Ablauf der Frist nach Abs. 2 Nr. 5 gestellt werden. Die BNetzA verlängert die Realisierungsfristen daraufhin einmalig, wenn über das Vermögen eines Herstellers von WEA ein Insolvenzverfahren eröffnet worden ist und mit dem Hersteller verbindliche Verträge über die Lieferung von WEA abgeschlossen wurden. Die gewährte Fristverlängerung darf dabei den Zeitraum von 18 Monaten nicht überschreiten.
Da die Bieter aus den Übergangsausschreibungen der Jahre 2017 und 2018 darauf vertrauen, ihr Projekt unter den damals geltenden Fristen zu realisieren, wurde eine Übergangsregelung in § 59 Abs. 2 Satz 2 WindSeeG geschaffen. Danach sind auf Zuschläge nach § 34 WindSeeG die Realisierungsfristen des § 59 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG in der am 9. Dezember 2020 geltenden Fassung anzuwenden.
Schließlich wurde die Höhe der Pönale nach § 60 Abs. 2 Nr. 2 WindSeeG angepasst. Um zu erreichen, dass sich nur Bieter mit tatsächlicher Realisierungsabsicht an der Ausschreibung beteiligen, wurde die Pönale von 30 auf 100 Prozent der Sicherheit erhöht. Sofern der OWP-Betreiber somit den Finanzierungsnachweis nicht spätestens 24 Monate vor dem verbindlichen Fertigstellungstermin erbringt, werden nunmehr 100 Prozent der als Sicherheit hinterlegten Pönale einbehalten. Gleichzeitig wird dem OWP-Betreiber der Zuschlag nach § 60 Abs. 3 Nr. 2 WindSeeG entzogen. Dadurch soll vermieden werden, dass eine Nichtrealisierung für den Bieter schon bei einer geringfügig niedrigeren tatsächlichen Marktpreisentwicklung wirtschaftlicher ist als die Realisierung des OWP.
Flexibilisierung des Ausschreibungsvolumens § 17 WindSeeG
Um das neue Ziel von 20 GW bis 2030 zu erreichen, werden die jährlichen Ausbaumengen von ca. 950 MW in den Jahren 2021 und 2022 auf voraussichtlich ca. 3.500 MW im Jahr 2025 ansteigen. Allerdings wird es keinen festen jährlichen Ausbaukorridor mehr geben. Aufgrund der erforderlichen Vorlaufzeit für die Voruntersuchung der Flächen können die Ausschreibungsmengen erst ab 2023 deutlich erhöht werden.
Die Flexibilisierung der Ausschreibungsvolumen soll zudem eine Verschiebung der Ausschreibungsmengen in das nächste Jahr ermöglichen, wenn sich vor der Bekanntmachung eine Verzögerung der Netzanbindung abzeichnet. Im Flächenentwicklungsplan 2020 hat das BSH für die Ausschreibungen 2021 bis 2023 Flächen mit einer voraussichtlich zu installierenden Leistung von jährlich zwischen 900 und 958 MW festgelegt. Im Jahr 2024 sollen Flächen mit einer zu installierenden Leistung von 2.900 MW und im Jahr 2025 von 4.000 MW in die Ausschreibungen gehen. Ab dem Jahr 2030 soll sodann ein jährlicher Zubau von 2.000 MW installierter Leistung in Nord- und Ostsee erfolgen.
Reporting-Pflichten des ÜNB und Überwachung durch die BNetzA § 17d Abs. 2 Satz 5 EnWG
Nach § 17d EnWG ist der anbindungsverpflichtete ÜNB verpflichtet, die Offshore-Netzanbindung zu errichten und zu betreiben. Dort wird zudem geregelt, unter welchen Voraussetzungen und zu welchem Zeitpunkt der anbindungsverpflichte ÜNB die Errichtung der Offshore-Anbindungsleitung beauftragen. Gemäß § 17d Abs. 2 Satz 4 EnWG hat der ÜNB nach der Auftragsvergabe die Daten der voraussichtlichen Fertigstellungstermine der Netzanbindung gegenüber der BNetzA bekannt zu machen und auf seiner Internetseite zu veröffentlichen.
Im Rahmen der Gesetzesnovelle wurde § 17d Abs. 2 EnWG um einen neuen Satz 5 ergänzt. Dieser soll sicherstellen, dass auch die erforderlichen Onshore-Netzkapazitäten zur Abführung des Stroms zum Fertigstellungstermin der Netzanbindung bereitstehen. Die Neuregelung des § 17d Abs. 2 Satz 5 EnWG sieht daher vor, dass der anbindungsverpflichtete ÜNB gegenüber der Regulierungsbehörde bis zum Zeitpunkt der Bekanntmachung der Ausschreibung eine Stellungnahme abzugeben hat, wenn eine Maßnahme im Sinne des § 12b Abs. 2 Satz 1 EnWG zum voraussichtlichen Fertigstellungstermin der Netzanbindung nicht in Betrieb gehen wird und keine geeigneten Alternativen umsetzbar sind, soweit die landseitige Maßnahme im Sinne des § 12b Abs. 2 Satz 1 EnWG erforderlich ist, um die Offshore-Anbindungsleitung unmittelbar ausgehend vom Netzverknüpfungspunkt an das bestehende landseitige Übertragungsnetz anzubinden, um mindestens 70 Prozent der Kapazität der Offshore-Anbindungsleitung im Kalenderjahr nach dem voraussichtlichen Fertigstellungstermin übertragen zu können.
Diese Pflicht zur Abgabe einer Stellungnahme soll sicherstellen, dass die BNetzA mit Blick auf die Planung der Ausschreibungen nach dem WindSeeG rechtzeitig informiert wird, wenn es absehbar zu Verzögerungen bei einer landseitigen Maßnahme kommt. Ist eine Bekanntmachung des Fertigstellungstermins durch den ÜNB gemäß § 17d Abs. 2 Satz 4 EnWG unterblieben oder liegt eine Stellungnahme nach § 17d Abs. 2 Satz 5 EnWG vor, ist davon auszugehen, dass die rechtzeitige Inbetriebnahme der Offshore-Anbindungsleitung nicht erfolgen wird. Dann fehlt es an der erforderlichen Synchronität zwischen dem Bau der WEA und der Netzanbindung. Verspätet sich die Inbetriebnahme der Netzanbindung oder der landseitige Abtransport des Stroms können die auf der ausgeschriebenen Fläche errichteten WEA erst verspätet in Betrieb genommen werden. Die Betreiber der WEA haben dann Anspruch auf Entschädigung nach § 17e EnWG, die über die Offshore-Umlage gemäß § 17f EnWG durch die Letztverbraucher refinanziert wird. Die bessere Koordinierung des Netzausbaus mit der Errichtung des Windparks soll daher nicht zuletzt zu geringeren Stromkosten für die Letztverbraucher führen.
Nach § 18 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG prüft die BNetzA daher zukünftig, ob eine Verzögerung der Netzanbindung absehbar ist. Sie soll die Fläche in diesem Fall in dem betreffenden Kalenderjahr nicht ausschreiben. Die Gründe für die Verzögerung der Fertigstellung der Netzanbindung soll die BNetzA unverzüglich in Form eines Berichtes an die Bundesregierung darlegen. Im Rahmen eines Offshore-Controllings zwischen Bund, den betroffenen Bundesländern und den ÜNB werden dann Maßnahmen mit dem Ziel erarbeitet, weitere Verzögerungen sicher auszuschließen und dadurch die Ausschreibung der Fläche schnellstmöglich nachzuholen. Die von der Verzögerung betroffene Fläche soll dann gemäß § 18 Abs. 2 Satz 2 WindSeeG im nachfolgenden Kalenderjahr ausgeschrieben werden, wenn die Voraussetzungen des § 18 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG nicht mehr vorliegen.
Zeitlicher Selbstbehalt bei Entschädigung wegen verzögerter Netzanbindung § 17e Abs. 2 EnWG
Im Fall der Störung, Verzögerung oder Wartung einer Netzanbindung steht dem betroffenen Betreiber des OWP eine verschuldensunabhängige Entschädigung gemäß § 17e EnWG zu. Bislang war vorgesehen, dass der OWP-Betreiber in allen Fällen der Nichtverfügbarkeit einen Zeitraum von 10 Tagen entschädigungslos hinnehmen musste. Erst ab dem 11. Tag der Störung, Verzögerung oder Wartung der Netzanbindung erhielt der OWP-Betreiber eine Entschädigung (sog. zeitlicher Selbstbehalt).
Der Gesetzgeber hat diesen zeitlichen Selbstbehalt für die Verzögerung der Netzanbindung geändert. Nach der Neufassung des § 17e Abs. 2 Satz 1 EnWG beträgt der Selbstbehalt nunmehr neunzig (90) Tage. Laut der Gesetzesbegründung soll diese Anpassung des Selbstbehalts im Zusammenhang mit der gleichzeitigen Änderung der Realisierungsfristen für den OWP in § 59 Abs. 2 WindSeeG stehen. Durch die Änderungen dieser Realisierungsfristen werde der Prozess der Inbetriebnahme von WEA und Anbindungsleitungen insgesamt beschleunigt und parallelisiert. Aufgrund dieser weiteren Beschleunigung steige grundsätzlich das Risiko, dass der verbindliche Fertigstellungstermin aufgrund unvorhergesehener Umstände nicht eingehalten werden könne. Die Verschiebung des Beginns der Entschädigungspflicht verhindere, dass die Beschleunigung des Verfahrens Entschädigungszahlungen auslöse, wenn die Beschleunigung nicht erfolgreich sei.
Nach der Übergangsregelung des § 17e Abs. 2 Satz 8 EnWG ist die Neufassung aus Gründen des Vertrauensschutzes nicht auf Zuschläge nach § 34 WindSeeG anzuwenden. Für die Projekte der Übergangsphase (Inbetriebnahme 2021 bis 2025) die in den Jahren 2017 und 2018 ausgeschrieben wurden, gelten somit die Regelungen des § 17e EnWG in der am 09.12.2020 geltenden Fassung. Dadurch soll sichergestellt werden, dass die Selbstbehaltsfrist für Projekte aus den Übergangsausschreibungen nicht angewendet wird, weil diese andernfalls erst nach Zuschlagserteilung erhöht worden wäre. Dies wäre aus der Sicht des Gesetzgebers nicht sachgerecht.
Umgang mit 0 ct/kWh-Geboten
Gesetzliche Festlegung des Höchstwerts § 22 WindSeeG
Zudem reagiert der Gesetzgeber mit einer Anpassung des Höchstwerts in § 22 WindSeeG auf die bisherigen Ausschreibungsergebnisse zur Ermittlung der Vergütungshöhe der Windenergie auf See. Die BNetzA hat am 01.04.2017 und am 01.04.2018 für die Übergangsphase (2021-2025) insgesamt 3.100 MW an Erzeugungsleistung ausgeschrieben. Dabei belief sich der niedrigste Gebotswert, der in der Ausschreibung am 01.04.2018 noch bezuschlagt wurde, auf 0,00 ct/kWh. Nach der alten Fassung des § 22 Abs. 1 WindSeeG entsprach der Höchstwert für die zum 01.09.2021 anstehenden Ausschreibungen für das zentrale Model dem niedrigsten Gebotswert zum Gebotstermin 01.04.2018.
Es bestand somit Handlungsbedarf, da auch der Höchstwert in der kommenden Ausschreibung 0,00 ct/kWh betragen hätte. Dies hätte sich negativ auf die Realisierungswahrscheinlichkeit einiger Projekte auswirken können. Darüber hinaus wollte die Bundesregierung dem Risiko entgegenwirken, dass für manche Flächen gar keine Gebote abgegeben werden oder der Wettbewerb zumindest deutlich eingeschränkt wird. Nach den aktuellen Erkenntnissen des EEG-Erfahrungsberichts Windenergie auf See zu den Stromgestehungskosten war zu erwarten, dass für einige der ab 2021 zur Ausschreibung stehenden Flächen weiterhin ein Förderbedarf bestehen werde.
Daher wurde der Höchstwert nun gesetzlich angepasst. Nach § 22 Abs. 1 WindSeeG beträgt der Höchstwert für Ausschreibungen im Jahr 2021 7,3 ct/kWh, für die Ausschreibungen im Jahr 2022 6,4 ct/kWh und für die Ausschreibungen ab dem Jahr 2023 6,2 ct/kWh. Der so festgelegte Höchstwert soll einerseits den wirtschaftlichen Betrieb von WEA auf See auf den ausgeschriebenen Flächen ermöglichen und zugleich überhöhte Vergütungen verhindern, falls es in einzelnen Ausschreibungen zu eingeschränktem Wettbewerb kommt.
Differenzierung von 0 ct/kWh-Geboten § 23 WindSeeG
Darüber hinaus ist nun in § 23 Abs. 1 Satz 2 WindSeeG festgelegt, dass künftig das Los bei mehreren 0,00 ct/kWh-Geboten über den Zuschlag entscheidet. Diese Norm greift die Regelung des § 32 Abs. 1 Satz 3 Nr. 2 des EEG 2017 auf. Die Neuregelung überführt die Entscheidung über die Erteilung des Zuschlags durch Los im Fall von mehreren 0,00 ct/kWh-Gebot in das WindSeeG. Allerdings soll die Bundesregierung nach § 23a Satz 1 WindSeeG im Jahr 2022 den gesetzlichen Anpassungsbedarf bei der Differenzierung von mehreren 0,00 ct/kWh-Geboten prüfen. Zwar ist davon auszugehen, dass in den nächsten zwei Jahren in den Ausschreibungen keine 0,00 ct/kWh-Gebote abgegeben werden, weil überwiegend kleinere und weniger ertragreiche Flächen ausgeschrieben werden. Dennoch sollte geprüft werden, welche Differenzierungsmöglichkeiten in Betracht kommen. Dabei sollen vor allem auch die Entwicklungen auf anderen europäischen Märkten im betrachtet werden.
Erstattung der Kosten für Voruntersuchungen § 10a WindSeeG
Nach § 46 Abs. 3 Satz 1 WindSeeG enden sämtliche laufenden Planfeststellungsverfahren oder Genehmigungsverfahren zur Errichtung und zum Betrieb von WEA, soweit die Vorhaben nicht unter den Anwendungsbereich der Ausschreibungen für bestehende Projekte nach § 26 Absatz 2 WindSeeG fallen. Das BSH bestätigt die Beendigung des Verfahrens auf Antrag des Vorhabenträgers nach § 46 Abs. 3 Satz 2 WindSeeG. Mehrere Vorhabenträger sahen sich durch die Einführung dieser Regelung im Jahr 2017 in ihren Grundrechten verletzt, weil sie für Planungen und Untersuchungen der Flächen bereits Investitionen getätigt hatten. Das Bundesverfassungsgericht („BVerfG“) entschied mit Beschluss vom 30.06.2020, dass das WindSeeG insoweit verfassungswidrig ist, als es den von dieser Regelung betroffenen Vorhabenträgern, keinen finanziellen Ausgleich gewährt. Soweit die bereits erfolgten Planungen und Untersuchungen für die staatliche Voruntersuchung der Flächen weiter verwertet werden könnten, müssten die notwendigen Kosten ersetzt werden. Mit § 10a WindSeeG setzt der Gesetzgeber diese Vorgabe des BVerfG um und schafft nun unter engen Voraussetzungen eine Möglichkeit zur Kostenerstattung für Inhaber der betroffenen Projekte. Die Regelung sieht einen Ausgleich nur insoweit vor, wie dieser verfassungsrechtlich geboten ist. Eine darüberhinausgehende Kostenerstattung ist nicht vorgesehen.
Sonstige Energiegewinnungsanlagen zur Wasserstofferzeugung
Die Bundesregierung hat in der Nationalen Wasserstoffstrategie festgelegt, dass insbesondere die Offshore-Windenergie aufgrund ihrer hohen Volllaststunden, der vergleichsweise stetigen Stromerzeugung und des maritimen Umfelds zum Aufbau einer grünen Wasserstoffproduktion beitragen soll. Dafür sollten die Rahmenbedingungen weiterentwickelt werden.
Durch die Gesetzesnovelle des WindSeeG wird deswegen die Mindestgröße für sonstige Energiegewinnungsbereiche auf 25 Quadratkilometer verringert. Dadurch soll die Auswahl der sonstigen Energiegewinnungsbereiche möglichst groß gehalten werden. Außerdem kann das BSH nach § 5 Abs. 2a WindSeeG räumliche sowie technische Vorgaben für sonstige Energiegewinnungsanlagen für Leitungen oder Kabel, die Energie oder Energieträger aus diesen abführen, machen oder bei einer Knappheit der Trassen solche Leitungen oder Kabel ausschließen. Im Flächenentwicklungsplan 2020 sind nach jetzigem Stand zwei sonstige Energiegewinnungsbereiche vorgesehen. Beide Bereiche sind für eine eigene Netzanbindung zu klein. In der Nordsee wird eine Fläche von etwa 27,5 Quadratkilometern als sonstiger Energiegewinnungsbereich ausgewiesen. Für diesen ist ein Kabel oder eine Pipeline an Land nicht vorgesehen. Eine weitere Fläche mit einer Größe von 7,6 Quadratkilometern ist in der Ostsee als sonstiger Energiegewinnungsbereich festgelegt. Dort ist eine Trasse grundsätzlich möglich. Allerdings erhält der Betreiber solcher Anlagen keinen Anschluss an das Netz, sondern kann in der Trasse eine eigene Stromleitung errichten und betreiben. Beispielsweise könnte daher eine Elektrolyseanlage an Land an die sonstige Energiegewinnungsanlage angeschlossen werden.
Eine zentrale Änderung für sonstige Energiegewinnungsanlagen ergibt sich in Bezug auf die Flächenvergabe. Bisher unterfiel diese § 3 Abs. 1 Satz 1 Seeanlagengesetz (SeeAnlG). Für sämtliche Antragsverfahren nach dem SeeAnlG galt das sogenannte „Windhundprinzip“. Sofern mehrere Betreiber Interesse an der Nutzung eines im Flächenentwicklungsplan ausgewiesenen Bereichs hatten, war die Eingangsreihenfolge der Planfeststellungs- und Genehmigungsanträge maßgeblich. Künftig soll die Gewinnung von Energie aus WEA auf See ohne Netzanschluss und sonstige Energiegewinnungsanlagen nur noch im WindSeeG geregelt werden. Dafür legt § 67a WindSeeG fest, dass die Antragsberechtigten innerhalb von im Flächenentwicklungsplan festgelegten Bereichen zur sonstigen Energiegewinnung vom BSH durch Ausschreibung gemäß den Kriterien der Rechtsverordnung nach § 71 Nr. 5 WindSeeG ermittelt werden. Dadurch wird das BMWi ermächtigt, ohne Zustimmung des Bundesrats für die Ausschreibung von sonstigen Energiegewinnungsbereichen oder deren Teilbereichen und zur Sicherstellung der Errichtung von sonstigen Energiegewinnungsanlagen ein Verfahren für die Vergabe nach objektiven, nachvollziehbaren, diskriminierungsfreien und effizienten Kriterien festzulegen, wobei insbesondere Mindestanforderungen an die Eignung der Teilnehmer und den Nachweis der Erfüllung der Anforderungen zu regeln sind.
